RU2451168C1 - Method for control of flooding area of oil formations - Google Patents
Method for control of flooding area of oil formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2451168C1 RU2451168C1 RU2010151902/03A RU2010151902A RU2451168C1 RU 2451168 C1 RU2451168 C1 RU 2451168C1 RU 2010151902/03 A RU2010151902/03 A RU 2010151902/03A RU 2010151902 A RU2010151902 A RU 2010151902A RU 2451168 C1 RU2451168 C1 RU 2451168C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- pressure
- polymer
- oil
- wells
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, и может найти применение при разработке нефтяных месторождений при прогрессирующей обводненности добываемой жидкости.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for regulating the waterflooding front of oil reservoirs, and may find application in the development of oil fields with progressive watering of the produced fluid.
Проблема наиболее полного извлечения нефти из недр была и остается одной из ключевых проблем в нефтедобывающей промышленности. Для повышения охвата пласта заводнением по толщине и по площади, а следовательно, и увеличения нефтеизвлечения необходимо увеличить сопротивление движению воды в промытых высокопроницаемых зонах нефтеносного пласта и тем самым направить воду от заводнения в неохваченные вытеснением более низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Это приведет к выравниванию неоднородности пласта по проницаемости, исключив из разработки обводненные высокопроницаемые зоны, задействованные ранее со стороны нагнетательных скважин вытеснением, и изменению гидродинамических потоков в пласте. Такой результат можно достигнуть путем закачки в пласт композиций, ограничивающих фильтрацию через зону нагнетания воды в высокообводненные (или полностью промытые), ранее задействованные в разработке нефтяные пласты. В настоящее время основным и широко используемым методом увеличения нефтеотдачи при разработке нефтяных месторождений является заводнение, использование которого способствует обводнению добываемой нефти. С целью ограничения фильтрации в обводненных зонах на фоне заводнения применяют методы увеличения нефтеотдачи с использованием вязкоупругих составов, гелей на основе полимеров, щелочно-полимерных составов, силикатных композиций и других.The problem of the most complete extraction of oil from the bowels has been and remains one of the key problems in the oil industry. To increase the coverage of the formation by flooding in thickness and area, and consequently increase oil recovery, it is necessary to increase the resistance to water movement in the washed high-permeability zones of the oil-bearing formation and thereby direct the water from flooding to the low-permeable oil-saturated layers not covered by the displacement. This will lead to equalization of the heterogeneity of the formation in terms of permeability, eliminating from the development of watered high-permeability zones, previously used from the side of injection wells by displacement, and a change in hydrodynamic flows in the formation. Such a result can be achieved by injecting compositions into the formation that restrict filtration through the water injection zone into highly watered (or completely washed) oil formations previously used in the development. Currently, the main and widely used method of increasing oil recovery in the development of oil fields is water flooding, the use of which contributes to the flooding of produced oil. In order to limit the filtration in flooded areas against the background of water flooding, oil recovery methods are used using viscoelastic compositions, gels based on polymers, alkaline-polymer compositions, silicate compositions and others.
Известен способ регулирования нефтяных пластов (патент США №4332297, МПК Е21В 43/22, опубл. 1982 г.) посредством избирательного регулирования потока жидкости через зоны коллектора с высокой проницаемостью закачкой водного раствора полимера с последующей закачкой водного раствора силиката щелочного металла. Недостатком способа является низкая эффективность, особенно на поздней стадии разработки, т.к. в пористой среде растворы не перемешиваются и не образуют во всем объеме ни ассоциатов, ни осадка, что не создает эффективного сопротивления течению воды при последующем заводнении. В результате нефтеотдача остается невысокой.A known method of regulating oil reservoirs (US patent No. 4332297, IPC EV 43/22, publ. 1982) by selectively controlling the fluid flow through the zone of the reservoir with high permeability by pumping an aqueous polymer solution followed by pumping an aqueous alkali metal silicate solution. The disadvantage of this method is the low efficiency, especially at a late stage of development, because in a porous medium, the solutions do not mix and do not form any associates or sediment in the entire volume, which does not create effective resistance to water flow during subsequent flooding. As a result, oil recovery remains low.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов (патент РФ №2146002, МПК Е21В 43/22, 43/32, опубл. 2000 г.). Периодически через нагнетательную скважину с восстановленным в призабойной зоне пластовым давлением закачивают водные растворы силиката щелочного металла и полимера, которые перед закачкой смешивают с минерализованной водой, имеющей минерализацию 15-180 г/л. Смесь закачивают оторочками, переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 0,5 МПа и более, в каждой последующей оторочке уменьшают количество водорастворимого полимера и силиката щелочного металла, при этом общее уменьшение количества водорастворимого полимера лежит в пределах от 0,1 до 0,001 мас.%, количество силиката щелочного металла в пределах от 10 до 0,1 мас.%, минерализованная вода составляет остальное количество до 100 мас.%. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы. Однако способ недостаточно эффективен для высокопроницаемых промытых зон, так как при осаждении из водных растворов силиката натрия в присутствии минерализованной воды образуются аморфные силикаты натрия, которые в виде коллоидной системы закачиваются в скважину и намываются в высокопроницаемых зонах, однако прочность таких пробок низкая, и они быстро вымываются при последующем заводнении, что приводит к кратковременной эффективности способа.A known method of regulating the waterflooding front of oil reservoirs (RF patent No. 2146002, IPC ЕВВ 43/22, 43/32, publ. 2000). Periodically, aqueous solutions of alkali metal silicate and polymer are pumped through the injection well with the reservoir pressure restored in the bottomhole zone, which are mixed with saline water with a salinity of 15-180 g / l before injection. The mixture is injected with rims, the transition from one rim to another is carried out with an increase in injection pressure by 0.5 MPa or more, in each subsequent rim the amount of water-soluble polymer and alkali metal silicate is reduced, while the total decrease in the amount of water-soluble polymer is in the range of 0.1 up to 0.001 wt.%, the amount of alkali metal silicate in the range from 10 to 0.1 wt.%, saline water makes up the remaining amount up to 100 wt.%. As the water-soluble polymer, polyacrylamide or cellulose ethers are used. However, the method is not effective enough for highly permeable washed zones, since when precipitated from aqueous solutions of sodium silicate in the presence of saline water, amorphous sodium silicates are formed, which are pumped into the well in the form of a colloidal system and are washed in highly permeable zones, however, the strength of such plugs is low and they quickly washed out during subsequent flooding, which leads to short-term effectiveness of the method.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов (патент РФ №2290504, МПК Е21В 43/22, опубл. 27.12.2006 г.), включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек ограничивающего фильтрацию состава, при повышении давления закачки не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины, и изменении концентрации состава в каждой оторочке, указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%: полимер 0,005-2,0, силикат натрия 0,1-10,0, латекс 0,01-15,0, пресная вода остальное, и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30. Низкая технологическая эффективность связана с тем, что образующиеся осадки имеют недостаточно высокие реологические и структурно-механические свойства.A known method of regulating the waterflooding front of oil reservoirs (RF patent No. 2290504, IPC ЕВВ 43/22, published on December 27, 2006), which includes stopping at least one injection well and holding technological shutter speed to restore the current formation in the bottom hole zone pressure with subsequent injection of the rims limiting the filtration of the composition, with an increase in the injection pressure by at least 1%, not exceeding the maximum allowable for each individual well, and a change in the concentration of the composition in each rim, indicated The given composition is obtained by mixing a composition containing, wt.%: polymer 0.005-2.0, sodium silicate 0.1-10.0, latex 0.01-15.0, fresh water the rest, and mineralized water with a volume ratio varying within 1: 1-1: 30. Low technological efficiency is associated with the fact that the precipitation formed does not have sufficiently high rheological and structural-mechanical properties.
Наиболее близким по сущности и выполняемой задаче является способ разработки нефтяного пласта (патент РФ №2185505, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.07.2002 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и силиката в водной фазе. В качестве силиката используют частицы силиката-геля, а в качестве водной фазы - раствор полимера в пресной или минерализованной воде. Силикат-гель используют в количестве 0,1-70,0%, а полимер используют в количестве 0,01-2,0%. Закачку суспензии силиката-геля в водном растворе полимера начинают с минимальных концентраций силиката-геля при минимальных давлениях закачки с постепенным увеличением концентрации силиката-геля и давления закачки до достижения давления закачки, превышающего устьевое давление нагнетания рабочего агента на 0,5-3,0 МПа. После этого давление поддерживают постоянным при снижении концентрации компонентов в суспензии. Недостатком способа является большая зависимость фильтрационных свойств закачиваемой суспензии от флокулирующей способности полимера, способствующая укрупнению частиц силикат-геля и затрудняющая закачку в неоднородный пласт. Кроме того, известный способ недостаточно эффективен из-за недостаточного регулирования процессом закачки, преждевременного перекрытия ранее незадействованных вытеснением нефтенасыщенных зон.The closest in essence and the task to be performed is a method of developing an oil reservoir (RF patent No. 2185505, IPC ЕВВ 43/22, publ. 07/20/2002), including the selection of oil through production wells and injection through the injection wells of a working agent and silicate in water phase. Silicate gel particles are used as silicate, and a polymer solution in fresh or mineralized water is used as the aqueous phase. Silicate gel is used in an amount of 0.1-70.0%, and the polymer is used in an amount of 0.01-2.0%. The injection of a suspension of silicate gel in an aqueous polymer solution begins with minimum concentrations of silicate gel at minimum injection pressures with a gradual increase in the concentration of silicate gel and injection pressure until the injection pressure exceeds the wellhead pressure of the working agent by 0.5-3.0 MPa . After that, the pressure is kept constant while the concentration of the components in the suspension is reduced. The disadvantage of this method is the large dependence of the filtration properties of the injected suspension on the flocculating ability of the polymer, contributing to the enlargement of silicate gel particles and making it difficult to pump into an inhomogeneous formation. In addition, the known method is not effective enough due to insufficient regulation of the injection process, premature overlapping of previously unused oil-saturated areas by displacement.
Технической задачей предложения является повышение нефтеизвлечения из пластов за счет ограничения фильтрации в обводненных зонах и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, а также сохранения нефтенасыщенных зон, ранее незадействованных или слабозадействованных вытеснением от ограничивающих фильтрацию составов.The technical objective of the proposal is to increase oil recovery from reservoirs by limiting the filtration in waterlogged areas and connecting oil-saturated interlayers previously unaffected by extrusion to the development, as well as preserving oil-saturated zones previously unused or weakly displaced by filtering-limiting compositions.
Техническая задача решается способом регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины оторочек рабочего реагента и силиката в водной фазе с изменяющейся концентрацией компонентов.The technical problem is solved by the method of regulating the waterflooding front of oil reservoirs, including the selection of oil through production wells and the injection of the rim of the working reagent and silicate through the injection wells in the aqueous phase with a varying concentration of components.
Новым является то, что дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки, закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, гидродинамически связанных с высокообводненными добывающими скважинами, останавливают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину до снижения пластового давления на 6-24% от пластового давления в районе нагнетательной скважины, закачку рабочего агента начинают с высоковязкой композиции в количестве не менее 0,5 м3 на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем не более чем на 20% минимального давления закачки, при котором принимает скважина, затем закачивают последовательно или совместно оторочки водного раствора силиката щелочного металла и полимера, при этом используют раствор силиката щелочного металла в количестве 0,1-15,0 мас.%, а полимер используют в количестве 0,001-3,0 мас.%, вода остальное, начиная с минимальных концентраций с постепенным увеличением концентрации, увеличивая давление закачки до давления, не превышающего 95% допустимого давления закачки, при соотношении объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера от 1:2 до 1:20 и последующую обработку призабойной зоны пластов, ранее незадействованной или слабозадействованной вытеснением.New is that they additionally clarify the water cut of the produced oil, the injectivity of the injection wells, the permissible injection pressure, the minimum injection pressure, the injection begins with highly responsive injection wells that are hydrodynamically connected to the highly watered production wells, stop at least one injection well until the reservoir pressure decreases at 6-24% of reservoir pressure in the area of the injection well, the injection of the working agent begins with a highly viscous composition in an amount not less than 0.5 m 3 per 1 m of the productive formation with high injectivity at an injection pressure exceeding no more than 20% of the minimum injection pressure at which the well receives, then the rims of an aqueous solution of alkali metal silicate and polymer are sequentially or jointly injected, at this uses a solution of alkali metal silicate in an amount of 0.1-15.0 wt.%, and the polymer is used in an amount of 0.001-3.0 wt.%, the rest is water, starting from minimum concentrations with a gradual increase in concentration, increasing the injection pressure to The pressure not exceeding 95% of the permissible injection pressure, with the volume ratio of pumping a high-viscosity composition and the alkali metal silicate solution and the polymer of from 1: 2 to 1:20 and subsequent treatment of the bottomhole formation zone, previously unused or slabozadeystvovannoy displacement.
Также новым является то, что в качестве высоковязкой композиции используют составы на основе полимера с концентрацией, мас.%: 0,5-3, или составы на основе полимера с соответствующим сшивателем.It is also new that, as a highly viscous composition, compositions based on a polymer with a concentration, wt.%: 0.5-3, or compositions based on a polymer with a suitable crosslinker are used.
Также новым является то, что в качестве полимера используют полиакриламид, или эфир целлюлозы, или биополимер, или полиоксиэтилен.Also new is that polyacrylamide, or cellulose ether, or biopolymer, or polyoxyethylene is used as the polymer.
Также новым является то, что осуществляют кислотную или органическими растворителями, или поверхностно-активными веществами обработку с последующим возобновлением заводнения пласта.Also new is the fact that acidic or organic solvents or surfactants are treated, followed by resuming flooding of the formation.
Анализ патентной и научно-технической литературы позволил сделать заключение об отсутствии технических решений, содержащих существенные признаки заявляемого способа, выполняющих аналогичную задачу, следовательно, предлагаемый способ отвечает критериям "новизна" и "изобретательский уровень".The analysis of patent and scientific and technical literature allowed us to conclude that there are no technical solutions containing essential features of the proposed method that perform a similar task, therefore, the proposed method meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Для приготовления составов используют следующие реагенты:For the preparation of compositions using the following reagents:
- щелочные реагенты, например силикат щелочного металла - стекло натриевое жидкое (ГОСТ 13078-81), гидроокиси щелочных металлов и др.;- alkaline reagents, for example, alkali metal silicate - liquid sodium glass (GOST 13078-81), alkali metal hydroxides, etc .;
- полимеры, например полиакриламид (ПАА) - отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, ТУ 14-6-121-75, импортный с молекулярной массой (3-15)·106, например, ПАА марки DP9-8177 и др.;- polymers, for example polyacrylamide (PAA) - domestic according to TU 6-16-2531-81, TU 6-01-1049-81, TU 14-6-121-75, imported with a molecular weight of (3-15) · 10 6 , for example, PAA brand DP9-8177 and others;
- эфиры целлюлозы, например оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 2231-013-32957739-01 ЗАО "Полицелл", Полицелл СК-1 марки 600 и импортного производства; натрий карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), например, по ТУ 2231-002-50277563-2000, ТУ 2231-017-32957739-02, ТУ 2231-057-07508003-2002 и др.;- cellulose ethers, for example, hydroxyethyl cellulose (OEC) of the Sulfacell brand according to TU 2231-013-32957739-01 of ZAO Polycell, Polycell SK-1 of grade 600 and imported; sodium carboxymethyl cellulose (CMC), for example, according to TU 2231-002-50277563-2000, TU 2231-017-32957739-02, TU 2231-057-07508003-2002, etc .;
- биополимер, например ксантан - полимер импортного или отечественного производства по ТУ 2458-002-50635131-2003;- a biopolymer, for example xanthan - a polymer of imported or domestic production according to TU 2458-002-50635131-2003;
- полиоксиэтилен;- polyoxyethylene;
- сшиватели, например ацетат хрома, бихроматы натрия, калия, бораты и др.;- crosslinkers, for example chromium acetate, dichromates of sodium, potassium, borates, etc .;
- ПАВ (неонол АФ9-12, Аф9-10 и др.), органические нефтяные растворители, составы на основе неорганических и органических кислот и др.;- surfactants (neonol AF9-12, Af9-10, etc.), organic petroleum solvents, compositions based on inorganic and organic acids, etc .;
- вода - с минерализацией от 0,15 до 300 г/л.- water - with a salinity of 0.15 to 300 g / l.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Объем закачки оторочек и количество оторочек высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера зависят от физико-химических и геологических показателей (особенностей) пласта, объем закачки оторочек может составлять от нескольких десятков до нескольких сот кубометров. Дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки. Закачку начинают с высокоприемистых нагнетательных скважин, гидродинамически связанных с высокообводненными добывающими скважинами. Останавливают, по крайней мере, одну нагнетательную скважину до снижения пластового давления на 6-24% от пластового давления в районе нагнетательной скважины с максимальным разрежением зон отбора всех высокообводненных добывающих скважин. Закачку рабочего агента начинают с высоковязкой композиции в количестве не менее 0,5 м3 на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем не более чем на 20% минимального давления закачки, при котором принимает скважина. Происходит ограничение фильтрации в высокопроницаемых зонах продуктивного пласта. При этом нефтенасыщенные зоны, ранее незадействованные или слабозадействованные вытеснением, остаются чистыми от высоковязкой композиции. Затем закачивают последовательно или совместно оторочки раствора силиката щелочного металла и полимера, при этом используют раствор силиката щелочного металла в количестве 0,1-15,0 мас.%, а полимер используют в количестве 0,001-3,0 мас.%, начиная с минимальных концентраций с постепенным увеличением концентрации, увеличивая давление закачки до давления, не превышающего 95% допустимого давления закачки, при соотношении объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера от 1:2 до 1:20. В качестве высоковязкой композиции используют составы на основе полимера с концентрацией, мас.%: 0,5-3, или составы на основе полимера с соответствующим сшивателем. В качестве полимера используют полиакриламид, или эфир целлюлозы, или биополимер, или полиоксиэтилен. Происходит дополнительное укрепление блокирующего экрана высоковязкой композиции, и обеспечивается возможность повышения давления до максимально возможного, необходимого для работы, ранее не работающих интервалов нефтенасыщенных зон. Затем проводят обработку призабойной зоны пластов, ранее слабозадействованных или незадействованных вытеснением путем проведения кислотной или органическими растворителями, или поверхностно-активными веществами обработки призабойной зоны пластов с последующим возобновлением заводнения пласта. Согласно предложению в первую очередь из разработки исключают высокопроницаемые зоны закачкой высоковязкой или гелеобразующей оторочки с последующей закачкой с изменяющейся концентрацией компонентов в ограничивающих фильтрацию оторочках раствора силиката щелочного металла и полимера и обработкой ранее незадействованных или слабозадействованных заводнением зон. Способ обеспечивает повышение нефтеизвлечения из пластов за счет ограничения фильтрации в обводненных зонах и подключения в разработку нефтенасыщенных пропластков, ранее незадействованных вытеснением, а также сохранения нефтенасыщенных зон, ранее незадействованных или слабозадействованных вытеснением от ограничивающих фильтрацию составов.The injection volume of the rims and the number of rims of a highly viscous composition and a solution of alkali metal silicate and polymer depend on the physicochemical and geological parameters (features) of the formation; the injection volume of the rims can range from several tens to several hundred cubic meters. Additionally clarify the water cut of the produced oil, injectivity of injection wells, allowable injection pressure, minimum injection pressure. The injection begins with highly responsive injection wells that are hydrodynamically coupled to highly flooded production wells. At least one injection well is stopped until the reservoir pressure is reduced by 6-24% of the reservoir pressure in the area of the injection well with the maximum rarefaction of the selection zones of all highly watered production wells. The injection of the working agent begins with a highly viscous composition in an amount of not less than 0.5 m 3 per 1 m of the productive formation with high injectivity with an injection pressure exceeding no more than 20% of the minimum injection pressure at which the well receives. Filtration is limited in highly permeable zones of the reservoir. At the same time, oil-saturated zones, previously unused or slightly inactive by displacement, remain clean from the highly viscous composition. Then, sequentially or jointly, the rims of the alkali metal silicate solution and the polymer are pumped in, using a solution of alkali metal silicate in an amount of 0.1-15.0 wt.%, And the polymer is used in an amount of 0.001-3.0 wt.%, Starting with the minimum concentrations with a gradual increase in concentration, increasing the injection pressure to a pressure not exceeding 95% of the permissible injection pressure, with a ratio of injection volumes of a highly viscous composition and a solution of alkali metal silicate and polymer from 1: 2 to 1:20. As a highly viscous composition, compositions based on a polymer with a concentration, wt.%: 0.5-3, or compositions based on a polymer with a suitable crosslinker are used. The polymer used is polyacrylamide, or cellulose ether, or biopolymer, or polyoxyethylene. An additional strengthening of the blocking screen of the highly viscous composition takes place, and it is possible to increase the pressure to the maximum possible, necessary for operation, previously not working intervals of oil-saturated zones. Then, treatment of the bottom-hole zone of formations, previously weakly inactive or not involved in the displacement by conducting acidic or organic solvents, or surfactants, is carried out to treat the bottom-hole zone of the formations, followed by the resumption of flooding of the formation. According to the proposal, first of all, highly permeable zones are excluded from the development by injection with a highly viscous or gel-forming rim, followed by injection with a varying concentration of components in the filtration-limiting edges of an alkali metal silicate solution and a polymer and treatment of previously unused or slightly inactive zones by water flooding. The method provides an increase in oil recovery from formations by limiting the filtration in flooded areas and connecting oil-saturated interlayers previously unaffected by displacement to the development, as well as preserving oil-saturated zones previously unused or weakly displaced from formulations restricting the filtration.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Пример 1. На месторождении разрабатываются нефтяные пласты со следующими характеристиками: глубина залегания 1600-1800 м, мощность пластов 2,0-6,0 м, пластовое давление 14,0-19,0 МПа, пластовая температура 36°С, пористость 12,0-24,0%, проницаемость 100-1200 мДс, плотность нефти в поверхностных условиях 0,8 г/см3. Разработка производится 20 нагнетательными и 50 добывающими скважинами.Example 1. Oil fields are being developed at the field with the following characteristics: depth of 1600-1800 m, reservoir thickness 2.0-6.0 m, reservoir pressure 14.0-19.0 MPa, reservoir temperature 36 ° C, porosity 12, 0-24.0%, permeability 100-1200 mDs, oil density under surface conditions 0.8 g / cm 3 . Development is carried out by 20 injection and 50 producing wells.
Дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки. Выбирают высокоприемистую нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с высокообводненными добывающими скважинами, коллектор - песчаник с пористостью 20%. Общая приемистость скважины 700 м3/сут воды с плотностью 1,05 г/см3 (минерализация 74 г/л) при давлении 8,5 МПа. Коллектор скважины представлен двумя пластами, в которых по два пропластка с общей перфорированной мощностью 6,0 м (пропластки принимают: первый 0,5 м - не принимает, второй 2,0 м - принимает 0,5 м - 30 м3/сут, третий - 2,0 м принимает 2,0 м - принимает 500 м3/сут, четвертый 1,5 м - принимает 1,0 м - 170 м3/сут). Минимальное давление, при котором принимает скважина 2,5 МПа. Допустимое давление закачки 11,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательной скважины 15,5 МПа. Останавливают скважину до снижения пластового давления на 17% (до 13,0 МПа) от пластового давления в районе нагнетательной скважины. Нагнетательная скважина оказывает влияние на три добывающие скважины, работающие стабильно с обводненностью добываемой продукции 95-98 мас.% по тем же пластам, что и нагнетательная. Пластовое давление в районе добывающих скважин 12,0-14,0 МПа. Объем оторочки высоковязкой композиции (состав: ксантан с концентрацией 0,5%, сшиватель (ацетат хрома) 0,1%, вода остальное) рассчитывается на мощность максимально принимающего интервала нагнетательной скважины (500 м3/сут-2,0 м) с продавкой на расстояние 6,0 м и толщину оторочки 1,5 м, который составит 15 м3 (V=π(R2 1)-R2 2)Ln=3,14×(36-20,25)×1,5×0,2=14,84 м3 в количестве не менее 0,5 м3 на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем на 20% от минимального давления закачки, при котором принимает скважина. Время гелеобразования композиции 72 ч. Оторочка высоковязкой композиции закачивается при давлении не выше 3,0 МПа, чтобы не обработать малопринимающие пласты с продавкой в пласт. Затем закачивают последовательно оторочки водного раствора силиката щелочного металла и полимера (общий объем оторочки водного раствора силиката щелочного металла и полимера составляет 60 м3) с более низкой вязкостью, начиная с минимальных концентраций с постепенным увеличением концентрации до давления закачки, не превышающего 95% допустимого давления (10,5 МПа). (Последовательно закачивают оторочки водного раствора силиката щелочного металла 30 м3, начиная с концентрацией 0,1 мас.%, давление закачки увеличивается до 4,7 МПа, с постепенным увеличением концентрации до 0,3 мас.% с увеличением давления закачки до 6,9 МПа и оторочки полимера в количестве 30 м3, начиная с концентрации 0,001 мас.%, давление закачки увеличивается до 7,5 МПа с постепенным увеличением концентрации полимера до 0,1 мас.%, давление закачки увеличивается до 10,5 МПа). Соотношение объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера соответствует 1:4. Состав продавить в пласт водой. Через 5 суток (не менее) возобновляется заводнение. Исследования показали, что все пропластки стали принимать равномерно от 100 до 150 м3/сут с общей приемистостью 470 м3/сут при давлении 12 МПа. Способ позволил увеличить давление закачки, в результате подключились ранее незадействованные вытеснением пропластки, поэтому последующая обработка призабойной зоны не рекомендуется.Additionally clarify the water cut of the produced oil, injectivity of injection wells, allowable injection pressure, minimum injection pressure. A highly-responsive injection well is selected that is hydrodynamically coupled to highly flooded producing wells, and the reservoir is sandstone with a porosity of 20%. The total injectivity of the well is 700 m 3 / day of water with a density of 1.05 g / cm 3 (mineralization 74 g / l) at a pressure of 8.5 MPa. The well reservoir is represented by two layers, in which there are two interlayers with a total perforated thickness of 6.0 m (interlayers accept: the first 0.5 m does not accept, the second 2.0 m accepts 0.5 m - 30 m 3 / day, the third - 2.0 m takes 2.0 m - takes 500 m 3 / day, the fourth 1.5 m - takes 1.0 m - 170 m 3 / day). The minimum pressure at which the well receives 2.5 MPa. Allowable injection pressure is 11.0 MPa. The reservoir pressure in the area of the injection well is 15.5 MPa. Stop the well until the reservoir pressure decreases by 17% (to 13.0 MPa) from the reservoir pressure in the area of the injection well. An injection well affects three production wells that operate stably with a water cut of produced products of 95-98 wt.% In the same formations as the injection. The reservoir pressure in the area of producing wells is 12.0-14.0 MPa. The rim volume of a highly viscous composition (composition: xanthan with a concentration of 0.5%, a crosslinker (chromium acetate) 0.1%, the rest of the water) is calculated on the power of the maximum receiving interval of the injection well (500 m 3 / day-2.0 m) with a sale at a distance of 6.0 m and the thickness of the rim 1.5 m, which will be 15 m 3 (V = π (R 2 1 ) -R 2 2 ) Ln = 3,14 × (36-20,25) × 1,5 × 0.2 = 14.84 m 3 in an amount of not less than 0.5 m 3 per 1 m of the productive formation with high injectivity with an injection pressure exceeding 20% of the minimum injection pressure at which the well receives. The gel time of the composition is 72 hours. The high-viscosity composition is pumped out at a pressure of no higher than 3.0 MPa, so as not to process low-accepting formations with a discharge into the formation. Then, the rims of the aqueous solution of alkali metal silicate and polymer are pumped sequentially (the total volume of the rims of the aqueous solution of alkali metal silicate and polymer is 60 m 3 ) with a lower viscosity, starting from minimum concentrations with a gradual increase in concentration to an injection pressure not exceeding 95% of the permissible pressure (10.5 MPa). (Rims of an aqueous solution of alkali metal silicate 30 m 3 are sequentially injected, starting with a concentration of 0.1 wt.%, The injection pressure increases to 4.7 MPa, with a gradual increase in concentration to 0.3 wt.% With an increase in the injection pressure to 6, 9 MPa and polymer rims in an amount of 30 m 3 , starting from a concentration of 0.001 wt.%, Injection pressure increases to 7.5 MPa with a gradual increase in polymer concentration to 0.1 wt.%, Injection pressure increases to 10.5 MPa). The ratio of injection volumes of a highly viscous composition and a solution of alkali metal silicate and polymer corresponds to 1: 4. Squeeze the composition into the reservoir with water. After 5 days (at least), flooding resumes. Studies have shown that all the interlayers began to take evenly from 100 to 150 m 3 / day with a total injectivity of 470 m 3 / day at a pressure of 12 MPa. The method allowed to increase the injection pressure; as a result, previously unused interplacers were connected, therefore, subsequent processing of the bottom-hole zone is not recommended.
Пример 2. Для обработки скважины по способу выбирается одна нагнетательная скважина, коллектор - заглинизированный песчаник с пористостью 14%. Дополнительно уточняют обводненность добываемой нефти, приемистость нагнетательных скважин, допустимое давление закачки, минимальное давление закачки. Выбирают высокоприемистую нагнетательную скважину, гидродинамически связанную с высокообводненными добывающими скважинами. Общая приемистость скважины 320 м3/сут воды с плотностью 1,15 г/ см3 при давлении 10 МПа. Коллектор скважины представлен одним пластом, в котором три пропластка с общей перфорированной мощностью 4,0 м (пропластки принимают: первый - 1,5 м - принимает 20 м3/сут, второй 2,0 м - принимает 2 м - 300 м3/сут, третий 0,5 м - не принимает 2 м). Минимальное давление, при котором принимает скважина, 4,5 МПа. Допустимое давление закачки 12,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательной скважины 18,5 МПа, скважина остановлена до снижения пластового давления на 9,2% (до 16,8 МПа). Нагнетательная скважина оказывает влияние на 2 добывающие скважины, работающие стабильно с обводненностью добываемой продукции 97-99 мас.% по тому же пласту, что и нагнетательная. Пластовое давление в районе добывающих скважин 15,5 МПа. Объем гелеобразующей композиции (состав: ПАА 0,5%, ацетат хрома 0,05%, вода остальное) рассчитывается на мощность максимально принимающего интервала нагнетательной скважины (300 м3/сут - 2 м) с продавкой на расстояние 7 м и толщину оторочки 2,0 м, который составит 25 м3 (V=π(R2 1-R2 2)ln=3,14×(49-25)×2,0×0,14=21,10 м3, в количестве не менее 0,5 м3 на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью при давлении закачки, превышающем на 11% минимальное давление закачки, при котором принимает скважина. Время гелеобразования состава 48 ч. Гелеобразующая оторочка закачивается при давлении не выше 5,0 МПа, чтобы не обработать малопринимающие пласты с продавкой в пласт. Затем закачивают состав (в объеме 150 м3) с более низкой вязкостью: раствор силиката щелочного металла (0,3 мас.%) с полимером (0,01 мас.%) с изменяющейся концентрацией компонентов: раствора силиката щелочного металла 5,0 мас.% с полимером 0,3 мас.% до давления закачки, не превышающего 95% допустимого давления (11,5 МПа). Соотношение объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера соответствует 1:6. Состав продавить в пласт водой. Через 5 суток (не менее) возобновляется заводнение. Исследования показали, что приемистость максимально принимающего пропластка уменьшилась до 30 м3/сут, а стали принимать максимально неработающие пропластки: 100 и 150 м3/сут с общей приемистостью 280 м3/сут при давлении 10 МПа. Способ позволил увеличить давление закачки, в результате в работу подключились ранее незадействованные вытеснением продуктивные пропластки, поэтому последующая обработка призабойной зоны не рекомендуется.Example 2. For processing a well by the method, one injection well is selected, and the reservoir is clayed sandstone with a porosity of 14%. Additionally clarify the water cut of the produced oil, injectivity of injection wells, allowable injection pressure, minimum injection pressure. A highly responsive injection well is selected that is hydrodynamically coupled to highly watered production wells. The total injectivity of the well is 320 m 3 / day of water with a density of 1.15 g / cm 3 at a pressure of 10 MPa. The well reservoir is represented by one layer in which there are three interlayers with a total perforated thickness of 4.0 m (interlayers accept: the first - 1.5 m - accepts 20 m 3 / day, the second 2.0 m - accepts 2 m - 300 m 3 / day, the third 0.5 m - does not take 2 m). The minimum pressure at which the well receives is 4.5 MPa. Permissible injection pressure is 12.0 MPa. The reservoir pressure in the area of the injection well is 18.5 MPa, the well is stopped until the reservoir pressure decreases by 9.2% (to 16.8 MPa). An injection well affects 2 production wells that operate stably with a water cut of produced products of 97-99 wt.% In the same formation as the injection. The reservoir pressure in the area of producing wells is 15.5 MPa. The volume of the gel-forming composition (composition: PAA 0.5%, chromium acetate 0.05%, water remaining) is calculated on the power of the maximum receiving interval of the injection well (300 m 3 / day - 2 m) with a gap of 7 m and rim thickness 2 , 0 m, which will be 25 m 3 (V = π (R 2 1 -R 2 2 ) ln = 3.14 × (49-25) × 2.0 × 0.14 = 21.10 m 3 , in the amount of not less than 0.5 m 3 per 1 m of a producing formation with high injectivity at injection pressures in excess of 11% minimum injection pressure at which receives well. The gel time was 48 hours. The gelling fringe pumped at a pressure of not higher than 5.0 MPa to not process maloprinimayuschie prodavkoy layers with a layer of the composition is then injected (in a volume of 150 m 3) with a lower viscosity:. an alkali metal silicate solution (0.3 wt.%) with the polymer (0 , 01 wt.%) With a varying concentration of components: alkali metal silicate solution of 5.0 wt.% With a polymer of 0.3 wt.% Up to an injection pressure not exceeding 95% of the permissible pressure (11.5 MPa). The ratio of injection volumes of a highly viscous composition and a solution of alkali metal silicate and polymer corresponds to 1: 6. Squeeze the composition into the reservoir with water. After 5 days (at least), flooding resumes. Studies have shown that the injectivity of the maximum receiving interlayer decreased to 30 m 3 / day, and the most inactive interlayers began to take: 100 and 150 m 3 / day with a total injectivity of 280 m 3 / day at a pressure of 10 MPa. The method made it possible to increase the injection pressure, as a result, productive interlayers previously unused by displacement were connected to the work, therefore, subsequent processing of the bottom-hole zone is not recommended.
Пример 3. Выбирают нагнетательную скважину, коллектор - песчаник и алевролит с пористостью 20 и 12%. Общая приемистость скважины 500 м3/сут воды с плотностью 1,00 г/см3 при давлении 5,5 МПа. Коллектор скважины представлен двумя пластами с общей перфорированной мощностью 5,6 (песчаник 3 м, алевролит 2,6 м). Пласт, представленный алевролитом, не принимает. Минимальное давление, при котором принимает скважина, 6,0 МПа. Допустимое давление закачки 15,0 МПа. Пластовое давление в районе нагнетательной скважины 18,0 МПа, скважина остановлена до снижения пластового давления на 6,6% (до 17,0 МПа). Нагнетательная скважина оказывает влияние на четыре добывающие скважины, работающие стабильно с обводненностью добываемой продукции 90-95 мас.% по тем же пластам, что и нагнетательная. Пластовое давление в районе добывающих скважин 15,0-16,0 МПа. Объем высоковязкой композиции (состав: КМЦ 3,0%, вода остальное) рассчитывается на мощность максимально принимающего интервала нагнетательной скважины (500 м3/сут-2 м) с продавкой на расстояние 6 м и толщину оторочки 1,5 м, который составит 15 м3(V=π(R2 1-R2 2)ln=3,14×(36-20,25)×1,5×0,2=14,84 м3, в количестве не менее 0,5 м3 на 1 м продуктивного пласта с высокой приемистостью. Вязкость состава составляет 280 мПа·с. Высоковязкая оторочка закачивается при давлении, соответствующем минимальному давлению, при котором принимает пласт не выше 6,0 МПа, чтобы не обработать второй непринимающий пласт. Затем закачивают состав (в объеме 300 м3) с более низкой вязкостью: раствор силиката щелочного металла (1,5-15,0 мас.%) с полимером (0,01-0,6 мас.%) с изменяющейся концентрацией компонентов совместно до давления закачки, не превышающего 95% допустимого давления (14 МПа). Соотношение объемов закачки высоковязкой композиции и раствора силиката щелочного металла и полимера соответствует 1:20. Состав продавить в пласт водой от заводнения. Исследования показали, что принимает обработанный пласт по всей мощности пласта 250 м3/сут и второй пласт принимает 50 м3/сут при давлении 10 МПа. Рекомендуется провести обработку призабойной зоны второго пласта закачкой 0,1% раствора ПАВ марки Неонол АФ9-12. Обработка позволила увеличить приемистость второго пласта до 120 м3/сут, а песчаника до 270 м3/сут при давлении 10 МПа.Example 3. Choose an injection well, the reservoir is sandstone and siltstone with porosity of 20 and 12%. The total injectivity of the well is 500 m 3 / day of water with a density of 1.00 g / cm 3 at a pressure of 5.5 MPa. The well reservoir is represented by two layers with a total perforated thickness of 5.6 (sandstone 3 m, siltstone 2.6 m). The layer represented by siltstone does not accept. The minimum pressure at which the well receives is 6.0 MPa. Permissible injection pressure is 15.0 MPa. The reservoir pressure in the area of the injection well is 18.0 MPa, the well is stopped until the reservoir pressure decreases by 6.6% (to 17.0 MPa). An injection well affects four producing wells that operate stably with a water cut of produced products of 90-95 wt.% In the same formations as the injection. The reservoir pressure in the area of producing wells is 15.0-16.0 MPa. The volume of the highly viscous composition (composition: CMC 3.0%, water remaining) is calculated on the power of the maximum receiving interval of the injection well (500 m 3 / day-2 m) with a gap of 6 m and a rim thickness of 1.5 m, which will be 15 m 3 (V = π (R 2 1 -R 2 2 ) ln = 3.14 × (36-20.25) × 1.5 × 0.2 = 14.84 m 3 , in an amount of at least 0.5 m 3 per 1 m of productive formation with high injectivity.The viscosity of the composition is 280 MPa · s. High-viscosity rim is pumped at a pressure corresponding to the minimum pressure at which it takes the formation no higher than 6.0 MPa, so as not to process W Then a composition (in a volume of 300 m 3 ) with a lower viscosity is injected: a solution of alkali metal silicate (1.5-15.0 wt.%) with a polymer (0.01-0.6 wt.%) s varying the concentration of components together to an injection pressure not exceeding 95% of the permissible pressure (14 MPa). The ratio of injection volumes of a highly viscous composition and a solution of alkali metal silicate and polymer corresponds to 1:20. Squeeze the composition into the reservoir with water from flooding. Studies have shown that it accepts a treated formation over the entire thickness of the formation 250 m 3 / day and the second layer takes 50 m 3 / day at a pressure of 10 MPa. It is recommended that the bottom-hole zone of the second formation be treated by injection of a 0.1% solution of surfactant grade Neonol AF9-12. Processing allowed to increase the injectivity of the second layer to 120 m 3 / day, and sandstone to 270 m 3 / day at a pressure of 10 MPa.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151902/03A RU2451168C1 (en) | 2010-12-17 | 2010-12-17 | Method for control of flooding area of oil formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010151902/03A RU2451168C1 (en) | 2010-12-17 | 2010-12-17 | Method for control of flooding area of oil formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2451168C1 true RU2451168C1 (en) | 2012-05-20 |
Family
ID=46230787
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010151902/03A RU2451168C1 (en) | 2010-12-17 | 2010-12-17 | Method for control of flooding area of oil formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2451168C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2716070C1 (en) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Composition for increasing oil extraction from zwitterionic-based surfactants |
| RU2768785C1 (en) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Method for restoring destroyed oil fields |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4457372A (en) * | 1981-11-06 | 1984-07-03 | Texaco Inc. | Method of recovering petroleum from underground formations |
| RU2140531C1 (en) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of treating bottom zone of oil formation |
| RU2146002C1 (en) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method adjusting front of flooding of oil pools |
| RU2172820C1 (en) * | 2000-10-25 | 2001-08-27 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Method of development of nonuniform oil pool |
| RU2185505C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-07-20 | ОАО "Татнефть-Нефтехимсервис" | Oil-formation development |
| RU2276257C2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development |
| RU2290504C1 (en) * | 2005-07-28 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
| RU2297523C2 (en) * | 2005-07-11 | 2007-04-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Oil formation treatment method |
| RU2309248C1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
-
2010
- 2010-12-17 RU RU2010151902/03A patent/RU2451168C1/en active
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4457372A (en) * | 1981-11-06 | 1984-07-03 | Texaco Inc. | Method of recovering petroleum from underground formations |
| RU2140531C1 (en) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Method of treating bottom zone of oil formation |
| RU2146002C1 (en) * | 1999-08-09 | 2000-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method adjusting front of flooding of oil pools |
| RU2172820C1 (en) * | 2000-10-25 | 2001-08-27 | Горбунов Андрей Тимофеевич | Method of development of nonuniform oil pool |
| RU2185505C1 (en) * | 2001-08-29 | 2002-07-20 | ОАО "Татнефть-Нефтехимсервис" | Oil-formation development |
| RU2276257C2 (en) * | 2004-07-26 | 2006-05-10 | Закрытое акционерное общество "Карнек" | Method for nonuniform permeable cavernous fractured reservoir development |
| RU2297523C2 (en) * | 2005-07-11 | 2007-04-20 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Oil formation treatment method |
| RU2290504C1 (en) * | 2005-07-28 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
| RU2309248C1 (en) * | 2006-04-25 | 2007-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2716070C1 (en) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Composition for increasing oil extraction from zwitterionic-based surfactants |
| RU2768785C1 (en) * | 2021-03-24 | 2022-03-24 | Ильшат Ахметович Мустафин | Method for restoring destroyed oil fields |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2670808C1 (en) | Method for enhancing oil recovery (variants) | |
| CN102816558A (en) | Plugging agent for deep profile control and water plugging and preparation method thereof | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| CN111154473B (en) | Blockage removal oil displacement agent and preparation method and application thereof | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2290504C1 (en) | Method for controlling water-flooding front of oil formations | |
| RU2313665C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2298088C1 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2396419C1 (en) | Method for isolation of water production to producing oil wells | |
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| CN110669485A (en) | Micro-foam temporary plugging agent for shallow low-temperature oil reservoir and preparation method thereof | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| RU2382187C1 (en) | Method of non-homogeneous oil reservoirs production | |
| RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
| RU2347899C1 (en) | Water and oil saturated reservoir waterflood development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |