RU2487234C1 - Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов - Google Patents
Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2487234C1 RU2487234C1 RU2011143875/03A RU2011143875A RU2487234C1 RU 2487234 C1 RU2487234 C1 RU 2487234C1 RU 2011143875/03 A RU2011143875/03 A RU 2011143875/03A RU 2011143875 A RU2011143875 A RU 2011143875A RU 2487234 C1 RU2487234 C1 RU 2487234C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- clay
- oil
- surfactant
- injection
- Prior art date
Links
Landscapes
- Medicinal Preparation (AREA)
Abstract
Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов может быть использован для повышения нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений. В способе разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающем последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, в качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ 2-35, углеводородный растворитель остальное, причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины выбирают исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 часов. Технический результат - повышение эффективности обработки. 3 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки нефтяных пластов, а именно повышению нефтеотдачи пластов при одновременном увеличении охвата пласта воздействием и повышении эффективности нефтевытеснения в неоднородных коллекторах на поздних стадиях разработки месторождений.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и периодическую закачку через нагнетательную скважину оторочек водной дисперсии, где в качестве дисперсионной фазы используют смесь глинопорошка и порошка водорастворимого полимера. Водную дисперсию закачивают оторочками. Переход от одной оторочки к другой осуществляют с возрастанием давления закачки на 1-10%. В каждой последующей оторочке уменьшают количество глинопорошка и увеличивают количество порошка водорастворимого полимера. При этом общее уменьшение количества глинопорошка лежит в пределах от 15 до 0 вес.% при увеличении количества порошка водорастворимого полимера в пределах от 0,001 до 1 вес.%. В качестве полимера используют полиакриламид или эфиры целлюлозы (см. Патент РФ №2136872, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 г.)
Недостатком данного способа является низкая эффективность нефтевытеснения вследствие того, что закачка водной дисперсии вызывает снижение проницаемости промытых зон, а последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов.
Известен способ извлечения остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта, включающий закачку мицеллярного раствора, содержащего водорастворимое поверхностно-активное вещество (ПАВ), маслорастворимое ПАВ, углеводород и воду, с предварительной изоляцией высокопроницаемых зон пласта путем закачки мелкодисперсных твердых частиц (см. Патент РФ №2138626, МПК Е21В 43/22, опубл. 1999 г.).
Недостатком известного способа является низкая технологичность вследствие многокомпонентности мицеллярного раствора, его низкой агрегативной устойчивости при изменении температур из-за содержания в нем воды, что создает трудности при использовании способа, особенно в зимнее время.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины полимер-дисперсной системы в количестве 1-25% объема пор и раствора ПАВ с последующим вытеснением водой (см. Патент РФ №1566820, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996 г.).
Известный способ недостаточно эффективен для повышения нефтеотдачи пластов из-за использования раствора неионногенного ПАВ (НПАВ) с низкими нефтеотмывающими свойствами, обусловленными недостаточно низким межфазным натяжением, слабыми солюбилизирующими свойствами и неспособностью образовывать микроэмульсионную фазу на границе с нефтью. Кроме того, раствор НПАВ может потерять свою стабильность из-за чувствительности к изменению температуры (на поверхности и в пласте), к тому же наблюдается пенообразование при смешении раствора НПАВ с водой, что затрудняет процесс реализации способа.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий циклическую закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии и последующее воздействие на пласт водным раствором химреагента, где в качестве химреагента используют раствор, содержащий нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 580, окси-этилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16, спиртосодер-жащий растворитель и воду (см. Патент РФ №2065947, МПК Е21В 43/22, опубл. 1996 г.).
Известный способ не технологичен в связи с чувствительностью раствора ПАВ к температурным колебаниям и высокой вязкостью в зимнее время, а также сложностью использования способа из-за последовательно-чередующейся закачки водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии в несколько циклов.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов за счет комплексного воздействия на пласт, заключающегося в повышении фильтрационного сопротивления высокопроницаемых обводненных зон и, тем самым, увеличения охвата пласта воздействием и достижения более полного отмыва нефти из коллектора и, в конечном итоге, увеличения нефтеотдачи пласта при одновременном достижении технологичности способа и использования его при отрицательных температурах с исключением нежелательного пенообразования.
Поставленная задача решается путем создания способа разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающего последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, где в качестве указанного раствора используют смесь неиногенных ПАВ или неиногенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%: смесь неиногенных ПАВ или неиногенного и анионоактивного сульфированного ПАВ - 2-35;
углеводородный растворитель - остальное,
причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины определяют исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 часов.
Для приготовления водной системы водорастворимого полимера и глины используют водорастворимые порошкообразные полимеры:
- полиакриламид (ПАА) отечественный по ТУ 6-16-2531-81, ТУ 6-01-1049-81, импортный DP 9-8177, Alkoflood 935, Alkoflood 1175, DP 9-8177 по ТУ 2458-001-82330939-2008;
- полиэтиленоксид (ПОЭ) по ТУ 6-58-341-89;
эфиры целлюлозы:
- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) марки Cellosize QP100 МH; Netrosol 250-HHR-P;
- гидроксиэтилцеллюлозу (ГЭЦ) марки Сульфацелл по ТУ 6-55201-1407-95, ТУ 2231-013-329574-39-01 с изм.1-7.
В качестве глины используют:
- глинопорошки для буровых растворов по ТУ 39-043-74, ТУ 39-01-08058-81 или ОСТ 39-202-86;
- техническую глину по ГОСТ 24902-81;
- карьерную глину, хорошо распускаемую в воде.
В качестве сульфированного АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:
- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например. С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84, или эмульгаторы, например эмульсолы СМДУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205;
- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;
- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США).
В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.
В качестве НПАВ используют:
- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;
- ОП-10 - продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;
- неонолы а-12, а-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе а-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;
- Эмульгатор Ялан Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе, по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм. 1;
- Эмульгатор Ялан Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидоаминных солей высших жирных кислот С12-С18 в углеводородных смесевых растворителях, по ТУ 2458-001-22650721-2009;
- Эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий, по ТУ 2484-007-57412574-01;
- Эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе, по ТУ 2413-048-48482528-98;
- Эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, по ТУ 2458-057-17197708-01;
- и другие, или их смеси.
В качестве углеводородного растворителя используют:
- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;
- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафиноолефиновых углеводородов, тяжелых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;
- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;
- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП) фракции 35-230°С и 35-270°С по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессах нефте- и сланцепереработки;
- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;
- нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;
- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугуровский дистиллат по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;
- фракцию гексановую по ТУ 2411-032-0576680-95;
- фракцию широких легких углеводородов по ТУ 38.101524-93;
- фракцию ароматических углеводородов - толуольную фракцию по ТУ 38.103579-85;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89 - отход производства этилена, и другие, а также их смеси.
Раствор ПАВ в углеводородном растворителе готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Композиция стабильна при температурах от -50°С до +30°С в течение длительного времени.
Водную систему водорастворимого полимера и глины готовят путем одновременного дозирования водорастворимого полимера и глинопорошка в промежуточную емкость с водой. Для дозировки реагентов используют шнековый дозатор. Дозировку реагентов для получения необходимой концентрации их в полимер-глинистой системе рассчитывают по формуле:
X=Q·ρ·С/100,
где: Х - расход глинопорошка и порошкообразного полимера, кг/ч;
Q - производительность насосного агрегата, м /ч;
ρ - плотность воды, на которой готовится система, кг/м3;
С - концентрация глинопорошка и порошкообразного полимера в системе, %.
Концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины, определяемые исходя из приемистости нагнетательной скважины, приведены в таблице 1. В качестве водорастворимого полимера используют полиакриламид, полиэтиленоксид, оксиэтилцеллюлозу и гидроксиэтилцеллюлозу, а в качестве глины - глинопорошок (ГП).
Таблица 1 | ||||||
Приемистость скважины при рабочем давлении на водоводе, м3/сут | Массовая доля компонентов в полимер-глинистой системе, % | Объем закачиваемой полимер-глинистой системы, м3 | ||||
ГП | Полимер | |||||
ПАА | ПОЭ | ОЭЦ | ГЭЦ | |||
250-400 | 1,0-5,0 | 0,005-0,025 | 0,005-0,015 | 0,03-0,05 | 0,03-0,05 | 100-400 |
300-500 | 3,0-7,0 | 0,01-0,05 | 0,01-0,05 | 0,05-0,1 | 0,05-0,1 | 200-600 |
Более 500 | 5,0-10,0 | 0,03-0,13 | 0,03-0,1 | 0,1-0,3 | 0,1-0,3 | 300-800 |
Приготовленные растворы ПАВ в углеводородном растворителе испытывают на пенообразование и определяют вязкость и температуру застывания. Физико-химические свойства составов приведены в таблице 2.
Как видно из данных таблицы, предлагаемые растворы ПАВ в углеводородном растворителе по сравнению с известным имеют более низкие значения вязкости и температуры застывания, а также не образуют пену.
Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости высоко- и низкопроницаемых пропластков модели пласта и по приросту коэффициента нефтевытеснения. Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически не связанными пропластками. Последние представляют собой трубки длиной 0,4 м и диаметром 0,018 м, заполненные молотым песком и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой. Далее вводят оторочки реагентов, после чего вновь прокачивают воду. Результаты исследований приведены в таблице 3.
Пример 1 (заявляемый).
В модель заводненного неоднородного пласта закачивают водную систему водорастворимого полимера и глины, содержащую водный раствор 0,0075%-ного полиакриламида и 2,0%-ного глинопорошка в количестве 0,3 порового объема (ПО) пласта, продавливают ее в пласт водой и выдерживают в течение 12 часов. Далее в модель вводят раствор смеси ПАВ в углеводородном растворителе, содержащий 2,0 г НС с эквивалентной массой 480 и 8 г Неонола АФ9-12, растворенных в 90 г смеси Абсорбента и Абсорбента Н (объемное соотношение 1:2) - состав №2 из таблицы 2, в количестве 0,05 ПО, которую вытесняют водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 23,8% (см.таблицу 3, пример 1).
Примеры 2-3 проводят аналогично примеру 1.
Пример 4 (прототип).
В модель пласта закачивают водный раствор полиакриламида 0,05%-ной концентрации и глинистую суспензию 2,0%-ной концентрации в виде трех одинаковых циклов объемом 0,1 ПО каждый. Затем закачивают раствор ПАВ, содержащий 2,65 г синтетического сульфоната-алкилбензолсульфоната натрия с эквивалентной массой 360, 2,25 г Неонола АФ9-12, 1,0 г изобутилового спирта и 94,1 г воды с последующим вытеснением ее водой. Прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 22,1% (см. таблицу 3, пример 4).
Из приведенных в таблице данных видно, что предлагаемый способ более эффективен при разработке неоднородных по проницаемости обводненных пластов по сравнению с известным способом.
Технологию в промысловых условиях осуществляют следующим образом.
По результатам исследований скважин определяют фильтрационные свойства пласта с выделением пропластков с различной степенью поглощения и определяют объем закачки полимер-глинистой системы и раствора ПАВ. Определяют текущую приемистость скважины закачкой минерализованной воды на трех режимах работы насосного агрегата. Приготовление водной системы водорастворимого полимера и глины осуществляют в промежуточной емкости при следующем соотношении компонентов:
водорастворимый полимер, %, в пределах | 0,005-0,130 |
глинопорошок, в пределах | 1,0-10,0 |
вода | остальное. |
Приготовленную водную систему водорастворимого полимера и глины в виде суспензии насосом установки закачивают по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) нагнетательной скважины и продавливают в пласт.
Закачку проводят при оптимальной концентрации реагентов и давлении, не превышающем 95% от допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. После закачки запланированного объема водной системы водорастворимого полимера и глины ее продавливают в пласт закачиваемой водой. Во время продавки определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. После окончания продавки указанной системы к закачке композиции ПАВ приступают через 12-24 часа. Соотношение закачиваемых водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора ПАВ в углеводородном растворителе составляет (1,5-60,0):1 соответственно.
Раствор ПАВ в углеводородном растворителе закачивают в пласт при помощи насосного агрегата. Закачку следует проводить при давлении, не превышающем допустимое давление для данной скважины. Давление в процессе закачки контролируют манометрами, установленными на насосном агрегате и межтрубном пространстве скважины. После окончания процесса закачки расчетного объема раствора ПАВ осуществляют его продавку в пласт водой.
Пример использования предлагаемого способа в промысловых условиях
В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и 4 добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,4-1,0 мкм2, нефтенасыщенностью 66,5%, пористостью 20,7%, нефтенасыщенная толщина пласта составляет 13 м. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину - 2,6 т/сутки (0,2-9,8 т/сутки), средняя обводненность добываемой жидкости 95%. Плотность закачиваемой воды в скважину составляет 1060 кг/м3. Приемистость нагнетательной скважины - 350 м3/сут при давлении 3,0 МПа. Концентрацию бентонитового глинопорошка и порошка водорастворимого полимера определяют исходя из приемистости нагнетательной скважины. Объем закачиваемой полимер-глинистой системы составляет 500 м3 (водорастворимый ПАА с концентрацией 0,04% и бентонитовый порошок с концентрацией 6,5%, вода с минерализацией 1060 кг/м3). Водную систему водорастворимого полимера и глины готовят путем одновременного дозирования водорастворимого ПАА и бентонитового глинопорошка в промежуточную емкость с водой. Затем приготовленную Указанную систему в виде суспензии насосом установки закачивают по колонне НКТ нагнетательной скважины и продавливают в пласт водой. Во время продавки определяют приемистость скважины на трех режимах работы насосного агрегата. Давление закачки составляет - 3,0-5,0 МПа. Затем скважину оставляют на технологическую выдержку в течение 24 часов.
После закачки водной системы водорастворимого полимера и глины закачивают раствор ПАВ в углеводородном растворителе - состав №2 из таблицы 2 объемом 20 м3. Затем осуществляют его продавку в пласт закачиваемой водой. Определяют приемистость после закачки композиции ПАВ (96 м3/сут при давлении закачки 15,0 МПа). Далее проводят заключительные работы на скважине. В результате обводненность нефти снизилась с 95% до 70%. Дополнительная добыча нефти по участку составила 3350 т.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов позволяет увеличить нефтеотдачу за счет вовлечения в разработку наиболее низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта, блокирования высокопроницаемых зон водной системой водорастворимого полимера и глины и повышения эффективности охвата пласта воздействием, снижения обводненности добываемой продукции скважин. Кроме того, данное техническое решение позволяет расширить технологические возможности способа, позволяя использовать его в условиях отрицательных температур, и исключить нежелательный процесс пенообразования.
Claims (1)
- Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов, включающий последовательную закачку через нагнетательные скважины водной системы водорастворимого полимера и глины и раствора поверхностно-активного вещества - ПАВ, отличающийся тем, что в качестве указанного раствора используют смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ в углеводородном растворителе при следующем соотношении компонентов, мас.%:
смесь неионогенных ПАВ или неионогенного и анионоактивного сульфированного ПАВ 2-35 углеводородный растворитель остальное,
причем концентрации полимера, глины и объем закачиваемой водной системы водорастворимого полимера и глины выбирают, исходя из приемистости нагнетательных скважин, а после закачки указанной системы продавливают ее в пласт водой и проводят выдержку в течение 12-24 ч.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011143875/03A RU2487234C1 (ru) | 2011-10-28 | 2011-10-28 | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011143875/03A RU2487234C1 (ru) | 2011-10-28 | 2011-10-28 | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2487234C1 true RU2487234C1 (ru) | 2013-07-10 |
Family
ID=48788278
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011143875/03A RU2487234C1 (ru) | 2011-10-28 | 2011-10-28 | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2487234C1 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2547025C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) |
RU2681134C1 (ru) * | 2018-02-13 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) |
RU2748198C1 (ru) * | 2020-09-30 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
RU2778501C1 (ru) * | 2022-02-04 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126952A (en) * | 1964-03-31 | Waterflooding method | ||
RU1739695C (ru) * | 1990-02-20 | 1995-01-09 | Акционерное общество "Технефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
RU2136872C1 (ru) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2138626C1 (ru) * | 1998-03-26 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Мегионнефтеотдача" | Способ извлечения остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта |
RU2209955C2 (ru) * | 2001-05-21 | 2003-08-10 | Мазаев Владимир Владимирович | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
RU2244812C1 (ru) * | 2003-07-10 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
RU2249670C2 (ru) * | 2003-04-10 | 2005-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
RU2367792C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
-
2011
- 2011-10-28 RU RU2011143875/03A patent/RU2487234C1/ru active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3126952A (en) * | 1964-03-31 | Waterflooding method | ||
RU1739695C (ru) * | 1990-02-20 | 1995-01-09 | Акционерное общество "Технефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2065947C1 (ru) * | 1994-04-27 | 1996-08-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
RU2138626C1 (ru) * | 1998-03-26 | 1999-09-27 | Открытое акционерное общество Нефтяная компания "Мегионнефтеотдача" | Способ извлечения остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта |
RU2136872C1 (ru) * | 1999-02-01 | 1999-09-10 | ООО "Научно-производственное предприятие "Татройл" | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2209955C2 (ru) * | 2001-05-21 | 2003-08-10 | Мазаев Владимир Владимирович | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
RU2249670C2 (ru) * | 2003-04-10 | 2005-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ изоляции притока пластовых вод в скважинах |
RU2244812C1 (ru) * | 2003-07-10 | 2005-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяного пласта |
RU2367792C2 (ru) * | 2007-08-30 | 2009-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Способ обработки пласта нефтяных месторождений |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2547025C1 (ru) * | 2014-04-22 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) |
RU2681134C1 (ru) * | 2018-02-13 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) |
RU2748198C1 (ru) * | 2020-09-30 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
RU2778501C1 (ru) * | 2022-02-04 | 2022-08-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN102952531B (zh) | 一种海上油田驱油用表面活性剂及其制备方法 | |
US20130048281A1 (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same | |
US20130000900A1 (en) | Down-hole placement of water-swellable polymers | |
CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
CN110905460B (zh) | 一种普通稠油油藏降粘起泡开采方法 | |
CN103937475A (zh) | 二氧化碳酸化解堵剂及酸化后残液不返排工艺 | |
RU2623380C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны скважин | |
RU2294353C1 (ru) | Состав для кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
RU2304710C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
US7032669B2 (en) | Compositions and methods for preventing coagulation of water-in-oil emulsion polymers in aqueous saline well treating fluids | |
CN108485627A (zh) | 一种具有洗油作用的注水用黏土防膨剂的制备 | |
CN105315982A (zh) | 一种二元复合驱后三相强化泡沫驱油体系 | |
RU2704166C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
CN107459979B (zh) | 一种钻井液用油基微乳封堵剂及其制备方法 | |
US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
RU2501943C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
CN105038752A (zh) | 一种用于高温油藏的复合驱油剂及复合驱油体系 | |
RU2598095C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) | |
RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
CN111621281A (zh) | 原位自转向wag方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TC4A | Change in inventorship |
Effective date: 20131213 |
|
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 |