RU2475635C1 - Способ разработки обводненной нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки обводненной нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2475635C1 RU2475635C1 RU2011127656/03A RU2011127656A RU2475635C1 RU 2475635 C1 RU2475635 C1 RU 2475635C1 RU 2011127656/03 A RU2011127656/03 A RU 2011127656/03A RU 2011127656 A RU2011127656 A RU 2011127656A RU 2475635 C1 RU2475635 C1 RU 2475635C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- gel
- thermotropic
- volume
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Acyclic And Carbocyclic Compounds In Medicinal Compositions (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе заводнением. В способе разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, до и после нее закачивают экранирующую буферную оторочку в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используют изолирующий состав ВИС-1 и воду при содержании в ее составе, мас.%: изолирующий состав ВИС-1 5,0-30,0, пресная или минерализованная вода остальное, а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего состава, мас.%: высокомолекулярный частично гидролизованный полиакриламид 0,1-0,5, пресная вода остальное. Технический результат - предотвращение разбавления указанной гелеобразующй композиции пластовой и закачиваемой водой. 3 ил., 3 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной нефтяной залежи в низкопроницаемом терригенном коллекторе заводнением.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида, причем в качестве солей алюминия используются жидкие алюмосодержащие отходы при следующих соотношениях, мас.%: жидкие алюмосодержащие отходы 20,0-75,0; карбамид 15,0-50,0; вода остальное [1, аналог].
Недостатком известного способа является нестабильность качества получаемого геля из-за неоднородности применяемых алюмосодержащих отходов, а также применение высоких концентраций реагентов.
Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи пластов при обработке обводненных скважин заводнением, содержащий соли алюминия, карбамид, полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,5-2,5; хлорид алюминия 0,4-17,0; карбамид 1,5-30,0; вода остальное.
Недостатком данного термотропного гелеобразующего состава является отсутствие структурно-механических и реологических свойств комбинированного геля, состоящего из неорганических частиц гидроокиси алюминия и молекул органического водорастворимого полимера при пластовых температурах 90°С и выше, что существенно ограничивает область применения данного состава [2, аналог].
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому способу является способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами путем закачки водного раствора карбамида и соли алюминия с образованием непосредственно в пласте объемного геля. Поставленная цель достигается тем, что при разработке нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами или пропластками в пласт закачивают водный раствор с содержанием карбамида 5,0-50,0 мас.% и соли алюминия 2,8-17,0 мас.% (гелеобразующая система Галка), образующий объемный гель непосредственно в пласте при температуре на забое скважины 70-90°С [3, прототип].
Недостатком известного способа является разбавление гелеобразующего состава при движении по водонасыщенному пласту, приводящее к снижению тампонирующих свойств образуемого геля.
Изобретение направлено на создание способа разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта.
Результат достигается тем, что с целью предотвращения разбавления низковязкой термотропной гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивается экранирующая буферная оторочка раствора полиакриламида в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, объем которой составляет не менее 25 м3, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используется изолирующий состав ВИС-1 и вода.
Признаками изобретения «Способ разработки обводненной нефтяной залежи» являются:
1. Закачка первой экранирующей буферной оторочки.
2. Закачка низковязкой термотропной гелеобразующей композиции.
3. Закачка второй экранирующей буферной оторочки.
4. В качестве экранирующей буферной оторочки используется раствор, содержащий 0,1-0,5 мас.% высокомолекулярного частично гидролизованного полиакриламида в пресной воде.
5. В качестве низковязкой термотропной гелеобразующей композиции используется 5,0-30,0 мас.% раствор изолирующего состава ВИС-1 в пресной или минерализованной воде.
6. Объем низковязкой термотропной гелеобразующей композиции составляет не менее 25 м3.
7. Объем экранирующей буферной оторочки составляет от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции. Признаки 2 и 6 являются общими с прототипом, а признаки 1, 3, 4, 5, 7 - существенными отличительными признаками изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагается способ разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м3, содержащей хлорид алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, при этом с целью предотвращения разбавления низковязкой термотропной гелеобразующей композиции пластовой и закачиваемой водой при ее глубоком проникновении в водонасыщенный пласт, до и после нее закачивается экранирующая буферная оторочка в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используется изолирующий состав ВИС-1 и вода при содержании в составе, мас.%:
| Изолирующий состав ВИС-1 | 5,0-30,0 |
| Пресная или минерализованная вода | остальное, |
а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего компонентного состава, мас.%:
| Высокомолекулярный частично | |
| гидролизованный полиакриламид (ПАА) | 0,1-0,5 |
| Пресная вода | остальное. |
Для исследований использовались:
1. Изолирующий состав ВИС-1, выпускается по ТУ 2484-087-17197708-2004, представляет собой композицию, полученную на основе солей алюминия, карбамида и поверхностно-активных веществ. Порошок светло-желтого цвета (сухая форма).
Содержит, мас.%:
| Оксихлорид алюминия | 30 |
| Мочевина | 68 |
| ПАВ | 2 |
2. Полиакриламид TR-CHIMECO - 1516, выпускается по ТУ 2216-083-17197708-2003, представляет собой высокомолекулярный частично гидролизованный водорастворимый полимер анионного типа на основе акриламида. Молекулярный вес в пределах 14,5÷15,5 миллион у.е., степень гидролиза в пределах 13,0÷17,7 мол.%.
3. Минерализованная вода плотностью 1,211 г/см3, с содержанием катионов Са++ и Mg++ 25 800 мг/л (Восточно-Дроздовское месторождение, Республика Беларусь).
4. Минерализованная вода плотностью 1,012 г/см3, с содержанием катионов Са++ и Mg++ 1000 мг/л (Барсуковское месторождение, Западная Сибирь).
5. Пресная вода.
Примеры приготовления термотропной композиции (термогеля)
Пример 1.
В стеклянном стакане на 250 мл в 190,0 г минерализованной воды плотностью 1,211 г/см3 растворяется 10,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Пример 2.
В стеклянном стакане на 250 мл в 170,0 г минерализованной воды плотностью 1,012 г/см3 растворяется 30,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Пример 3.
В стеклянном стакане на 250 мл в 140,0 г пресной воды растворяется 60,0 г изолирующего состава ВИС-1. В результате, смешиваемый реагент полностью растворяется в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Пример 4 (по прототипу).
В стеклянном стакане на 250 мл в 40,0 г пресной воды растворяется 30,0 г шестиводного хлорида алюминия АlСl3·6Н2O (16,6 мас.% в расчете на безводный АlСl3) и 30,0 г карбамида, полученный раствор разбавляется пресной водой в соотношении 1:1. В результате получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Время образования геля при температуре 85°С при различном содержании реагентов в термотропных составах представлено в таблице 1.
Приготовленные растворы термогеля нагреваются в термошкафу в закрытых тефлоновых стаканах при температуре 85°С. В результате нагрева получается неподвижный однородный гель. Время гелеобразования при одинаковой температуре исследования зависит от концентрации реагентов. Из таблицы 1 следует, что для состава 3 и состава по прототипу (состав 4) с одинаковой общей концентрацией реагентов, время образования геля также одинаково.
Образование геля объясняется реакцией гидролиза мочевины при температуре выше 60°С:
(NH2)2-СО+Н2O→2NH3↑+СO2↑
NН3+Н2O→NH4OH
3NH4OH+АlСl3→3NH4Cl+Аl(ОН)3↓
Селективность образования геля в водонасыщенных зонах пласта объясняется хорошей растворимостью аммиака и углекислого газа в углеводородах, что препятствует образованию гидроксида алюминия в нефтенасыщенных зонах пласта.
Проведенные фильтрационные исследования на водо- и нефтенасыщенных насыпных кернах подверждают это.
Для выполнения фильтрационных экспериментов была использована фильтрационная установка высокого давления HP-CFS и наполненные песком термостатированные насыпные модели пласта (длина моделей составляла 47,5 см; диаметр 3,09 см; площадь поперечного сечения 7,5 см2).
В таблице 2 представлены результаты фильтрационных исследований на водо- и нефтенасыщенных моделях терригенного пласта по оценке селективности термотропного состава.
Опыты были проведены при температуре 85°С, для оценки тампонирующих свойств в водо- и нефтенасыщенные модели было закачено по 2 Vпор термогеля (состав №3 из таблицы №1). Как следует из таблицы 2 фактор остаточного сопротивления, полученный в водонасыщенной модели, несмотря на большую начальную проницаемость, в 220 раз больше, чем в нефтенасыщенной модели, что позволяет сделать вывод о селективности термотропного состава.
Далее представлен ряд фильтрационных экспериментов, посвященных оценке влияния на тампонирующие свойства оторочки термогеля, а также предварительной и последующей закачки оторочек экранирующей буферной жидкости, представляющей собой раствор полиакриламида в пресной воде (ПАА).
Методика исследований
Были подготовлены идентичные модели, насыщенные минерализованной водой плотностью 1,012 г/см3 при 20°С и вязкостью 1,024 мПа·с при 20°С и проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм2.
Согласно разработанной методике, при температуре пористой среды 85°С в первую модель закачали 0,15Vпор термогеля (состав №3 из таблицы №1), а затем, закачав 0,2Vпор воды дали выдержку на гелеобразование в течение 24 часов.
Во вторую модель при температуре пористой среды 85°С закачали 0,15Vпор термогеля (состав №3 из таблицы №1), а затем, закачав 0,7 Vпор воды дали выдержку на гелеобразование в течение 24 часов.
В третью модель при температуре пористой среды 85°С закачивали 0,3%-ный раствор ПАА, термогель (состав №3 из таблицы №1) и снова 0,3%-ный раствор ПАА в объеме по 0,15Vпор каждого состава. То есть в сумме закачали 0,45Vпор различных водорастворимых составов.
Далее, предполагая, что процесс продвижения водорастворимых составов внутри модели пласта, содержащей водную фазу, будет носить поршневой характер, закачали в модель пласта 0,55Vпор воды. Тем самым, моделируя процесс продвижения пачки тампонирующих реагентов в пористой среде продуктивного коллектора, переместили весь объем закачанных составов к выходу модели пласта,
После выдержки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, проводилась фильтрация минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов, при разных расходах до стабилизации перепада давления. Определялись конечный коэффициент проницаемости по воде и остаточный фактор сопротивления.
Результаты проведенных опытов представлены на рис.1-3.
Анализ результатов, полученных при закачке в водонасыщенную модель пласта пачки термогеля без буферных оторочек показывает, что закачка и продвижение пачки термогеля 0,15Vпор на 0,2Vпор в опыте №1 дали величину остаточного фактора сопротивления Rост=18,36. В то же время продвижение пачки термогеля того же объема на 0,7Vпор в опыте №2 уменьшило этот параметр до значения 2,06.
Следовательно, увеличение глубины обработки коллектора приводит к снижению тампонирующих свойств термогеля за счет размывания пачки пластовой водной фазой. Для сохранения целостности пачки действительно необходима закачка предварительной и последующей за пачкой термогеля буферных зон, обеспечивающих целостность пачки термогеля.
При проведении опыта №3 определялись факторы остаточного сопротивления при закачке на разных этапах эксперимента, так перемещение пачки, состоящей из раствора ПАА и термогеля, путем закачки 0,55Vпор воды, на момент окончания закачки дало максимальное значение фактора сопротивления Rocт=5,85. При этом, если учитывать только тот фактор сопротивления, который был получен за счет 0,3Vпор ПАА, то он был равен Rост=4,91.
После выдержки для процесса гелеобразования в опыте №3 и фильтрации воды при расходе 80 см3/час было получено конечное значение остаточного фактора сопротивления Rост=11,84. To есть на долю пачки термогеля пришлось Rост=11,84-4,91=6,93. Это в три с лишним раза больше Rост=2,06, полученного для того же расхода воды, при закачке пачки термогеля без буферных оторочек. Тем самым убедительно доказана целесообразность применения оторочек буферной жидкости в виде раствора ПАА.
Безусловно, что увеличение объема закачки термогеля при условии применения буферных оторочек, позволит увеличить и значения остаточного фактора сопротивления.
Результаты опыта №3 показывают также, что в силу вязкоупругих свойств тампонирующего состава ПАА+термогель величина Rост может меняться в зависимости от расхода закачиваемой воды. Так при расходе 200 см3/час было получено значение Rост=7,36, а при расходе 80 см3/час получено значение Rост=11,84. Следовательно, тампонирующая эффективность данного состава должна возрастать с увеличением глубины обработки.
В таблице 3 приведены результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке фактора остаточного сопротивления, полученного при закачке термотропного и буферных составов в заявленном диапазоне концентраций и объемов закачки на аналогичных описанным выше моделях пласта с проницаемостью по минерализованной воде порядка 0,2 мкм. Исследования проводились при температуре 85°С и выдержке после закачки в течение 24 часов для прохождения процесса гелеобразования, после чего проводилась фильтрация минерализованной воды в том же направлении, в каком проводилась закачка составов и определялись конечный коэффициент проницаемости по воде и остаточный фактор сопротивления.
Диапазон концентрации ПАА выбран из следующих соображений:
- минимальная концентрация ПАА составляет 0,1% масс., ниже которого раствор ПАА не будет препятствовать, за счет слишком низкой вязкости разбавлению раствора термотропной композиции пластовой и закачиваемой водой, а максимальная концентрация (0,5 мас.%) ограничивается высокой вязкостью раствора полиакриламида и экономической целесообразностью.
Диапазон объема буферной пачки выбран из следующих соображений:
- минимальное значение объема буферной пачки составляет 10% от объема термотропной композиции, ниже которого будет происходить разбавление раствора термотропной композиции пластовой и закачиваемой водой, а максимальный объем - 100% от объема термотропной композиции ограничивается экономической целесообразностью.
Минимальный объем термотропной композиции - 25 м3 выбран из опыта применения аналогичных составов на практике, что составляет, примерно, 0,15Vпор для части пласта толщиной 1 м и радиусом 20 м, при пористости около 13,6% (такая пористость может быть характерна для низкопроницаемых терригенных коллекторов Западной Сибири).
Способ осуществляют следующим образом.
По изобретению осуществляют разработку нефтяной залежи заводнением. Для этого закачивают рабочий агент в нагнетательные скважины с продавкой его в продуктивный пласт. Вытесняют рабочим агентом нефть из залежи в направлении к добывающим скважинам. Для этого в нагнетательную скважину закачивают раствор, содержащий 0,1-0,5 мас.% полиакриламида в пресной технической воде в объеме 10-100% от объема термотропной композиции, после чего закачивают термотропную композицию - 5,0-30,0 мас.% ВИС-1 в пресной технической или минерализованной воде в объеме не менее 25 м, а затем вновь раствор содержащий 0,1-0,5 мас.% полиакриламида в пресной технической воде в объеме 10-100% от объема термотропной композиции, после чего продолжают нагнетание воды.
| Таблица 3 | ||||||||||
| Результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке фактора остаточного сопротивления | ||||||||||
| № п/п | Этапы закачки | Фактор остаточного сопротивления после воздействия, в расчете на термогель, при расходе 80 см3/час | ||||||||
| Этап №1. Закачка раствора ПАА | Этап №2. Закачка термотропного раствора | Этап №3. Закачка раствора ПАА | Этап №4. Продавка минерализованной водой, Vпор | |||||||
| Концент рация ПАА, мас.% |
Объем состава Vпор | % об от закачки По этапу №2 | №состава по таблице №1 | Объем состава Vпор | Концентра ция ПАА, мас.% |
Объем состава Vпор | % об от закачки По этапу №2 | |||
| 1 | - | - | - | 3 | 0,15 | - | - | - | 0,20 | 18,36 |
| 2 | - | - | - | 3 | 0,15 | - | - | - | 0,70 | 2,06 |
| 3 | 0,3 | 0,150 | 100 | 3 | 0,15 | 0,3 | 0,150 | 100 | 0,55 | 6,93 |
| 4 | - | - | - | 4 | 0,15 | - | - | - | 0,20 | 14,92 |
| 5 | - | - | - | 4 | 0,15 | - | - | - | 0,70 | 1,71 |
| 6 | 0,3 | 0,150 | 100 | 4 | 0,15 | 0,3 | 0,150 | 100 | 0,55 | 5,32 |
| 7 | - | - | - | 1 | 0,15 | - | - | - | 0,20 | 2,98 |
| 8 | - | - | - | 1 | 0,15 | - | - | - | 0,70 | 1,00 |
| 9 | 0,5 | 0,150 | 100 | 1 | 0,15 | 0,5 | 0,150 | 100 | 0,55 | 1,82 |
| 10 | - | - | - | 2 | 0,15 | - | - | - | 0,20 | 9,12 |
| 11 | - | - | - | 2 | 0,15 | - | - | - | 0,70 | 1,12 |
| 12 | 0,1 | 0,150 | 100 | 2 | 0,15 | 0,1 | 0,150 | 100 | 0,55 | 2,28 |
| 13 | 0,3 | 0,075 | 50 | 3 | 0,15 | 0,3 | 0,075 | 50 | 0,55 | -5,15 |
| 14 | 0,5 | 0,015 | 10 | 3 | 0,15 | 0,5 | 0,015 | 10 | 0,55 | 4,95 |
Источники информации
1) Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2120544 (Е21В 43/22), опубликован 20.10.1998, - аналог.
2) Алтунина Л.К., Крылова О.А., Кувшинов В.А. и др. Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи. Патент РФ №2076202 (Е21В 43/22), опубликован 10.03.1997, - аналог.
3) Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. и др. Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами. Патент РФ №2061856 (Е21В 43/24), опубликован 10.06.1996, - прототип.
Claims (1)
- Способ разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины низковязкой термотропной гелеобразующей композиции в объеме не менее 25 м3, содержащей соли алюминия, карбамид, ПАВ и воду, глубоко проникающей в пласт и селективно образующей осадок в водонасыщенных зонах пласта, отличающийся тем, что до и после нее закачивают экранирующую буферную оторочку в количестве от 10 до 100% от объема низковязкой термотропной гелеобразующей композиции, а для получения термотропной гелеобразующей композиции используют изолирующий состав ВИС-1 и воду при содержании в ее составе, мас.%:
Изолирующий состав ВИС-1 5,0-30,0 Пресная или минерализованная вода остальное,
а экранирующая буферная оторочка представляет собой водно-полимерный раствор следующего состава, мас.%:
Высокомолекулярный частично гидролизованный полиакриламид 0,1-0,5 Пресная вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011127656/03A RU2475635C1 (ru) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011127656/03A RU2475635C1 (ru) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011127656A RU2011127656A (ru) | 2013-01-20 |
| RU2475635C1 true RU2475635C1 (ru) | 2013-02-20 |
Family
ID=48804905
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011127656/03A RU2475635C1 (ru) | 2011-07-06 | 2011-07-06 | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2475635C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2529975C1 (ru) * | 2013-06-28 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) |
| RU2612693C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-03-13 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования |
| RU2693101C1 (ru) * | 2018-05-22 | 2019-07-01 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
| RU2061856C1 (ru) * | 1992-06-30 | 1996-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
| RU2076202C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-03-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи |
| RU2120544C1 (ru) * | 1996-08-06 | 1998-10-20 | Институт химии нефти СО РАН | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2348792C1 (ru) * | 2007-06-09 | 2009-03-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
| RU2396419C1 (ru) * | 2009-07-27 | 2010-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
-
2011
- 2011-07-06 RU RU2011127656/03A patent/RU2475635C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4498539A (en) * | 1983-11-16 | 1985-02-12 | Phillips Petroleum Company | Selective plugging of highly permeable subterranean strata by in situ _gelation of polymer solutions |
| RU2061856C1 (ru) * | 1992-06-30 | 1996-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
| RU2076202C1 (ru) * | 1994-10-18 | 1997-03-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи |
| RU2120544C1 (ru) * | 1996-08-06 | 1998-10-20 | Институт химии нефти СО РАН | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2348792C1 (ru) * | 2007-06-09 | 2009-03-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
| RU2396419C1 (ru) * | 2009-07-27 | 2010-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2529975C1 (ru) * | 2013-06-28 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) |
| RU2612693C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-03-13 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования |
| RU2693101C1 (ru) * | 2018-05-22 | 2019-07-01 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011127656A (ru) | 2013-01-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| CA2959311C (en) | Surfactant selection methods for wetting alteration in subterranean formations | |
| RU2658686C2 (ru) | Способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы | |
| RU2614827C2 (ru) | Способ добычи нефти из подземных нефтяных месторождений | |
| AU2014414852A1 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| US9945219B2 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| RU2475635C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2679464C2 (ru) | Способ и композиция для добычи нефти | |
| GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| US20130081809A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| RU2627802C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2057914C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| US3523581A (en) | Oil recovery process using viscosifier and shear-thickening liquid | |
| RU2529975C1 (ru) | Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) | |
| RU2693101C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2747855C2 (ru) | Способ добычи вязкой нефти из подземных месторождений | |
| Andreev et al. | Kinetics of reaction between gelled HCl and dolomite Ca1. 16Mg0. 84 (CO3) 2 and filtration of gelled acid in a reservoir core sample | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2739272C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пласта | |
| CA2843389A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
| RU2347896C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |