RU2168618C2 - Method of developing oil deposit - Google Patents
Method of developing oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2168618C2 RU2168618C2 RU99114813/03A RU99114813A RU2168618C2 RU 2168618 C2 RU2168618 C2 RU 2168618C2 RU 99114813/03 A RU99114813/03 A RU 99114813/03A RU 99114813 A RU99114813 A RU 99114813A RU 2168618 C2 RU2168618 C2 RU 2168618C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- solution
- sodium silicate
- ammonium nitrate
- water
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений селективной изоляцией промытых высокопроницаемых зон пласта. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil fields by selective isolation of washed highly permeable zones of the formation.
Известны способы разработки нефтяных месторождений, в которых для ограничения водопритока закачивают раствор силиката натрия (жидкого стекла), непосредственно перед закачкой смешанного с раствором соляной кислоты (Г.З. Ибрагимов, К.С. Фазлутдинов, Н.И. Хисамутдинов. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 62) или органической кислоты (патент США N 5351757, кл. 166-270, 1994). Способы основаны на способности силиката натрия при взаимодействии с кислотами образовывать гель кремниевой кислоты, который в пластовых условиях блокирует промытые пропластки. Однако из-за высокой скорости реакции гелеобразования возможно использование этого способа для воздействия только на призабойную зону пласта, не влияя на удаленные участки. Known methods for developing oil fields in which to limit the water inflow are injected with a solution of sodium silicate (water glass), immediately before the injection is mixed with a solution of hydrochloric acid (GZ Ibragimov, KS Fazlutdinov, NI Khisamutdinov. Use of chemical reagents for intensification of oil production. M: Nedra, 1991, p. 62) or organic acid (US patent N 5351757, CL 166-270, 1994). The methods are based on the ability of sodium silicate when interacting with acids to form a gel of silicic acid, which under reservoir conditions blocks washed interlayers. However, due to the high speed of the gelation reaction, it is possible to use this method to affect only the bottomhole formation zone, without affecting the remote areas.
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции высокопроницаемых пропластков, состоящий в закачке оторочки раствора силиката натрия в пласт. Он основан на взаимодействии силиката натрия и солей двухвалентных металлов, содержащихся в пластовой и закачиваемой водах. В растворе силиката натрия при смешении с солями образуется гелеобразный осадок, который снижает проводимость пористой среды и способствует повышению нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта заводнением. (Г.З. Ибрагимов и др. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. М.: Недра, 1991, с. 191). Недостатком способа является возможность использования его для пластов с высокой минерализацией пластовых или закачиваемых вод. При содержании в водах ионов металла менее 1,2 г/л, чтобы образовать гелевый осадок, до и после закачки раствора силиката натрия в пласт закачивают определенное количество 5%-ного раствора хлористого кальция. Применяемые же в виде двух растворов компоненты в пористой среде плохо перемешиваются, в результате закупоривающий гель не получается или образуется не во всем объеме и имеет низкие структурно-механические свойства, что снижает эффективность способа. The closest in technical essence is the method of isolation of highly permeable layers, which consists in injecting the edges of a solution of sodium silicate into the reservoir. It is based on the interaction of sodium silicate and salts of divalent metals contained in the reservoir and injected water. When mixed with salts, a gel-like precipitate is formed in the sodium silicate solution, which reduces the conductivity of the porous medium and enhances oil recovery by increasing the waterflood coverage of the formation. (GZ Ibragimov and others. The use of chemicals for the intensification of oil production. M: Nedra, 1991, p. 191). The disadvantage of this method is the possibility of using it for formations with high salinity of formation or injected water. When the content of metal ions in the waters is less than 1.2 g / l, in order to form a gel precipitate, a certain amount of a 5% solution of calcium chloride is pumped into the formation before and after injection of the sodium silicate solution. The components used in the form of two solutions in a porous medium mix poorly, as a result, a plugging gel is not obtained or does not form in its entirety and has low structural and mechanical properties, which reduces the efficiency of the method.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи за счет увеличения охвата пласта воздействием при заводнении путем перераспределения фильтрационных потоков в пласте и увеличения коэффициента нефтевытеснения. The objective of the invention is to increase the coefficient of oil recovery by increasing the coverage of the formation by exposure during flooding by redistributing the filtration flows in the formation and increasing the coefficient of oil displacement.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения заводнением путем селективной изоляции пластов, включающем закачку в пласт оторочки раствора на основе силиката натрия-жидкого стекла, предварительно раствор силиката натрия перемешивают с раствором аммиачной селитры в пресной воде до получения однородного раствора, а после него закачивают воду в объеме не менее, чем в два раза превышающем объем оторочки при следующем соотношении компонентов раствора, мас.%:
Cиликат натрия (жидкое стекло) - 20,0 - 40,0
Аммиачная селитра - 3,0 - 7,0
Пресная вода - Остальное.The technical result is achieved by the fact that in the method of developing an oil field by flooding by selectively isolating the formations, including injecting the edges of the solution based on sodium silicate-liquid glass into the formation, the sodium silicate solution is first mixed with a solution of ammonium nitrate in fresh water until a homogeneous solution is obtained, and after water is pumped into it in a volume not less than two times the rim volume in the following ratio of solution components, wt.%:
Sodium silicate (water glass) - 20.0 - 40.0
Ammonium nitrate - 3.0 - 7.0
Fresh Water - Else.
Указанныйраствор может дополнительно содержать анионактивное поверхностно-активное вещество, например ДС-РАС, сульфонол в количестве 1-3% от массы раствора на основе силиката натрия. The specified solution may additionally contain an anionic surfactant, for example DS-RAS, sulfonol in an amount of 1-3% by weight of a solution based on sodium silicate.
Перед закачкой в скважину в емкость с пресной водой через эжектор загружают аммиачную селитру (или аммиачную селитру и анионактивное ПАВ) и перемешивают до полного растворения, затем раствор аммиачной селитры (или аммиачной селитры и анионактивного ПАВ) постепенно подают в емкость с раствором силиката натрия, осуществляют перемешивание до получения однородного раствора, после чего закачивают в пласт в виде оторочки. Затем для разбавления раствора в пласте скважины подключают к высоконапорному водоводу и продолжают заводнение. Before injection into the well, ammonium nitrate (or ammonium nitrate and anionic surfactant) is loaded into the fresh water tank through an ejector and mixed until completely dissolved, then a solution of ammonium nitrate (or ammonium nitrate and anionic surfactant) is gradually fed into the tank with a solution of sodium silicate; mixing until a homogeneous solution is obtained, after which it is pumped into the formation in the form of a rim. Then, to dilute the solution in the reservoir, the wells are connected to a high-pressure water conduit and waterflooding is continued.
Возможность увеличения охвата пласта воздействием основана на свойстве системы силикат натрия-аммиачная селитра-вода при разбавлении закачиваемыми или пластовыми водами любой минерализации в пластовых условиях образовывать в пористой среде гель. The possibility of increasing the coverage of the formation by exposure is based on the property of the sodium silicate-ammonium nitrate-water system, when diluted with any mineralization by injected or produced waters under formation conditions, to form a gel in a porous medium.
В растворах, используемых в данном способе, при температурах до 50oC гелеобразование не происходит, так как подавляется процесс гидролиза аммиачной селитры, обуславливающий гелеобразование в растворе силиката натрия. При разбавлении водой гидролиз существенно интенсифицируется и приводит в конечном счете к образованию объемного геля кремниевой кислоты, который, блокируя промытые зоны пласта, увеличивает охват пласта заводнением.In the solutions used in this method, gelation does not occur at temperatures up to 50 o C, since the process of hydrolysis of ammonium nitrate, which causes gelation in a solution of sodium silicate, is suppressed. When diluted with water, hydrolysis is significantly intensified and ultimately leads to the formation of a bulk gel of silicic acid, which, by blocking the washed zones of the formation, increases the coverage of the formation by water flooding.
В таблице приведены типичные результаты исследований при 50oC времени гелеобразования реологических свойств гелеобразующих растворов и гелей, полученных при разбавлении состава сеноманской водой, содержащей 0,57 г/л ионов двухвалентных металлов. Модель сеноманской воды содержит 13,7 г/л NaCI; 1,3 г/л CaCl2; 0,39 г/л MgCl2; 0,27 г/л КНСО3. Для получения гелей с высокой вязкостью необходимо разбавить растворы не менее, чем в 2 раза (таблица).The table shows typical research results at 50 o C gelation time of the rheological properties of the gel-forming solutions and gels obtained by diluting the composition with Cenomanian water containing 0.57 g / l of divalent metal ions. The Cenomanian water model contains 13.7 g / l NaCI; 1.3 g / l CaCl 2 ; 0.39 g / l MgCl 2 ; 0.27 g / l KHCO 3 . To obtain high viscosity gels, it is necessary to dilute the solutions at least 2 times (table).
Измерение вязкости растворов и гелей производят вибрационным вискозиметром по известной методике (А.Н. Соловьев, А.Б. Каплун. Вибрационный метод измерения вязкости жидкостей. М.: Наука, 1970, с. 119). В герметично закрывающиеся титановые ячейки помещают по 20 мл исследуемого раствора, выдерживают определенное время при 50oC до образования геля, затем охлаждают до 20oC и измеряют вязкость.The viscosity of solutions and gels is measured using a vibrational viscometer according to a well-known technique (A.N. Soloviev, A.B. Kaplun. Vibration method for measuring the viscosity of liquids. M: Nauka, 1970, p. 119). 20 ml of the test solution are placed in hermetically sealed titanium cells, they are held for a certain time at 50 ° C. until gel formation, then cooled to 20 ° C. and the viscosity is measured.
Растворы силиката натрия как щелочные буферные системы с максимумом буферной емкости в области pH 9,0-10,5, имеют высокую нефтевытесняющую способность, кроме того, они усиливают нефтеотмывающую способность анионактивного ПАВ. Sodium silicate solutions as alkaline buffer systems with a maximum buffer capacity in the pH range of 9.0-10.5 have a high oil-displacing ability, in addition, they enhance the oil-washing ability of anionic surfactants.
Реализация способа в промышленных условиях состоит в следующем. The implementation of the method in an industrial environment is as follows.
В автоцистерну с пресной водой через эжектор загружают аммиачную селитру (или аммиачную селитру и анионактивное ПАВ) и перемешивают до полного растворения. Получают водный раствор аммиачной селитры или водный раствор аммиачной селитры и анионактивного ПАВ. В емкость для приготовления раствора загружают силикат натрия (жидкое стекло) в необходимом количестве. При использовании порошкообразного силиката натрия в емкость сначала наливают пресную воду, затем при постоянном перемешивании загружают необходимое количество силиката натрия. После полной загрузки силиката натрия в ту же емкость постепенно подают водный раствор аммиачной селитры или аммиачной селитры и анионактивного ПАВ при постоянном перемешивании. Перемешивание осуществляют агрегатом типа УН 1 630 х 700 А, УНЦ 1 160 x 50 К (или аналогичного типа) до получения однородного раствора. После этого насосным агрегатом осуществляют закачку раствора в скважину. Ammonium nitrate (or ammonium nitrate and anionic surfactant) is loaded into a tanker with fresh water through an ejector and mixed until completely dissolved. An aqueous solution of ammonium nitrate or an aqueous solution of ammonium nitrate and an anionic surfactant is obtained. Sodium silicate (water glass) in the required quantity is loaded into the container for preparing the solution. When using powdered sodium silicate, fresh water is first poured into the container, then, with constant stirring, the required amount of sodium silicate is charged. After the sodium silicate is fully charged, an aqueous solution of ammonium nitrate or ammonium nitrate and anionic surfactant is gradually fed into the same container with constant stirring. Mixing is carried out by a unit of type UN 1 630 x 700 A, UNC 1 160 x 50 K (or a similar type) until a homogeneous solution is obtained. After that, the pumping unit injects the solution into the well.
Сразу после окончания закачки скважину подключают к высоконапорному водоводу и осуществляют закачку воды в объеме, не менее чем в 2 раза превышающем объем оторочки гелеобразующего раствора. Immediately after completion of the injection, the well is connected to a high-pressure water conduit and water is pumped in a volume not less than 2 times the rim volume of the gelling solution.
В пористой среде пласта при пластовой температуре в результате разбавления в процессе фильтрации гелеобразующие растворы переходят в гелеобразное состояние, что позволяет использовать их в технологиях повышения нефтеотдачи, ориентированных на увеличение охвата пласта заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта. In a porous formation medium at the formation temperature, as a result of dilution during the filtration, the gel-forming solutions turn into a gel-like state, which allows them to be used in oil recovery enhancement technologies aimed at increasing the coverage of the formation by water flooding by selectively isolating the washed highly permeable zones of the formation.
Эффективность применения указанного способа оценивают по результатам исследования фильтрации через водонасыщенные модели пласта и в процессе доотмыва остаточной нефти из двух параллельных колонок с различной проницаемостью. The effectiveness of the application of this method is evaluated according to the results of a study of filtration through water-saturated models of the reservoir and in the process of re-washing residual oil from two parallel columns with different permeabilities.
Используют насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного кернового материала, нефть пласта A1 Советского месторождения и модель сеноманской воды.Use bulk reservoir models made from disintegrated core material, reservoir oil A 1 from the Sovetskoye field and the Cenomanian water model.
Вытеснение нефти водой осуществляют до полной обводненности продукции из обеих колонок. Замеряют давление на входе и выходе, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки через 5-15 минут. По полученным данным рассчитывают подвижность жидкостей к/м, мкм2 (мПа•с) и коэффициент вытеснения нефти водой, КВ,%.The displacement of oil by water is carried out to a complete water cut of the products from both columns. Measure the pressure at the inlet and outlet, the volume of displaced oil and water from each column after 5-15 minutes. According to the obtained data, the mobility of liquids is calculated to / m, μm 2 (MPa • s) and the oil displacement coefficient by water, KV , %.
После вытеснения нефти водой в обводненную модель пласта закачивают оторочку гелеобразующего состава. Затем осуществляют прокачку не менее, чем двукратного объема модели сеноманской воды, чтобы непосредственно в модели пласта произошло разбавление раствора. После этого модель выдерживают 18-25 часов при 50-55oC для образования объемного геля и продолжают нагнетание воды. Также замеряют давления на входе и выходе, объемы вытесненной нефти и воды из каждой колонки.After oil is displaced by water, a rim of the gel-forming composition is pumped into the flooded reservoir model. Then, at least twice the volume of the Cenomanian water model is pumped so that the solution is diluted directly in the reservoir model. After that, the model was incubated for 18-25 hours at 50-55 o C for the formation of a bulk gel and continue the injection of water. Inlet and outlet pressures and volumes of displaced oil and water from each column are also measured.
Кроме того, определяют pH и концентрацию аммиачной селитры в воде на выходе из колонок. По полученным данным рассчитывают подвижность жидкостей к/μ, абсолютный коэффициент вытеснения нефти водой и составом, прирост коэффициента нефтевытеснения, а также строят концентрационный профиль выхода аммиачной селитры из колонок и значений pH. In addition, determine the pH and concentration of ammonium nitrate in water at the outlet of the columns. According to the data obtained, the mobility of liquids k / μ, the absolute coefficient of oil displacement by water and composition, the increase in the oil displacement coefficient, and the concentration profile of the output of ammonium nitrate from the columns and pH values are calculated.
Проницаемость моделей пласта находилась в интервале: для более низкопроницаемых колонок 0,100-0,127 мкм2, для высокопроницаемых - 0,490-0,560 мкм2, соотношение исходных газопроницаемостей моделей варьировалось от 3,8 до 5,6. Так как закачка гелеобразующих составов во всех опытах производилась одновременно в обе колонки, то в более низкопроницаемые колонки входило меньшее количество гелеобразующего раствора по сравнению с высокопроницаемыми. В результате величина оторочки гелеобразующего раствора в более низкопроницаемых колонках составила 0,162-0,166 поровых объема, а высокопроницаемых 0,303-0,341 поровых объема. После закачки гелеобразующего состава и образования геля за счет разбавления водой в модели пласта наблюдалось резкое снижение подвижности жидкости в высокопроницаемых колонках, выравнивание профиля приемистости или перераспределение фильтрационных потоков в модели (фиг. 1,3). Выход аммиачной селитры из колонок предшествует увеличению коэффициента нефтевытеснения, которое происходит симбатно с увеличением pH (фиг. 2). Прирост коэффициентов нефтевытеснения находится в пределах 12-15%.The permeability of the formation models was in the range: for lower permeability columns, 0.100-0.127 μm 2 , for high permeability columns - 0.490-0.560 μm 2 , the ratio of the initial gas permeability of the models varied from 3.8 to 5.6. Since the gel-forming compositions were injected into both columns simultaneously in all experiments, a lower amount of gel-forming solution was included in the lower-permeability columns as compared to the highly-permeable ones. As a result, the rim size of the gelling solution in the lower permeable columns was 0.162-0.166 pore volumes, and highly permeable 0.303-0.341 pore volumes. After injection of the gel-forming composition and gel formation due to dilution with water in the reservoir model, a sharp decrease in fluid mobility in high-permeability columns, alignment of the injectivity profile or redistribution of filtration flows in the model were observed (Fig. 1.3). The output of ammonium nitrate from the columns is preceded by an increase in the oil displacement coefficient, which occurs symbatically with increasing pH (Fig. 2). The increase in oil displacement ratios is in the range of 12-15%.
В качестве примера на фиг. 1-3 представлены изменения подвижности жидкости, коэффициента нефтевытеснения, концентрационный профиль выхода аммиачной селитры и значений pH для составов гелеобразующих растворов:
1-20,0 мас. % силиката натрия, 3,0 мас.% аммиачной селитры, 77,0 мас.% пресной воды (фиг. 1,2); 2-20,0 мас.% силиката натрия, 3,0 мас.% аммиачной селитры, 3,0 мас.% ДС-РАС, 74,0 мас. % пресной воды (фиг. 3).As an example in FIG. 1-3 shows the changes in fluid mobility, oil displacement coefficient, the concentration profile of the output of ammonium nitrate and pH values for the compositions of gel-forming solutions:
1-20.0 wt. % sodium silicate, 3.0 wt.% ammonium nitrate, 77.0 wt.% fresh water (Fig. 1.2); 2-20.0 wt.% Sodium silicate, 3.0 wt.% Ammonium nitrate, 3.0 wt.% DS-RAS, 74.0 wt. % fresh water (Fig. 3).
Таким образом, при осуществлении предлагаемого способа происходит комплексное воздействие на неоднородный пласт - перераспределение фильтрационных потоков, что приводит к увеличению охвата пласта заводнением, и доотмыв остаточной нефти, приводящий к увеличению коэффициента нефтевытеснения, что в конечном счете приводит к увеличению нефтеотдачи. Thus, when implementing the proposed method, a complex effect on an inhomogeneous formation occurs - redistribution of filtration flows, which leads to an increase in the coverage of the formation by water flooding, and re-washing of residual oil, leading to an increase in oil displacement coefficient, which ultimately leads to an increase in oil recovery.
Claims (1)
Силикат натрия - жидкое стекло - 20,0 - 40,0
Аммиачная селитра - 3,0 - 7,0
Пресная вода - Остальное
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что указанный раствор аммиачной селитры дополнительно содержит анионактивное поверхностно-активное вещество - ДС-РАС, сульфонол в количестве 1 - 3% от массы раствора на основе силиката натрия.1. A method of developing an oil field by waterflooding by selective isolation of the formations, including injecting into the formation the rims of a solution based on sodium silicate - liquid glass, characterized in that the sodium silicate solution is mixed with a solution of ammonium nitrate in fresh water until a homogeneous solution is obtained, and after it water is pumped in a volume not less than two times the rim volume, with the following ratio of solution components, wt.%:
Sodium silicate - water glass - 20.0 - 40.0
Ammonium nitrate - 3.0 - 7.0
Fresh Water - Else
2. The method according to claim 1, characterized in that said ammonium nitrate solution further comprises an anionic surfactant - DS-RAS, sulfonol in an amount of 1 to 3% by weight of a solution based on sodium silicate.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99114813/03A RU2168618C2 (en) | 1999-07-07 | 1999-07-07 | Method of developing oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99114813/03A RU2168618C2 (en) | 1999-07-07 | 1999-07-07 | Method of developing oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU99114813A RU99114813A (en) | 2001-05-10 |
| RU2168618C2 true RU2168618C2 (en) | 2001-06-10 |
Family
ID=20222399
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99114813/03A RU2168618C2 (en) | 1999-07-07 | 1999-07-07 | Method of developing oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2168618C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104632159A (en) * | 2014-12-31 | 2015-05-20 | 大港油田集团有限责任公司 | Oil field water injection well deep sediment profile control method |
| RU2667254C1 (en) * | 2017-11-20 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water inflow in well with low formation temperature (variants) |
| RU2669970C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming compound |
| RU2705111C1 (en) * | 2019-02-06 | 2019-11-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Composition for limiting water influx into well |
-
1999
- 1999-07-07 RU RU99114813/03A patent/RU2168618C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИБРАГИМОВ Г.З. И ДР. Применение химических реагентов для интенсификации добычи нефти. - М.: Недра, 1991, с. 191. * |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104632159A (en) * | 2014-12-31 | 2015-05-20 | 大港油田集团有限责任公司 | Oil field water injection well deep sediment profile control method |
| CN104632159B (en) * | 2014-12-31 | 2017-06-13 | 大港油田集团有限责任公司 | Precipitate profile control method in water injection well in oil fields deep |
| RU2667254C1 (en) * | 2017-11-20 | 2018-09-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water inflow in well with low formation temperature (variants) |
| RU2669970C1 (en) * | 2017-11-29 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gel-forming compound |
| RU2705111C1 (en) * | 2019-02-06 | 2019-11-05 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Composition for limiting water influx into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4215001A (en) | Methods of treating subterranean well formations | |
| CA1127074A (en) | Treating wells to mitigate flow-after-cementing | |
| Jia et al. | The potential of using Cr3+/salt-tolerant polymer gel for well workover in low-temperature reservoir: Laboratory investigation and pilot test | |
| AU2014281205A1 (en) | Simultaneous method for combined acidizing and proppant fracturing | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| CN105683330A (en) | Carbonate-based slurry fracturing with solid acid for unconventional reservoir | |
| US4811787A (en) | Method for reducing the permeability of underground strata during secondary recovery of oil | |
| US10414972B2 (en) | Peroxide containing formation conditioning and pressure generating composition and method | |
| CA1224331A (en) | Process for utilizing a silicate/silica cement in oil field applications | |
| US3386509A (en) | Plugging highly permeable zones of underground formations | |
| US7500520B2 (en) | Method of cementing well bores | |
| US3868996A (en) | Buffer-regulated treating fluid positioning process | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2616632C1 (en) | Method of killing of oil wells with high gas factor in permafrost conditions | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| US7475727B2 (en) | Methods of improving conformance control in fractured hydrocarbon reservoirs | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
| RU2536529C1 (en) | Procedure for selective shutoff of water-encroached sections of oil reservoir | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| CN105131924A (en) | Self-foaming flushing fluid tackifier, flushing fluid configuration reagent, and flushing fluid |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040708 |