RU2266399C2 - Oil field development method - Google Patents
Oil field development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2266399C2 RU2266399C2 RU2001126257/03A RU2001126257A RU2266399C2 RU 2266399 C2 RU2266399 C2 RU 2266399C2 RU 2001126257/03 A RU2001126257/03 A RU 2001126257/03A RU 2001126257 A RU2001126257 A RU 2001126257A RU 2266399 C2 RU2266399 C2 RU 2266399C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- fresh water
- sodium silicate
- gelling
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных месторождений заводнением путем селективной изоляции промытых высокопроницаемых зон продуктивного пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing oil fields by water flooding by selective isolation of washed high-permeability zones of the reservoir.
Известны способы разработки нефтяных месторождений, в которых для изоляции промытых высокопроницаемых зон пласта 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 г., с.62), или раствором органической кислотой (патент США №5351757, кл 166-270, 1994 г.), или с осадкообразующим составом, содержащим силикат натрия, хлорид аммония и воду (заявка на изобретение RU №96122140/03, кл. Е 21 В 43/20 1996.11.19).Known methods for developing oil fields in which a solution of sodium silicate (water glass) is injected to isolate washed high-permeability zones of the formation immediately before injection is mixed with hydrochloric acid solution (G.Z. Ibragimov, K.S. Fazlutdinov, N.I. Khisamutdinov. The use of chemical reagents for the intensification of oil production. M., Nedra, 1991, p. 62), or with a solution of organic acid (US patent No. 5351757, CL 166-270, 1994), or with a precipitating composition containing sodium silicate , ammonium chloride and water (application for invention Council RU No. 96122140/03, class E 21 B 43/20 1996.11.19).
Способы основаны на способности силиката натрия при взаимодействии с кислотами образовывать гель кремневой кислоты, который в пластовых условиях блокирует промытые, высокопроницаемые пропластки.The methods are based on the ability of sodium silicate to react with acids to form a silicic acid gel which, under reservoir conditions, blocks washed, highly permeable layers.
Недостатком данных способов является высокая скорость реакции гелеобразования, что позволяет использовать данные способы только для обработки призабойной зоны пласта, не влияя при этом на изменение (снижение) фильтрационных характеристик удаленных высокопроницаемых пропластков. Кроме того, данные составы имеют слабые нефтеотмывающие свойства.The disadvantage of these methods is the high reaction rate of gelation, which allows the use of these methods only for processing the bottom-hole zone of the formation, without affecting the change (decrease) in the filtration characteristics of the removed highly permeable layers. In addition, these compositions have weak oil laundering properties.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения заводнением, включающий закачку в пласт оторочки содержащей, мас.%: силикат натрия - жидкое стекло 20-40, аммиачную селитру 3-7, анионактивное поверхностно-активное вещество (ПАВ), например ДС-РАС или сульфонол, в количестве 1-3, пресная вода остальное (RU 2168618 С2, E 21 B 43/22, 10.06. 2001).The closest in technical essence is a method of developing an oil field by water flooding, including the injection of rim containing, wt.%: Sodium silicate - water glass 20-40, ammonium nitrate 3-7, anionic surfactant (surfactant), for example DS- RAS or sulfonol, in an amount of 1-3, the rest is fresh water (RU 2168618 C2, E 21 B 43/22, 10.06. 2001).
Данная оторочка, как щелочная буферная система с максимумом буферной емкости в области рН 9,0-11,5 при ее разбавлении закачиваемыми или пластовым водами любой минерализации, склонна к глубокому проникновению в высокопроницаемые, водонасыщенные участки пласта, где в результате постепенного гидролиза аммиачной селитры, склонна к образованию в них водоизолирующего геля кремневой кислоты. Кроме того, наличие в составе гелеобразующей оторочки определенного количества анионного поверхностно-активного вещества ПАВ обеспечивает ее комплексное воздействие на неоднородный пласт, а именно приводит к увеличению охвата пласта заводнением за счет изоляции высокопроницаемых участков пласта и доотмыв остаточной нефти, т.е. повышает коэффициент нефтевытеснения.This rim, like an alkaline buffer system with a maximum buffer capacity in the pH range of 9.0-11.5 when diluted with any mineralization by injected or produced water, is prone to deep penetration into highly permeable, water-saturated sections of the reservoir, where, as a result of the gradual hydrolysis of ammonium nitrate, prone to the formation in them of a waterproofing gel of silicic acid. In addition, the presence in the gel-forming rim of a certain amount of anionic surfactant surfactant provides its complex effect on a heterogeneous formation, namely, it leads to an increase in the coverage of the formation by water flooding due to isolation of highly permeable sections of the formation and the washing out of residual oil, i.e. increases the coefficient of oil displacement.
Недостатком данного способа является низкая нефтеотмывающая и поверхностная активность анионных ПАВ и высокая величина и скорость адсорбции молекул анионных ПАВ на развитой поверхности пласта, что обеспечивает проявление эффекта доотмыва нефти закачиваемой оторочки лишь на небольшом расстоянии от призабойной зоны нагнетательной скважины, т.е. не приведет к существенному увеличению коэффициента нефтеотдачи при использовании данной оторочки.The disadvantage of this method is the low oil laundering and surface activity of anionic surfactants and the high size and rate of adsorption of anionic surfactant molecules on the developed surface of the formation, which ensures the manifestation of the effect of additional washing of the oil of the injected rim only at a small distance from the bottom-hole zone of the injection well, i.e. will not lead to a significant increase in oil recovery when using this rim.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение коэффициента нефтеотдачи продуктивной неоднородной по проницаемости заводняемой нефтяной залежи с применением гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры и ПАВ путем более глубокого проникновения и более длительного и эффективного проявления в пластовых условиях эффекта доотмыва нефти применяемой оторочкой.The objective of the invention is to increase the oil recovery coefficient of a productive heterogeneous permeability oil-flooding oil deposit using a gel-forming rim based on sodium silicate - water glass, ammonium nitrate and surfactant by means of deeper penetration and a longer and more effective manifestation of the oil rinse effect applied by the rim in reservoir conditions.
Технический результат достигается тем, что в предлагаемом способе разработки нефтяного месторождения путем селективной изоляции пластов, включающем закачку в пласт оторочки, приготовленной на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, ПАВ и пресной воды, вместо анионного ПАВ применяют реагент РДН-0 по ТУ 2458-001-21166006-97 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical result is achieved by the fact that in the proposed method for developing an oil field by selective isolation of formations, including the injection of rims prepared on the basis of sodium silicate - liquid glass, ammonium nitrate, surfactant and fresh water, instead of anionic surfactant, RDN-0 reagent according to TU is used 2458-001-21166006-97 in the following ratio of components, wt.%:
Реагент РДН-0 представляет собой концентрированный (25 мас.%) раствор в ароматическом или галопроизводном растворителе неионогенного ПАВ (например, типа ОП-10 или Аф 9-12), поверхностно-активные и нефтеотмывающие свойства которого на порядок выше чем у анион- или катион-активных ПАВ. При добавлении реагента РДН-0 в воду или водный раствор силиката натрия - жидкого стекла и аммиачной селитры за счет сверхнизкой величины межфазного натяжения между смешиваемыми составами происходит самопроизвольное образование микроэмульсии прямого типа, т.е. типа «масло в воде», где гидрофильной дисперсионной средой является водный раствор силиката натрия - жидкого стекла и аммиачной селитры, а гидрофобной дисперсной фазой - микрокапли концентрированного раствора неионогенного ПАВ в ароматическом или галопроизводном углеводородном растворителе. При этом, за счет более высокой растворимости неионогенного ПАВ в ароматическом или галопроизводном углеводородном растворителе нежели в воде, основное количество неионогенного ПАВ в данной микроэмульсионной системе будет находиться не в гидрофильной дисперсионной среде, а в объеме гидрофобной дисперсной фазы, т.е. микрокаплях ароматического или галопроизводного углеводородного растворителя. При закачке такой микроэмульсионной системы в пласт, процесс вытеснения и доотмыва нефти с породы пласта существенно интенсифицируется как за счет «разжижения» пленочной нефти с микрокаплями маловязкого ароматического или галопроизводного углеводородного растворителя, а так же благодаря тому, что в данных микрокаплях растворителя присутствует повышенная концентрация молекул высокоэффективного моющего неионогенного ПАВ.The RDN-0 reagent is a concentrated (25 wt.%) Solution in an aromatic or haloform solvent of a nonionic surfactant (for example, type OP-10 or Af 9-12), the surface-active and oil-washing properties of which are an order of magnitude higher than that of anion- or cationic active surfactants. When RDN-0 reagent is added to water or an aqueous solution of sodium silicate - water glass and ammonium nitrate due to the ultra-low interfacial tension between the mixed compositions, spontaneous formation of a direct type microemulsion occurs, i.e. oil-in-water type, where the hydrophilic dispersion medium is an aqueous solution of sodium silicate - water glass and ammonium nitrate, and the hydrophobic dispersed phase is microdroplets of a concentrated solution of a nonionic surfactant in an aromatic or halocarbon hydrocarbon solvent. At the same time, due to the higher solubility of the nonionic surfactant in an aromatic or halocarbon hydrocarbon solvent than in water, the bulk of the nonionic surfactant in this microemulsion system will not be in the hydrophilic dispersion medium, but in the volume of the hydrophobic dispersed phase, i.e. microdroplets of an aromatic or haloform hydrocarbon solvent. When such a microemulsion system is pumped into the formation, the process of oil displacement and additional washing out of the formation rock is significantly intensified due to the “thinning” of the film oil with microdroplets of a low-viscosity aromatic or halocarbon hydrocarbon solvent, as well as the increased concentration of molecules in these micro droplets of the solvent highly effective washing nonionic surfactant.
Кроме того, закачка в пласт такой микроэмульсии позволяет осуществить процесс более глубокого проникновения в глубь пласта молекул неионогенного ПАВ, т.е. осуществить более эффективный процесс доотмыва нефти. Это объясняется тем обстоятельством, что в предлагаемом способе неизбежное, в результате адсорбции на породе пласта, снижение концентрации молекул неионогенных ПАВ в гидрофильной дисперсионной среде будет длительное время «подпитываться» за счет перехода части молекул неионогенных ПАВ из микрокапель гидрофобной дисперсной фазы.In addition, the injection of such a microemulsion into the formation allows a deeper penetration of nonionic surfactant molecules into the formation, i.e. to carry out a more effective process of oil washing. This is explained by the fact that in the proposed method, the inevitable, as a result of adsorption on the formation rock, a decrease in the concentration of nonionic surfactant molecules in a hydrophilic dispersion medium will be “fed” for a long time due to the transfer of some nonionic surfactant molecules from microdrops of a hydrophobic dispersed phase.
В лаборатории эффективность предлагаемого способа определяли по известной методике (ОСТ 39-195-88. Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях).In the laboratory, the effectiveness of the proposed method was determined by a known method (OST 39-195-88. Oil. Method for determining the coefficient of oil displacement by water under laboratory conditions).
Пример 1. Сравнительные эксперименты выполняли при вытеснении остаточной нефти из модели пласта длиной 60 см, диаметром 3 см, представленных образцами кернов естественных песчаных пород со средней проницаемостью 0,5-0,7 мкм2. В образцах кернов создают связанную пластовую воду, насыщают подготовленную модель пласта нефтью. При горизонтальном положении из модели пласта вытесняют нефть минерализованной водой (содержание солей 140 г/л) до полной обводненности выходящей пробы жидкости из модели пласта, затем в модель пласта закачивают в количестве одного объема пор последовательно, оторочку пресной воды, оторочку предлагаемого гелеобразующего состава и снова оторочку пресной воды. Затем для завершения процесса гидролиза аммиачной селитры и образования в порах водонасыщенной модели пласта геля кремневой кислоты систему выдерживают при температуре не ниже 50°С в течение 24 ч, после чего в модель пласта снова закачивают минерализованную пластовую воду и наблюдают за изменением (снижением) проницаемости модели пласта и количеством дополнительно вытесненной остаточной нефти. По этой же методике выполнялись наблюдения по снижению проницаемости и вытеснению остаточной нефти из модели пласта по способу взятому за прототип, т.е. с применением гелеобразующей оторочки на основе силиката натрия - жидкого стекла, водного раствора аммиачной селитры с добавкой анионного ПАВ - ДС-РАС и сульфонола. Как показали наблюдения (таблица), снижение проницаемости модели пласта при воздействии на пласт предлагаемым способом достигает величины 75,5-80,3%, по способу прототипу достигало лишь 49,5-52,3%.Example 1. Comparative experiments were performed when displacing residual oil from a reservoir model 60 cm long, 3 cm in diameter, represented by core samples of natural sandy rocks with an average permeability of 0.5-0.7 μm 2 . In core samples create bound formation water, saturate the prepared model of the formation with oil. In a horizontal position, oil is displaced from the reservoir model by mineralized water (salt content 140 g / l) until the outgoing fluid sample is completely watered out of the reservoir model, then, in the same reservoir model, they are pumped in the amount of one pore volume sequentially, a rim of fresh water, a rim of the proposed gelling composition and again a rim of fresh water. Then, to complete the process of hydrolysis of ammonium nitrate and formation of silicic acid gel in the pores of a water-saturated model of the formation, the system is kept at a temperature of at least 50 ° C for 24 hours, after which the mineralized formation water is again pumped into the formation model and the change (decrease) in the model permeability is observed reservoir and the amount of additionally displaced residual oil. Using the same technique, observations were made to reduce permeability and displace residual oil from the reservoir model using the method taken as a prototype, i.e. using a gel-forming rim based on sodium silicate - water glass, an aqueous solution of ammonium nitrate with the addition of anionic surfactant - DS-RAS and sulfonol. As observations showed (table), the decrease in the permeability of the reservoir model when exposed to the reservoir by the proposed method reaches a value of 75.5-80.3%, according to the prototype method it reached only 49.5-52.3%.
Прирост нефтеотдачи (величина доотмыва остаточной нефти) предлагаемым способом достигала 7,8-8,3%, в то время как по способу прототипу не превышала 4,2%.The increase in oil recovery (the amount of residual oil washing) by the proposed method reached 7.8-8.3%, while the prototype method did not exceed 4.2%.
Таким образом, предлагаемый способ разработки месторождения обладает существенным преимуществом в сравнении с известным способом, взятым за прототип.Thus, the proposed method of developing a field has a significant advantage compared to the known method, taken as a prototype.
При реализации способа в промысловых условиях предлагаемую гелеобразующую оторочку готовят в следующей последовательности: в емкости, оборудованной перемешивающим устройством, в заданном объеме пресной воды, при постоянном перемешивании, растворяют расчетное количество аммиачной селитры. В полученный раствор аммиачной селитры постепенно порциями при премешивании добавляют заданное количество силиката натрия - жидкого стекла до получения однородной системы. Затем в данную систему при слабом и кратковременном перемешивании добавляют расчетное количество реагента РДН-0. Полученная таким образом гелеобразующая система в количестве 100-150 м3 насосным агрегатом ЦА-320 (или агрегатом аналогичного типа) закачивается в нагнетательную скважину. При этом для нефтяных месторождений с высокоминерализованными водами (плотность воды более 1100 кг/м3), во избежание возможности преждевременного выпадения осадка (продукта взаимодействия силиката натрия - жидкого стекла и с солями пластовой воды),в стволе скважины или в призабойной зоне пласта, в нагнетательную скважину, до и после закачки гелеобразующей оторочки закачивают пресную воду в объеме, равном объему закачиваемой оторочки.When implementing the method in commercial conditions, the proposed gel-forming rim is prepared in the following sequence: in the tank equipped with a mixing device, in a given volume of fresh water, with constant stirring, the calculated amount of ammonium nitrate is dissolved. In the resulting solution of ammonium nitrate, a predetermined amount of sodium silicate - water glass is gradually added in portions with stirring until a homogeneous system is obtained. Then, in this system, with weak and short-term stirring, the calculated amount of RDN-0 reagent is added. Thus obtained gel-forming system in an amount of 100-150 m 3 pumping unit CA-320 (or a unit of a similar type) is pumped into the injection well. In this case, for oil fields with highly saline waters (water density of more than 1100 kg / m 3 ), in order to avoid the possibility of premature precipitation (a product of the interaction of sodium silicate - water glass and formation water salts), in the wellbore or in the bottomhole formation zone, in injection well, before and after injection of the gel-forming rim, fresh water is pumped in an amount equal to the volume of the injected rim.
Пример 2. По предлагаемому способу, с целью снижения обводненности и повышения дебита добывающих скважин на Ромашкинском месторождении Татарстана, проведена закачка гелеобразующей оторочки в нагнетательную скважину и проведены наблюдения, до и после закачки оторочки, за работой добывающих нефтяных скважин, реагирующих на работу нагнетательной скважины. Как показали наблюдения, до обработки нагнетательной скважины предлагаемым способом, суммарная суточная добыча нефти по 5 добывающим скважинам составила 12,5 м3/сут, при суммарном суточном объеме добываемой жидкости порядка 120 м3. Средняя обводненность добываемой продукции по данным нефтяным скважинам составляла 90%, плотность пластовой воды-1130 кг/м3. По предлагаемому способу в нагнетательную скважину закачали гелеобразующую оторочку в объеме 150 м3. Для приготовление данного объема гелеобразующей оторочки было израсходовано: силиката натрия - жидкого стекла - 25,0 м3, аммиачной селитры - 3000 кг, реагента РДН-0 - 2,0 м3 и технической пресной воды - 120 м3.Example 2. According to the proposed method, in order to reduce water cut and increase the production rate of production wells at the Romashkinskoye field in Tatarstan, a gel-forming rim was injected into an injection well and observations were made before and after injection of the rim for the operation of producing oil wells that were responsive to the operation of the injection well. As observations have shown, before treating the injection well with the proposed method, the total daily oil production for 5 producing wells was 12.5 m 3 / day, with a total daily volume of produced fluid of about 120 m 3 . The average water cut of the produced products for these oil wells was 90%, the density of produced water was 1130 kg / m 3 . According to the proposed method, a gelling rim in a volume of 150 m 3 was pumped into an injection well. For the preparation of this volume of gel-forming rim, the following was spent: sodium silicate - water glass - 25.0 m 3 , ammonium nitrate - 3000 kg, RDN-0 reagent - 2.0 m 3 and technical fresh water - 120 m 3 .
Учитывая высокую минерализацию пластовой воды на данном нефтяном месторождении, в нагнетательную скважину, до и после закачки указанного объема гелеобразующей оторочки, закачали пресную воду в объеме 150-200 м3. Затем нагнетательную скважину, до пуска в эксплуатацию, выдерживали в течение 24 ч. Через 60 суток после закачки гелеобразующей оторочки наблюдения показали, что суммарная суточная добыча жидкости по 5 добывающим скважинам, реагирующих на нагнетание воды в обработанной нагнетательной скважине, колебалась в пределах 115-120 м3, т.е. практически не изменилась. В то же время, суммарная суточная добыча нефти по данным скважинам увеличился до 23-25 м3, а обводненность добываемой продукции снизилась до 78-80%.Given the high salinity of produced water in this oil field, fresh water was pumped into the injection well, before and after injection of the indicated volume of the gel-forming rim, in a volume of 150-200 m 3 . Then, the injection well was kept for 24 hours before commissioning. 60 days after the injection of the gel-forming rim, the observations showed that the total daily fluid production from 5 production wells responding to water injection in the treated injection well ranged from 115-120 m 3 , i.e. almost unchanged. At the same time, the total daily oil production from these wells increased to 23–25 m 3 , and the water cut of the produced products decreased to 78–80%.
Аммиачная селитра
ПАВ- ДС-РАС
Пресная вода1. Sodium Silicate
Ammonium nitrate
PAV-DS-RAS
Fresh water
3,0
1,0
76,020,0
3.0
1,0
76.0
Аммиачная селитра
ПАВ- ДС-РАС
Пресная вода2. Sodium silicate
Ammonium nitrate
PAV-DS-RAS
Fresh water
7,0
3,0
50,040,0
7.0
3.0
50,0
Аммиачная селитра
Реагент РДН-0
Пресная вода4. Sodium silicate
Ammonium nitrate
Reagent RDN-0
Fresh water
5,0
1,0
84,010.0
5,0
1,0
84.0
Аммиачная селитра
Реагент РДН-0
Пресная вода5. Sodium silicate
Ammonium nitrate
Reagent RDN-0
Fresh water
7,0
5,0
68,020,0
7.0
5,0
68.0
Аммиачная селитра
Реагент РДН-0
Пресная вода6. Sodium silicate
Ammonium nitrate
Reagent RDN-0
Fresh water
7,0
10,0
53,030,0
7.0
10.0
53.0
Аммиачная селитра
Реагент РДН-0
Пресная вода7. Sodium silicate
Ammonium nitrate
Reagent RDN-0
Fresh water
7,0
10,0
43,040,0
7.0
10.0
43.0
Аммиачная селитра
Реагент РДН-0
Пресная вода:8. Sodium silicate
Ammonium nitrate
Reagent RDN-0
Fresh water:
7,0
5,0
38,050,0
7.0
5,0
38,0
Таким образом, промышленные испытания показали, что применение предлагаемого способа разработки нефтяных месторождений заводнением путем закачки в пласт оторочки, приготовленной на основе силиката натрия - жидкого стекла, аммиачной селитры, реагента РДН-0 и пресной воды в рекомендуемых соотношениях, позволило на конкретной высокообводненной нефтяной залежи существенно (на 12,0%) снизить обводненность добываемой продукции и почти в 2 раза увеличить добычу нефти.Thus, industrial tests have shown that the application of the proposed method for developing oil fields by water flooding by injection into the formation of rims prepared on the basis of sodium silicate - water glass, ammonium nitrate, RDN-0 reagent and fresh water in the recommended ratios, allowed for a specific highly watered oil reservoir significantly (by 12.0%) to reduce the water cut of extracted products and almost double the increase in oil production.
Предлагаемый способ экологически безопасен, прост в исполнении и отличается доступностью и сравнительно низкой стоимостью применяемых реагентов.The proposed method is environmentally friendly, simple to implement and is characterized by the availability and relatively low cost of the reagents used.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001126257/03A RU2266399C2 (en) | 2001-09-27 | 2001-09-27 | Oil field development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001126257/03A RU2266399C2 (en) | 2001-09-27 | 2001-09-27 | Oil field development method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001126257A RU2001126257A (en) | 2003-08-20 |
| RU2266399C2 true RU2266399C2 (en) | 2005-12-20 |
Family
ID=35869802
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001126257/03A RU2266399C2 (en) | 2001-09-27 | 2001-09-27 | Oil field development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2266399C2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105715238A (en) * | 2015-12-01 | 2016-06-29 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | Real time monitoring and controlling method for displacement pressure gradient of waterflooding development oil reservoir |
-
2001
- 2001-09-27 RU RU2001126257/03A patent/RU2266399C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105715238A (en) * | 2015-12-01 | 2016-06-29 | 山东石大油田技术服务股份有限公司 | Real time monitoring and controlling method for displacement pressure gradient of waterflooding development oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
| US4136739A (en) | Method for generating hydrofluoric acid in a subterranean formation | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| US4564070A (en) | Hydrocarbon recovery process using an in situ silicate/polymer gel | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| US4203491A (en) | Chemical flood oil recovery with highly saline reservoir water | |
| RU2266399C2 (en) | Oil field development method | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2770192C1 (en) | Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir | |
| US4245700A (en) | Enhanced oil recovery method | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| SU1624134A1 (en) | Method for treatment of carbonate producing formation | |
| RU2302518C2 (en) | Oil reservoir development method | |
| SU1316568A3 (en) | Method of regeneration of crude oil from underground oil formation | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2133825C1 (en) | Method for development of productive bed | |
| RU2776820C1 (en) | Chemical reagent for the treatment of the bottom-hole zone of the oil well formation | |
| RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
| RU2097543C1 (en) | Method of increasing permeability of beds | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090928 |