RU2483201C1 - Method for increasing oil recovery of production wells - Google Patents
Method for increasing oil recovery of production wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483201C1 RU2483201C1 RU2011142489/03A RU2011142489A RU2483201C1 RU 2483201 C1 RU2483201 C1 RU 2483201C1 RU 2011142489/03 A RU2011142489/03 A RU 2011142489/03A RU 2011142489 A RU2011142489 A RU 2011142489A RU 2483201 C1 RU2483201 C1 RU 2483201C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- working agent
- production wells
- production
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к способам, обеспечивающим увеличение нефтеотдачи нефтяных залежей с посаженным пластовым давлением.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for increasing oil recovery of oil deposits with a set reservoir pressure.
Основным способом извлечения нефти из пластов является принудительное ее вытеснение из добывающей скважины рабочим агентом, закачиваемым в пласт через нагнетательную скважину под давлением, и транспортировка нефти на поверхность земли насосом.The main way to extract oil from the reservoirs is to force it out from the producing well by a working agent pumped into the reservoir through an injection well under pressure, and pump oil to the surface of the earth with a pump.
Известен способ, основанный на одновременной закачке в нагнетательную и добывающую скважины суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%, созданием повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - водой. [RU 2105142, Е21В 43/22, 1998].A known method based on the simultaneous injection into the injection and production wells of a suspension of highly dispersed hydrophobic water-repellent silicon dioxide in an organic solvent with a concentration of from 0.05 to 1.0 wt.%, Creating an increased pressure in the bottom-hole zone with selling fluid - water. [RU 2105142, E21B 43/22, 1998].
Недостатком способа является его относительно высокая сложность, обусловленная необходимостью подготовки суспензии высокодисперсного гидрофобного водоотталкивающего диоксида кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%.The disadvantage of this method is its relatively high complexity, due to the need to prepare a suspension of highly dispersed hydrophobic water-repellent silicon dioxide in an organic solvent with a concentration of from 0.05 to 1.0 wt.%.
Известен также способ, включающий закачку в скважину 0,5-2,5 мас.% порошкообразной серы в инвертной эмульсии, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью - нефтью или технической водой, с последующей выдержкой во времени [RU 2263204, Е21В 43/22, 2005].There is also known a method, including the injection into the well of 0.5-2.5 wt.% Powdered sulfur in an invert emulsion, the creation of increased pressure in the bottomhole zone with a squeezing fluid - oil or industrial water, followed by exposure in time [RU 2263204, ЕВВ 43 / 22, 2005].
Недостатком способа является его относительно высокая сложность, обусловленная необходимостью подготовки 0,5-2,5 мас.% порошкообразной серы в инвертной эмульсии.The disadvantage of this method is its relatively high complexity, due to the need to prepare 0.5-2.5 wt.% Powdered sulfur in an invert emulsion.
Кроме того, известен способ, включающий закачку в скважину инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью с последующей выдержкой во времени, при этом инвертная эмульсия содержит к качестве дисперсионной среды углеводородный растворитель или нефть, перед указанной эмульсией в скважину закачивают раствор нитрита натрия плотностью 1183 кг/м3 при соотношении указанного раствора и кислоты или кислотообразующей соли от 1:2 до 1:3 [RU 2382186, C1, E21B 43/22, 20.02.2010].In addition, a method is known that includes injecting an invert emulsion of an acid or an acid-forming salt into a well in a dispersion medium, creating an increased pressure in the bottomhole zone with a squeezing fluid, followed by soaking in time, while the invert emulsion contains a hydrocarbon solvent or oil as a dispersion medium, before said with an emulsion, a sodium nitrite solution with a density of 1183 kg / m 3 is pumped into the well with a ratio of said solution to acid or acid-forming salt from 1: 2 to 1: 3 [RU 2382186, C1, E21B 43 / 22, 02.20.2010].
Недостатком этого способа также является относительно высокая сложность, обусловленная необходимостью подготовки инвертной эмульсии кислоты или кислотообразующей соли в дисперсионной среде.The disadvantage of this method is also the relatively high complexity due to the need to prepare an invert emulsion of an acid or acid-forming salt in a dispersion medium.
Еще одним направлением разработки нефтяного пласта считается его заводнение через систему нагнетательных скважин, расположенных за контуром нефтяносности залежи и внутри контура. Внутриконтурное заводнение встречается чаще, особенно в низкопроницаемых пластах, представленных преимущественно пористотрещиноватыми. Заводнение таких пластов позволяет добыть не более 15% нефти от первоначальных запасов.Another direction of the development of an oil reservoir is considered to be its flooding through a system of injection wells located outside the oil reservoir of the reservoir and inside the circuit. In-circuit flooding is more common, especially in low permeability formations, which are predominantly porous fractured. Waterflooding of such formations allows producing no more than 15% of oil from the initial reserves.
Один из известных способов, являющийся наиболее близким по технической сущности к предложенному [RU 2105871 C1, E21B 43/22, 27.02.1998], включает отбор нефти через добывающие скважины и периодическую закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и раствора полимера, перевод на поздней стадии разработки на залежи части обводнившихся добывающих скважин в нагнетательные, определяют в них коэффициент продуктивности и закачивают через них раствор полимера с вязкостью, пропорциональной отношению коэффициента продуктивности данной скважины к среднему коэффициенту продуктивности скважин по залежи или участку залежи, обеспечивая равенство соотношений продуктивностей скважин и вязкостей закачиваемых в скважину растворов полимеров: Ki/Kcp Mi/Mcp, где Ki - коэффициент продуктивности i-й скважины, м3/сут., МПа, Kcp - среднее значение коэффициента продуктивности по залежи или участку залежи, м3/сут., МПа, Mi - вязкость закачиваемого раствора в i-й скважине, Па·с, Mcp - среднее значение вязкости закачиваемого раствора по залежи или участку залежи, Па·с.One of the known methods, which is the closest in technical essence to the proposed [RU 2105871 C1, E21B 43/22, 02.27.1998], includes the selection of oil through production wells and periodic injection through the injection wells of a working agent and a polymer solution, late stage transfer development of deposits of waterlogged production wells into injection ones, determine the productivity coefficient in them and pump through them a polymer solution with a viscosity proportional to the ratio of the productivity coefficient of this well to the medium it coefficient well productivity by deposits or portion deposits, providing equal proportions productive wells viscosities injected into the wellbore polymer solutions: K i / K cp M i / M cp, where K i - efficiency factor of i-th wellbore m 3 / day. , MPa, K cp is the average value of the productivity coefficient for a reservoir or a section of a reservoir, m 3 / day. MPa, M i is the viscosity of the injected solution in the i-th well, Pa · s, M cp is the average value of the viscosity of the injected solution for the reservoir or the site of the deposit, Pa · s.
Способ позволяет вовлечь в разработку дополнительные зоны, однако недостатком наиболее близкого технического решения является относительно низкая нефтеотдача. Основной причиной такой низкой результативности заводнения является образование сквозных трещин, соединяющих забои нагнетательных и добывающих скважин, вследствие чего вода, проходя напрямую к добывающей скважине, не участвует в процессе вытеснения нефти.The method allows to involve additional zones in the development, however, the disadvantage of the closest technical solution is the relatively low oil recovery. The main reason for such low waterflooding performance is the formation of through cracks connecting the faces of injection and production wells, as a result of which water, passing directly to the production well, does not participate in the oil displacement process.
Кроме того, содержащиеся в воде илистые частицы блокируют мелкие и мельчайшие трещины, образованные в ходе сингенетических и эпигенетических процессов, вследствие чего остаются только крупные трещины, облегчая образование сквозных каналов под действием давления нагнетания. Наиболее близкое техническое решение особенно неэффективно при разработке нефтяного пласта с посаженным пластовым давлением и при наличии в нем естественных трещин. В этом случае эффективность заводнения снижается вследствие растекания воды по подошве пласта, оставляя без воздействия прикровельную часть.In addition, silty particles contained in water block small and minute cracks formed during syngenetic and epigenetic processes, as a result of which only large cracks remain, facilitating the formation of through channels under the action of injection pressure. The closest technical solution is especially inefficient when developing an oil reservoir with a set reservoir pressure and in the presence of natural cracks in it. In this case, the waterflooding efficiency is reduced due to the spreading of water along the bottom of the reservoir, leaving the bedside part unaffected.
Требуемый технический результат заключается в повышении нефтеотдачи добывающих скважин на залежи.The required technical result is to increase oil recovery of producing wells in the deposits.
Требуемый технический результат достигается тем, что в способе, основанном на периодическом нагнетании рабочего агента в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, нагнетание рабочего агента производят при постепенном, в течение нескольких месяцев, увеличении давления, исключающем ее прорыв в соседние скважины, и до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко, из условия смыкания трещин пластов залежи, прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины, при этом в качестве рабочего агента используется подтоварная вода, образующаяся в процессе эксплуатации добывающих скважин.The required technical result is achieved by the fact that in the method based on periodic injection of the working agent into injection wells, which use part of the production wells at a late stage of reservoir development by transferring them to injection, the injection of the working agent is carried out gradually over several months, an increase in pressure, which excludes its breakthrough into neighboring wells, and to a value twice as high as the reservoir pressure at the time of the transfer of production wells to injection wells, and after the volume of the injected working agent becomes equal to the volume of fluid extracted from the producing well for the entire development period before the production wells are transferred to the injection wells, abruptly, from the condition of closing the fractures of the reservoir layers, the injection of the working agent into the injection wells is stopped, while the working agent is used commercial water generated during the operation of production wells.
На фиг.1 - схема района добычи с нагнетательной и добывающими скважинами со схемой распространения воды в пласте.Figure 1 is a diagram of the production area with injection and producing wells with a distribution scheme of water in the reservoir.
На фиг.2 - схема района добычи с переведенной в добывающий фонд нагнетательной скважины и добывающими скважинами и искусственно созданным подпорным режимом.Figure 2 is a diagram of the production area with the injection well transferred to the production fund and production wells and artificially created retaining mode.
На фиг.3 - график закачки на скважине после снижения пластового давления.Figure 3 is a graph of the injection at the well after lowering the reservoir pressure.
На фиг.4 - фактические данные примера реализации способа.Figure 4 - actual data of an example implementation of the method.
Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин реализуется следующим образом.A method of increasing oil recovery in producing wells is implemented as follows.
Предложенный способ может быть использован преимущественно при разработках нефтяных залежей, имеющих низкое пластовое давление (менее 2,5 МПа).The proposed method can be used mainly in the development of oil deposits having low reservoir pressure (less than 2.5 MPa).
Способ увеличения нефтеотдачи добывающих скважин основан на периодическом нагнетании рабочего агента в виде водно-солевого раствора в нагнетательные скважины, в качестве которых используют часть добывающих скважин на поздней стадии разработки залежи путем их перевода в нагнетательные, при этом нагнетание рабочего агента производят при постепенном увеличении давления нагнетания до величины, превосходящей в два раза пластовое давление на момент перевода добывающих скважин в нагнетательные, а после того как объем закачанного рабочего агента становится равным объему извлеченной из добывающей скважины жидкости за весь период разработки до перевода добывающих скважин в нагнетательные, резко прекращают нагнетание рабочего агента в нагнетательные скважины и переводят скважину вновь под добычу. В качестве закачиваемого водно-солевого раствора может быть использована, например, подтоварная вода.A method for increasing oil recovery in production wells is based on periodic injection of a working agent in the form of a water-salt solution into injection wells, which use part of the production wells at a late stage of reservoir development by transferring them to injection wells, while the injection agent is injected with a gradual increase in injection pressure up to twice the reservoir pressure at the time of the transfer of production wells into injection wells, and after the volume of the injected worker agent becomes equal to the volume of fluid extracted from the production well for the entire development period before the production wells are transferred to the injection wells, the injection of the working agent into the injection wells is stopped abruptly and the well is transferred again for production. As the injected water-saline solution, for example, produced water can be used.
ПРИМЕР РЕАЛИЗАЦИИ СПОСОБАEXAMPLE OF IMPLEMENTATION OF THE METHOD
В качестве примера реализации способа на фиг.1 представлены схема района добычи с нагнетательной и добывающими скважинами и схема распространения воды в пласте, а на фиг.2 - схема района добычи с переведенной в добывающий фонд нагнетательной скважины и добывающими скважинами с искусственно созданным подпорным режимом.As an example of the implementation of the method, Fig. 1 shows a diagram of a production area with injection and producing wells and a water distribution scheme in the formation, and Fig. 2 shows a diagram of a production area with an injection well transferred to a production fund and production wells with artificially created retaining mode.
Эффект повышения нефтеотдачи реализовался за счет вовлечения в разработку всей нефтенасыщенной толщины с низким пластовым давлением вследствие гравитационного перераспределения закачиваемых агентов в пласт. Из-за резкой разгрузки давления образовавшиеся поры в результате закачки резко перекрывались, вследствие чего закачанная вода не поступала в данную скважину. Этим самым достигался искусственный подпорный режим.The effect of enhanced oil recovery was realized due to the involvement in the development of the entire oil-saturated thickness with low reservoir pressure due to the gravitational redistribution of injected agents into the reservoir. Due to the sharp pressure relief, the resulting pores as a result of injection sharply overlapped, as a result of which the injected water did not enter this well. This achieved an artificial retaining mode.
Время для гравитационного перераспределения было равно времени работ по переводу скважины из категории нагнетательных в категорию добывающих, которого достаточно для перераспределения фаз жидкостей.The time for gravitational redistribution was equal to the time of work to transfer the well from the category of injection to the category of production, which is enough to redistribute the phases of the fluids.
Закачка рабочего агента в виде водно-солевого раствора осуществлялась несколько месяцев с постепенным увеличением в этот период давления нагнетания до значения, превышающего начальное пластовое давление в два раза. Постепенное увеличение давления производилось с целью исключения прорыва закачиваемой жидкости в соседние скважины, что может происходить при резком повышении давления.Injection of the working agent in the form of a water-salt solution was carried out for several months with a gradual increase in the injection pressure during this period to a value twice as high as the initial reservoir pressure. A gradual increase in pressure was carried out with the aim of eliminating the breakthrough of the injected fluid into neighboring wells, which can occur with a sharp increase in pressure.
При этом нежелательным является и увеличение давления нагнетания на величину, превосходящую начальное пластовое давление, более чем вдвое, так как при этом может произойти нарушение заколонного пространства, т.е. прорыв воды в другие горизонты. В то же время, поскольку при разгрузке пласта происходит потеря давления примерно 80-90% от нагнетаемого, то величина давления нагнетания, превосходящая начальное пластовое давление в два раза, является наиболее предпочтительной, что подтверждено экспериментально.In this case, an increase in the injection pressure by an amount exceeding the initial reservoir pressure by more than two times is also undesirable, since this may cause a violation of the annulus, i.e. breakthrough of water to other horizons. At the same time, since a pressure loss of about 80-90% of the injection pressure occurs during formation unloading, a discharge pressure value that is twice the initial reservoir pressure is most preferred, which is confirmed experimentally.
На графике (Фиг.3) представлен график закачки на экспериментальной скважине, которая была переведена в нагнетательную после снижения пластового давления, а на фиг.4 - фактические данные примера реализации способа.The graph (Figure 3) shows a graph of the injection at the experimental well, which was converted to injection after lowering the reservoir pressure, and figure 4 shows the actual data of an example implementation of the method.
На момент перевода по данной скважине было отобрано 1020 тонн жидкости, начальное пластовое давление составляло 60 атм. На графике видно, как после увеличения давления нагнетания выше начального пластового давления более 2 раз происходит разрыв пластов, тем самым приемистость увеличивается, а давление нагнетания падает. В этом случае разрыв произошел по той причине, что объем закачки составил более чем 1020 тонн.At the time of the transfer, 1020 tons of fluid were taken from this well, the initial reservoir pressure was 60 atm. The graph shows how, after an increase in the injection pressure above the initial reservoir pressure more than 2 times, the formation ruptures, thereby the injectivity increases, and the injection pressure decreases. In this case, the gap occurred because the injection volume was more than 1020 tons.
Снижение давления производилось резкой разгрузкой пласта. Только этим обеспечивалось то, что трещины, образовавшиеся при закачке, смыкались, и закачанная жидкость не поступала обратно в скважину.The pressure was reduced by a sharp discharge of the reservoir. Only this ensured that the cracks formed during the injection closed, and the injected fluid did not flow back into the well.
Объем закачки рабочего агента в виде водно-солевого раствора выбирался равным объему добытой жидкости для получения компенсации отбора. В случае закачки объема, превосходящего объем добытой жидкости, возможно перенасыщение пласта, что может повлечь за собой прорывы закачиваемой жидкости в соседние скважины. Это также подтверждено экспериментально, как было сказано выше при закачке в экспериментальную скважину, закачиваемая жидкость прорвалась в соседнюю скважину.The injection volume of the working agent in the form of a water-salt solution was chosen equal to the volume of the produced liquid to obtain compensation for the selection. In case of injection of a volume exceeding the volume of produced fluid, it is possible to oversaturate the formation, which may entail breakthroughs of the injected fluid into neighboring wells. This is also confirmed experimentally, as mentioned above during injection into an experimental well, the injected fluid broke into a neighboring well.
Способ позволяет повысить пластовое давление локально и увеличить продуктивность пласта.The method allows to increase reservoir pressure locally and increase reservoir productivity.
Таким образом, благодаря усовершенствованию известного способа, достигается требуемый технический результат, заключающийся в повышении нефтеотдачи залежей с посаженным пластовым давлением, поскольку практически исключается образование сквозных трещин, соединяющих в известном способе забои нагнетательных и добывающих скважин, вследствие чего вода, проходя напрямую к добывающей скважине, не участвует в процессе вытеснения нефти.Thus, due to the improvement of the known method, the required technical result is achieved, which consists in increasing the oil recovery of deposits with planted formation pressure, since the formation of through cracks connecting the faces of injection and production wells in the known method is virtually eliminated, as a result of which water passing directly to the production well not involved in the process of oil displacement.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142489/03A RU2483201C1 (en) | 2011-10-21 | 2011-10-21 | Method for increasing oil recovery of production wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142489/03A RU2483201C1 (en) | 2011-10-21 | 2011-10-21 | Method for increasing oil recovery of production wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483201C1 true RU2483201C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791955
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011142489/03A RU2483201C1 (en) | 2011-10-21 | 2011-10-21 | Method for increasing oil recovery of production wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483201C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2551580C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2821875C1 (en) * | 2023-10-18 | 2024-06-27 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа (ИПНГ РАН) | Method of controlling rate of increasing pressure of water injection into carbonate reservoirs |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066369C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method for exploitation of oil pool |
| RU2094601C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2105870C1 (en) * | 1997-05-29 | 1998-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" | Method for development of oil deposit |
| RU2105871C1 (en) * | 1997-05-29 | 1998-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" | Method for development of oil deposit |
| CN101490364A (en) * | 2006-07-14 | 2009-07-22 | 国际壳牌研究有限公司 | A method of controlling water condensation in a near wellbore region of a formation |
| RU2364715C1 (en) * | 2008-09-30 | 2009-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
| RU2365741C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Александр Константинович Шевченко | Method for oil pool development |
-
2011
- 2011-10-21 RU RU2011142489/03A patent/RU2483201C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2066369C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-09-10 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method for exploitation of oil pool |
| RU2094601C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2105870C1 (en) * | 1997-05-29 | 1998-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" | Method for development of oil deposit |
| RU2105871C1 (en) * | 1997-05-29 | 1998-02-27 | Нефтегазодобывающее управление "Иркеннефть" Акционерного общества "Татнефть" | Method for development of oil deposit |
| CN101490364A (en) * | 2006-07-14 | 2009-07-22 | 国际壳牌研究有限公司 | A method of controlling water condensation in a near wellbore region of a formation |
| RU2365741C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Александр Константинович Шевченко | Method for oil pool development |
| RU2364715C1 (en) * | 2008-09-30 | 2009-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil-bearing formation with low-permeable collector |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2551580C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
| RU2821875C1 (en) * | 2023-10-18 | 2024-06-27 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа (ИПНГ РАН) | Method of controlling rate of increasing pressure of water injection into carbonate reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20150345268A1 (en) | Applications of ultra-low viscosity fluids to stimulate ultra-tight hydrocarbon-bearing formations | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| US10961436B2 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| US8016039B2 (en) | Method of reducing water influx into gas wells | |
| US9512704B2 (en) | Methods of producing hydrocarbons from a wellbore utilizing optimized high-pressure water injection | |
| RU2583104C1 (en) | Method for processing bottomhole formation zone | |
| Islamov et al. | Substantiation of a well killing technology for fractured carbonate reservoirs | |
| RU2304710C1 (en) | Well bottom zone treatment process | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| Seright | Cleanup of oil zones after a gel treatment | |
| CN112324406B (en) | Nano-pulse high-pressure blockage removal, pressure reduction and storage increase method for low-permeability water-sensitive oil reservoir water well | |
| Patterson et al. | Preproduction-deployed scale-inhibition treatments in deepwater West Africa | |
| Hayavi et al. | Application of polymeric relative permeability modifiers for water control purposes: Opportunities and challenges | |
| RU2304703C1 (en) | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector | |
| RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells | |
| CN105003223A (en) | Method for effectively improving portability of packing particles after contact with oil | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| US20100300693A1 (en) | Enzyme Surfactant Fluids Used in Non-Gel Hydraulic Fracturing of Oil Wells | |
| Mai et al. | Mechanisms of Heavy Oil Recovery by Low Rate Waterflooding | |
| CN110671089A (en) | Fracturing filling process parameter optimization design method | |
| Yudin et al. | Successful Restimulation of Western Siberian Oil Fields with Channel Fracturing Technique | |
| Dymond et al. | Magnus field: surfactant stimulation of water-injection wells | |
| RU2819869C1 (en) | Method for acid treatment of bottomhole zone of oil producing and injection well | |
| RU2347895C1 (en) | Flooded oil reservoir development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner |