RU2483202C1 - Способ разработки нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483202C1 RU2483202C1 RU2011147673/03A RU2011147673A RU2483202C1 RU 2483202 C1 RU2483202 C1 RU 2483202C1 RU 2011147673/03 A RU2011147673/03 A RU 2011147673/03A RU 2011147673 A RU2011147673 A RU 2011147673A RU 2483202 C1 RU2483202 C1 RU 2483202C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- polymer
- surfactant
- concentration
- mixture
- oil
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов. Обеспечивает повышение эффективности охвата пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. Сущность изобретения: способ включает определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины. Согласно изобретению в нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ, или полимер, или смесь ПАВ с полимером. Закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас.% и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером. Оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном отношении к оторочке ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1) начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки. 3 з.п. ф-лы, 2 табл., 1 пр.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки обводненной залежи, и может найти применение при разработке неоднородных по проницаемости нефтяных пластов.
Известен способ изоляции высокопроницаемых интервалов пласта, применяемый для повышения эффективности изоляции, включающий последовательную закачку в буферах пресной воды, оторочек полимерсиликатного раствора, водного раствора соли поливалентного металла в соотношении 1:1, при этом закачку оторочек растворов осуществляют в равных объемах, 5-200 м3 каждый, для снижения приемистости скважины не более чем на 50% с дополнительной продавкой в объеме не ниже 40% от объема оторочки раствора (патент RU №2186958, МПК E21B 43/22, опубл, 10.08.2002).
Недостатком способа является низкая продолжительность эффекта изоляции и использование не в полном объеме.
Известен способ разработки нефтяного пласта, используемый для повышения нефтеотдачи неоднородных по проницаемости заводненных нефтяных пластов, включающий отбор нефти через добывающие скважины, приготовление и закачку через нагнетательные скважины рабочего агента и суспензию силикат - геля в водном полимерном растворе (патент RU №2185505, МПК E21B 43/22, опубл. 20.07.2002, бюл. №20). Силикат-гель готовят смешиванием жидкого стекла (силиката натрия с модулем более 2,5) и гелеобразующего компонента (неорганические и органические кислоты, щелочные реагенты, моно- и олигосахариды и др.), добиваются перехода жидкого стекла в затвердевшее состояние - силикат-гель, затем его дробят до размера частиц от 5 мм до нескольких микрон. Силикат-гель используют в количестве 0,1-70%, а полимер используют в количестве 0,01-2,0%. Силикат-гель и его суспензию готовят в полном объеме в наземных условиях с последующей закачкой в пласт, а не в порах пласта, где регулировать концентрацию водородных ионов (pH), а следовательно, и получение геля проблематично. С целью повышения качества изоляционных свойств закачку суспензии силикат-геля в водном растворе полимера начинают с минимальных концентраций силикат-геля при минимальных давлениях закачки с постепенным увеличением концентрации силикат-геля и давления закачки, превышающего устьевое давление нагнетания рабочего агента на 0,5-3,0 МПа, после чего давление поддерживают постоянным при снижении концентрации в суспензии.
Недостатком способа является большая зависимость фильтрационных свойств закачиваемой суспензии от флоккулирующей способности полимера, способствующая укрупнению частиц силикат-геля и затрудняющая закачку в пласт.
Известен способ разработки нефтяного пласта, используемый для повышения эффективности способа за счет улучшения нефтевытесняющих и нефтеотмывающих свойств водного раствора полимера и поверхностно-активного вещества, включающий закачку в пласт оторочки водной дисперсии сульфацелла СЦ через нагнетательную скважину и добычу нефти через добывающую скважину, указанная дисперсия дополнительно содержит неионогенное поверхностное активное вещество (НПАВ) АФ9-12, причем перед закачкой указанной оторочки закачивают предоторочку пресной или минерализованной воды с общей минерализацией до 290 г/л в размере 10% от объема указанной оторочки (патент RU №2244812, МПК E21B 43/22, опубл. 20.01.2005).
Недостатком является недостаточная эффективность способа из-за низкого коэффициента охвата пластов вытеснением, так как поверхностно-активное вещество (ПАВ) закачивается совместно с полимером, а следовательно, и уходит в высокопроницаемые обводненные зоны, не выполняя своего предназначения.
Наиболее близким по технической сущности является способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин, включающий приготовление силикатного геля, дозирование его в закачиваемую воду от водовода и закачку в пласт полученной суспензии силикатного геля (патент RU №2321733, МПК E21B 43/22, опубл. 10.04.2008, бюл. №10). Приготовление силикатного геля осуществляют путем одновременной подачи струя в струю разбавленных растворов соляной кислоты и силиката натрия в снабженный частотным преобразователем шнековый транспортер в малообъемном совмещении при соотношении указанных растворов от 1:1 до 1:2, соотношение растворов регулируют изменением показателя частотного преобразователя в зависимости от их концентрации, выбор концентрации разбавленных растворов и их соотношение осуществляют с учетом условия мгновенного гелеобразования при смешении, затем силикатный гель в указанном транспортере разбивают на частицы размером от 0,01 до 0,5 мм, дозирование геля в воду осуществляют до концентрации 0,05-75 мас.%. Закачку осуществляют в зависимости от приемистости скважины начиная с минимальной концентрации суспензии при минимальном давлении закачки с постепенным увеличением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну при последующем поддержании его постоянным за счет снижения концентрации суспензии.
Недостатком способа является низкая эффективность из-за недостаточного вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта. В результате охват пластов вытеснением незначителен.
Технической задачей является повышение эффективности вытеснения за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяного пласта, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины.
Новым является то, что в нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ, или полимер, или смесь ПАВ с полимером, причем закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас.% и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером, оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном отношении к оторочке ПАВ, или, полимера или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1) начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.
Также новым является то, что в качестве ПАВ используют водорастворимое или масло-водорастворимое ПАВ или комплексное ПАВ с концентрацией 0,01-0,2 мас.%.
Также новым является то, что в качестве полимера используют полимеры акрилового ряда или эфиров целлюлозы, с концентрацией 0,01-0,5 мас.%.
Также новым является то, что в качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда или эфира целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 0,01-0,2; полимер 0,01-0,5; вода - остальное.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют оставшиеся запасы нефти по участку нагнетательной скважины с корректировкой по горизонтам и пластам. Определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером и определяют режим закачки оторочек. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в нагнетательную скважину. Раствор силиката натрия товарной формы плотностью 1,36 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:3 и перемешивают насосом в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) силиката натрия в разбавленном растворе составляет 25% (в расчете на товарную форму), плотность 1,09-1,11 г/см3. Раствор соляной кислоты плотностью 1,12 г/см3 разбавляют пресной водой в объемном соотношении 1:7 и перемешивают в течение одного часа. Концентрация (массовая доля) соляной кислоты в разбавленном растворе составляет 1,015-1,02 г/см3. Разбавленные растворы силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю подают в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, в котором происходит образование силикатного геля. Затем силикатный гель и закачиваемую воду с плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3 от водовода подают в струйный насос, происходит диспергирование силикатного геля с размером частиц от 0,001 до 1,0 мм. Получают суспензию силикатного геля и закачивают в скважину. Дозируют содержание силикатного геля в суспензии от 0,01 до 15 мас.% в зависимости от приемистости скважины (с увеличением приемистости скважины содержание силикатного геля в суспензии увеличивается). При уменьшении содержания силикатного геля в суспензии менее 0,01 мас.% эффективность блокирования в высокопроницаемых зонах пласта будет недостаточной, а при увеличении содержания силикатного геля в суспензии более 15 мас.% использование силикатного геля в суспензии нецелесообразно с технологической и экономической точек зрения.
Для приготовления силикатного геля используют:
- силикат натрия (стекло натриевое жидкое) по ГОСТ 13078-81 плотностью 1,36-1,45 г/см3; ингибированную соляную кислоту с массовой долей хлористого водорода 22-24%, выпускаемую по ТУ 2458-017-12966038-2002, плотностью 1,108-1,12 г/см3.
В качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют водорастворимое и масло-водорастворимое ПАВ, например: оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ9-6, АФ9-9, АФ9-10, АФ9-12, выпускаемых АО "Нижнекамск-нефтехим" по ТУ 2483-077-05766801-98, Atren SA, комплексные ПАВ и др. ПАВ закачивают в виде водного раствора с концентрацией 0,01-0,2 мас.%. Применение ПАВ с концентрацией ниже 0,01 мас.% при осуществлении способа не дает положительного эффекта, а более 0,2 мас.% использовать нецелесообразно с экономической точки зрения.
В качестве полимера используют полимеры акрилового ряда, эфиры целлюлозы и др.:
- полиакриламид отечественного или импортного производства с молекулярной массой (3-15)·106, например ПАА марки DP9-8177 (ТУ 2458-001-82330939-2008), Al-coflood 955 и др.;
- эфиры целлюлозы, например оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 2231-013-32957739-01 ЗАО "Полицелл"; гидроксиэтилцеллюлоза марки Natrosol; натрий-карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ), например, по ТУ 2231-002-50277563-2000, ТУ 2231-017-32957739-02, ТУ 2231-057-07508003-2002 и др.
Полимер закачивают в виде порошка или водного раствора с концентрацией 0,01-0,5 мас.%. Использование полимера с концентрацией меньше 0,01 мас.% не эффективно, а более 0,5 мас.% удорожает состав для осуществления способа.
В качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда или эфира целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПАВ 0,01-0,2; полимер 0,01-0,5; вода - остальное.
Смесь ПАВ с полимером готовят следующим образом. В 99,98-99,3 мас.% воды с плотностью от 1,00 до 1,20 г/см3 добавляют 0,01-0,2 мас.% ПАВ и 0,01-0,5 мас.% полимера и перемешивают на магнитной мешалке до однородной массы.
Для ограничения фильтрации в высокопроницаемых промытых зонах в нагнетательную скважину при минимальном давлении закачивают оторочку суспензии силикатного геля начиная с максимальной концентрации до увеличения давления закачки не менее чем на 5%. Затем закачивают оторочку ПАВ, или полимера, или смесь ПАВ с полимером начиная с максимальной концентрации до увеличения давления закачки или его стабилизации с постепенным уменьшением концентрации и далее повторяют закачку чередующихся оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером и так несколько оторочек до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют давление закачки оторочек. Корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.
Объемное отношение оторочки суспензии силикатного геля к оторочке ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером составляет от (1÷5) до (5÷1). Выбор оторочки зависит от приемистости скважины. При низких значениях приемистости скважины после оторочки суспензии силикатного геля закачивают оторочку ПАВ, при средних значениях приемистости скважины - оторочку полимера, при высоких значениях приемистости скважины - оторочку смеси ПАВ с полимером.
Пример конкретного выполнения.
При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным или карбонатным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины, допустимое давление на эксплуатационную колонну или пласты. Определяют объемы оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. Суспензию силикатного геля готовят непосредственно перед закачкой в пласт, используя для этой цели установку для приготовления, дозирования и закачивания технологических растворов в скважину (по патенту RU №48202, МПК E21B 43/22, опубл. 27.09.2005, бюл. №27).
Для приготовления силикатного геля используют натриевое жидкое стекло с плотностью 1,36 г/см3, в качестве гелеобразователя - ингибированную соляную кислоту с концентрацией не менее 24% (плотностью 1,12 г/см3). Предварительно из товарной формы реагентов готовят разбавленные пресной водой растворы силиката натрия в объемном соотношении 1:3 и ингибированной соляной кислоты в объемном соотношении 1:7. Затем непрерывно получают силикатный гель из разбавленных растворов силиката натрия и соляной кислоты в объемном соотношении 1:1 путем подачи струя в струю в шнековый транспортер с помощью дозировочных насосов, где силикатный гель разбивают на частицы размером от 0,001 до 1,0 мм. Закачку оторочки суспензии силикатного геля начинают с максимальной концентрации при минимальном давлении. Затем закачивают оторочку ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером до увеличения давления закачки или его стабилизации. Объемное отношение оторочки суспензии силикатного геля к оторочке ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером составляет от (1÷5) до (5÷1). Далее повторяют закачку оторочки суспензии силикатного геля и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером и так несколько оторочек до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют давление закачки. Корректируют концентрации оторочек. Результаты технологического процесса закачки оторочек приведены в таблицах 1, 2.
Из таблиц 1, 2 видно, что после закачки чередующихся оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером в нагнетательную скважину происходит увеличение давления закачки от 28 до 64%, в среднем, на 40%, и снижение приемистости нагнетательной скважины от 15 до 48%, в среднем, на 24% (номера участков 1-15, 34-40 таблицы 1, 2). В результате происходит блокирование обводненных высокопроницаемых пропластков и увеличение фильтрационного сопротивления пласта. Это позволяет изменять направления фильтрационных потоков, регулировать профили приемистости и притока и таким образом увеличивать полноту извлечения нефти за счет охвата пласта вытеснением и подключения в работу ранее не задействованных низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта.
При осуществлении способа с повышенными концентрациями оторочек суспензии силикатного геля и ПАВ, или полимера, или смеси ПАВ с полимером происходит увеличение давления закачки от 29 до 75% и снижение приемистости скважины от 20 до 48% (номера участков 16-22 таблицы 1, 2), что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пласта.
Увеличение содержания суспензии силикатного геля более 15 мас.% и ПАВ более 0,2 мас.%, или полимера более 0,5 мас.%, или смеси ПАВ (более 0,2 мас.%) с полимером (более 0,5 мас.%) нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения: то есть удорожает состав при осуществлении способа.
Использование способа с низкими концентрациями оторочек: суспензии силикатного геля менее 0,01 мас.% и ПАВ менее 0,01 мас.%, или полимера менее 0,01 мас.%, или смеси ПАВ (менее 0,01 мас.%) с полимером (менее 0,01 мас.%) не приводит к увеличению давления закачки и снижению приемистости нагнетательной скважины (номера участков 23-33 таблицы 1, 2). В результате происходит недостаточное блокирование высокопроницаемых зон пласта вследствие невысокой эффективности, связанной с низкой концентрацией суспензии силикатного геля, и тем самым не обеспечивается повышения эффективности вытеснения.
Полученные результаты показывают, что в высокопроницаемых зонах пласта происходит создание блокирующей оторочки и перераспределение фильтрационных потоков в пласте и, как следствие, подключение в работу не охваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которое приводит к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,2-2,2 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить охвата пластов вытеснением за счет вовлечения в разработку ранее не охваченных воздействием низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, что в конечном итоге приводит к увеличению нефтеотдачи пластов.
Claims (4)
1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, приготовление и закачку через нагнетательную скважину суспензии силикатного геля и отбор нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину дополнительно закачивают поверхностно-активное вещество - ПАВ или полимер или смесь ПАВ с полимером, причем закачку ведут чередующимися оторочками суспензии силикатного геля при концентрации 0,01-15 мас.% и ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером, оторочку суспензии силикатного геля закачивают в объемном соотношении к оторочке ПАВ или полимера или смеси ПАВ с полимером от (1÷5) до (5÷1), начиная с максимальной концентрации оторочек при минимальном давлении закачки с постепенным уменьшением концентрации до достижения допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты, корректируют концентрации оторочек в зависимости от изменения давления закачки.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве ПАВ используют водорастворимое или масло-водорастворимое ПАВ или комплексное ПАВ с концентрацией 0,01-0,2 мас.%.
3. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве полимера используют полимеры акрилового ряда или эфиров целлюлозы с концентрацией 0,01-0,5 мас.%.
4. Способ по п.1, отличающийся тем, что в качестве смеси ПАВ с полимером используют смесь водорастворимого или масло-водорастворимого ПАВ или комплексного ПАВ и полимера акрилового ряда или эфира целлюлозы при следующем соотношении компонентов, мас.%:
ПАВ 0,01-0,2
полимер 0,01-0,5
вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011147673/03A RU2483202C1 (ru) | 2011-11-23 | 2011-11-23 | Способ разработки нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011147673/03A RU2483202C1 (ru) | 2011-11-23 | 2011-11-23 | Способ разработки нефтяного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2483202C1 true RU2483202C1 (ru) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791956
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011147673/03A RU2483202C1 (ru) | 2011-11-23 | 2011-11-23 | Способ разработки нефтяного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2483202C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2597305C1 (ru) * | 2015-08-13 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах |
| RU2600800C2 (ru) * | 2014-12-25 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ селективной обработки призабойной зоны неоднородного расчлененного объекта разработки |
| RU2704166C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2716070C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав |
| RU2802645C1 (ru) * | 2023-02-10 | 2023-08-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ увеличения нефтеотдачи пласта |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2105144C1 (ru) * | 1996-02-22 | 1998-02-20 | Анатолий Васильевич Старковский | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2107812C1 (ru) * | 1997-09-17 | 1998-03-27 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти |
| RU2162142C2 (ru) * | 1999-03-30 | 2001-01-20 | Гусев Сергей Владимирович | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
| RU2175056C1 (ru) * | 2001-02-26 | 2001-10-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2266398C2 (ru) * | 2001-09-27 | 2005-12-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2321733C1 (ru) * | 2006-08-28 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
| US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
-
2011
- 2011-11-23 RU RU2011147673/03A patent/RU2483202C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2105144C1 (ru) * | 1996-02-22 | 1998-02-20 | Анатолий Васильевич Старковский | Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины |
| RU2107812C1 (ru) * | 1997-09-17 | 1998-03-27 | Юрий Ефремович Батурин | Способ разработки неоднородной по проницаемости и нефтенасыщенности залежи нефти |
| RU2162142C2 (ru) * | 1999-03-30 | 2001-01-20 | Гусев Сергей Владимирович | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
| RU2175056C1 (ru) * | 2001-02-26 | 2001-10-20 | Чикин Андрей Егорович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2266398C2 (ru) * | 2001-09-27 | 2005-12-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| US7373977B1 (en) * | 2004-03-29 | 2008-05-20 | Oil Chem Technologies | Process for oil recovery employing surfactant gels |
| RU2321733C1 (ru) * | 2006-08-28 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2600800C2 (ru) * | 2014-12-25 | 2016-10-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Способ селективной обработки призабойной зоны неоднородного расчлененного объекта разработки |
| RU2597305C1 (ru) * | 2015-08-13 | 2016-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах |
| RU2704166C1 (ru) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
| RU2716070C1 (ru) * | 2019-02-04 | 2020-03-05 | Рустем Райнурович Шарипов | Состав для повышения извлечения нефти из пластов на основе цвиттер-ионных пав |
| RU2802645C1 (ru) * | 2023-02-10 | 2023-08-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ увеличения нефтеотдачи пласта |
| RU2811097C1 (ru) * | 2023-07-25 | 2024-01-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ повышения эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CN102816558A (zh) | 一种深部调剖堵水用堵剂及其制备方法 | |
| RU2704166C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2485301C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2398958C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| RU2627785C1 (ru) | Способ регулирования профиля приёмистости нагнетательной скважины (варианты) | |
| RU2598095C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2321733C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин | |
| CN102618232B (zh) | 用于缝洞型油藏的堵剂 | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| RU2518615C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2722488C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости заводненного нефтяного пласта | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2290504C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2530007C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2652410C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2160832C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в скважину | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |
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 |