RU2487235C1 - Development method of wet carbonate formation - Google Patents
Development method of wet carbonate formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2487235C1 RU2487235C1 RU2012114535/03A RU2012114535A RU2487235C1 RU 2487235 C1 RU2487235 C1 RU 2487235C1 RU 2012114535/03 A RU2012114535/03 A RU 2012114535/03A RU 2012114535 A RU2012114535 A RU 2012114535A RU 2487235 C1 RU2487235 C1 RU 2487235C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- solution
- oil
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для проведения водоизоляционных работ в обводненных карбонатных пластах.The invention relates to the oil industry and can be used for waterproofing in flooded carbonate formations.
Известен способ разработки неоднородного по проницаемости обводненного пласта (а.с. 1633875, МПК Е21В 43/22, опубл. 30.10.1994, бюл. №20). Способ включает закачку в пласт через нагнетательную скважину водного раствора соли алюминия и воды и отбор нефти через добывающую скважину.A known method of developing a heterogeneous permeability of an irrigated reservoir (a.s. 1633875, IPC Е21В 43/22, publ. 10/30/1994, bull. No. 20). The method includes injecting into the formation through an injection well an aqueous solution of an aluminum salt and water and extracting oil through a producing well.
К недостаткам способа можно отнести незначительное увеличение дополнительной добычи нефти.The disadvantages of the method include a slight increase in additional oil production.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ заводнения нефтяного пласта (патент RU 2079641, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1997, бюл. №14). Способ включает закачку в пласт через нагнетательную скважину рабочего агента и воды и отбор нефти через добывающую скважину. Перед закачкой в пласт рабочего агента в добывающую скважину закачивают полимерно-гелевую систему, содержащую 0,05-2,0%-ный водный раствор порошкообразного сшитого полиакриламида, с минерализацией воды до 30 г/л, при этом минерализация воды должна быть равной или превышающей минерализацию пластовой воды, а в качестве рабочего агента используют водный раствор неионогенного поверхностно-активного вещества.The closest in technical essence to the claimed is a method of flooding an oil reservoir (patent RU 2079641, IPC ЕВВ 43/22, publ. 05.20.1997, bull. No. 14). The method includes injecting a working agent and water into a formation through an injection well and extracting oil through a producing well. Before pumping the working agent into the reservoir, a polymer-gel system is injected into the production well, containing a 0.05-2.0% aqueous solution of powdered cross-linked polyacrylamide, with water salinity up to 30 g / l, while the water salinity should be equal to or greater than mineralization of produced water, and an aqueous solution of a nonionic surfactant is used as a working agent.
Недостатком указанного способа является то, что он ограничивает водоприток только в слабоминерализованных пластах: при минерализации пластовой воды больше, чем минерализация воды в составе полимерно-гелевой системы, происходит снижение объема гелевых частиц в пласте и, как следствие, их вынос из пласта. Однако при минерализации воды в составе полимерно-гелевой системы свыше 30 г/л гелевые частицы выпадают в осадок, что ухудшает равномерность закачки в пласт полимерно-гелевой системы и снижает общую эффективность способа. Использование в полимерно-гелевой системе водного раствора порошкообразного сшитого полиакриламида также является недостатком способа, так как такая система неустойчива к воздействию минерализованной воды, что снижает продолжительность водоизолирующего эффекта.The disadvantage of this method is that it restricts water inflow only in poorly mineralized formations: with mineralization of formation water more than mineralization of water in the polymer-gel system, there is a decrease in the volume of gel particles in the formation and, as a result, their removal from the formation. However, when water mineralization in the composition of the polymer-gel system exceeds 30 g / l, gel particles precipitate, which worsens the uniformity of injection of the polymer-gel system into the formation and reduces the overall efficiency of the method. The use of an aqueous solution of powdered cross-linked polyacrylamide in the polymer-gel system is also a drawback of the method, since such a system is unstable to the effects of mineralized water, which reduces the duration of the waterproofing effect.
Технической задачей предложения является повышение эффективности разработки обводненного карбонатного пласта за счет увеличения продолжительности водоизолирующего эффекта и увеличения дебита нефти в обводненных пластах независимо от минерализации пластовой воды.The technical objective of the proposal is to increase the efficiency of developing an irrigated carbonate formation by increasing the duration of the water-insulating effect and increasing the oil flow rate in irrigated formations regardless of the salinity of the produced water.
Задача решается способом разработки обводненного карбонатного пласта, включающим закачку в обводненный пласт добывающей скважины водоизолирующего реагента, а через нагнетательную скважину раствора неионогенного поверхностно-активного вещества и отбор нефти через добывающую скважину.The problem is solved by a method of developing a water-saturated carbonate formation, including pumping a water-isolating reagent into the water-filled formation of a producing well, and through a injection well a solution of a nonionic surfactant, and taking oil through a producing well.
Новым является то, что предварительно готовят водоизолирующий реагент из 8-15% раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5~5 на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177, закачивают его в добывающую скважину в объеме, равном 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и оставляют скважину на реагирование в течение 24-36 ч, далее через нагнетательную скважину закачивают раствор неионогенного поверхностно-активного вещества, останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и производят отбор нефти через добывающую скважину.What is new is that a water-insulating reagent is preliminarily prepared from an 8-15% solution of polyaluminium chloride with a pH of 3.5 ~ 5 in a 0.05% aqueous solution of DP9-8177 polyacrylamide, it is pumped into a production well in a volume equal to 0.1 the pore volume of the most permeable layer, and the well is left to react for 24-36 hours, then a solution of a nonionic surfactant is pumped through the injection well, the well is shut down for technological exposure for 24-72 hours, and oil is extracted through the producing well Well.
Реагенты, применяемые в предложении:Reagents used in the proposal:
- Полиалюминия хлорид POLYPACS-30 LF представляет собой порошок светло-желтого цвета с рН 3,5~5. Протокол сертификационных испытаний ЗАО «ГИВ ПВ» №166/11 от 26.02.2011 г.- Polyaluminium chloride POLYPACS-30 LF is a light yellow powder with a pH of 3.5 ~ 5. The protocol of certification tests of GIV PV CJSC No. 166/11 of February 26, 2011
- Полиакриламид DP9-8177 по ТУ 2458-010-70896713-2006 представляет собой порошок модифицированного полиакриламида низкой молекулярной массы с низкой плотностью анионного заряда и предназначен для использования в технологических операциях по повышению нефтеотдачи пласта и выравниванию профиля приемистости нагнетательных скважин.- Polyacrylamide DP9-8177 according to TU 2458-010-70896713-2006 is a powder of modified polyacrylamide of low molecular weight with a low density of anionic charge and is intended for use in technological operations to increase oil recovery and equalize the injectivity profile of injection wells.
Водорастворимые неионогенные поверхностно-активные вещества (ПАВ):Water-soluble non-ionic surfactants (surfactants):
- Неонол АФ 9-12 по ТУ 2483-077-05766801-98 представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до желтоватого цвета;- Neonol AF 9-12 according to TU 2483-077-05766801-98 is a clear oily liquid from colorless to yellowish in color;
- Стеарокс по ГОСТ 8980-75 представляет собой сиропообразную или пастообразную массу желтого или светло-коричневого цвета;- Stearox according to GOST 8980-75 is a syrupy or pasty mass of yellow or light brown;
- ОП-7 по ГОСТ 8433-81 представляет собой маслоподобную жидкость или пасту от светло-желтого до светло-коричневого цвета.- OP-7 according to GOST 8433-81 is an oil-like liquid or paste from light yellow to light brown in color.
Сущность способа заключается в следующем. По результатам геофизических исследований, анализа геологических данных и карты разработки определяют расстояния между добывающей и нагнетательной скважинами, пористость, толщину и расчлененность продуктивного пласта по проницаемости. На основании вышеперечисленных параметров рассчитывают объем водоизолирующего реагента, который составляет 0,1 порового объема наиболее проницаемого пропластка, и объем раствора неионогенного ПАВ, который составляет 0,1 порового объема наименее проницаемого пропластка.The essence of the method is as follows. According to the results of geophysical studies, analysis of geological data and a development map, the distances between the producing and injection wells, porosity, thickness and stratification of the productive formation by permeability are determined. Based on the above parameters, the volume of the water-insulating reagent, which is 0.1 pore volume of the most permeable layer, and the volume of the nonionic surfactant solution, which is 0.1 pore volume of the least permeable layer, are calculated.
Заблаговременно готовят 0,05%-ный водный раствор полиакриламида DP9-8177. Для получения 1 м3 водоизолирующего реагента в 1 м3 воды плотностью 1000 кг/м3 при перемешивании добавляют 0,5 кг полиакриламида DP9-8177, после чего в 0,96 - 0,98 м3 полученного раствора добавляют от 80 до 150 кг полиалюминия хлорида с рН 3,5-5 и хорошо перемешивают. После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины 8-15%-ного водного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5-5, приготовленного на 0,05%-ном растворе полиакриламида DP9-8177, формируется гидроизоляционный экран за счет взаимодействия полиалюминия хлорида с карбонатной составляющей породы. Лабораторными испытаниями установлено, что для гелеобразования полиалюминия хлорида оптимальной является область рН от 3,5 до 5. При рН 3,5-5 полиалюминия хлорид проявляет изолирующие свойства, основанные на его способности образовывать гелеобразную массу в присутствии карбонатных пород, при низких значениях (рН<3,5) он взаимодействует с карбонатной породой, как кислота. При закачивании в обводненный карбонатный пласт полиалюминия хлорида под действием катионов AI+3 поверхность промытой зоны пласта перезаряжается с отрицательного заряда на положительный. Образующийся гель полигидроокиси алюминия уменьшает сечение промытых поровых каналов, а полиакриламид DP9-8177 способствует упрочнению геля и его адгезионному закреплению на поверхности пор пласта. Кроме того, при взаимодействии полиалюминия хлорида с карбонатной породой в порах пласта уменьшается количество воды вследствие ее расхода на образование геля полигидроокиси алюминия, а выделяющийся углекислый газ способствует лучшему смешению реагирующих веществ.A 0.05% aqueous solution of DP9-8177 polyacrylamide is prepared in advance. To obtain 1 m 3 of water-insulating reagent in 1 m 3 of water with a density of 1000 kg / m 3 , 0.5 kg of DP9-8177 polyacrylamide is added with stirring, after which 80 to 150 kg are added to 0.96 - 0.98 m 3 of the resulting solution. polyaluminium chloride with a pH of 3.5-5 and mix well. After an 8–15% aqueous solution of polyaluminium chloride with a pH of 3.5–5 prepared in a 0.05% solution of DP9-8177 polyacrylamide is injected into a flooded carbonate reservoir of a production well, a waterproofing screen is formed due to the interaction of polyaluminium chloride with carbonate component of the breed. Laboratory tests have established that for gel formation of polyaluminium chloride, the optimum pH range is from 3.5 to 5. At pH 3.5-5 polyaluminium chloride exhibits insulating properties based on its ability to form a gel-like mass in the presence of carbonate rocks at low values (pH <3.5) it interacts with a carbonate rock like acid. When polyaluminium chloride is injected into the flooded carbonate formation under the action of AI +3 cations, the surface of the washed zone of the formation is recharged from a negative charge to a positive one. The resulting gel of aluminum polyhydroxide reduces the cross section of the washed pore channels, and DP9-8177 polyacrylamide helps to strengthen the gel and its adhesion to the surface of the pores of the formation. In addition, the interaction of polyaluminium chloride with a carbonate rock in the pores of the formation reduces the amount of water due to its consumption for the formation of a gel of aluminum polyhydroxide, and the carbon dioxide emitted contributes to a better mixing of the reacting substances.
После закачки в обводненный карбонатный пласт добывающей скважины 8-15%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5-5, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177, скважину оставляют на реагирование в течение 24-36 ч. Далее в нагнетательную скважину закачивают водный раствор неионогенного ПАВ (например, неонола АФ 9-12, стеарокса, ОП-7), останавливают на технологическую выдержку в течение 24-72 ч и производят нагнетание воды с целью вытеснения нефти. Вышеперечисленные неионногенные ПАВ, по сравнению с катионоактивными, оказывают большую активность при вытеснении нефти из обводненного карбонатного пласта. Поскольку высокопроницаемые пропластки тампонируются гелем полигидроокиси алюминия, раствор неионогенного ПАВ движется по менее проницаемым нефтенасыщенным пропласткам, что приводит к дополнительному доотмыву нефти, за счет чего происходит ее прирост. Предлагаемый способ выполним при любой минерализации пластовой воды.After an 8-15% solution of polyaluminium chloride with a pH of 3.5-5, prepared in a 0.05% aqueous solution of DP9-8177 polyacrylamide, is injected into the flooded carbonate formation of the producing well, the well is allowed to react for 24-36 hours Next, an aqueous solution of a nonionic surfactant is pumped into the injection well (for example, neonol AF 9-12, stearox, OP-7), it is shut off for 24–72 hours and water is injected to displace the oil. The above nonionic surfactants, compared with cationic surfactants, are more active in the displacement of oil from a flooded carbonate formation. Since highly permeable interlayers are plugged with an aluminum polyhydroxide gel, a solution of a nonionic surfactant moves along less permeable oil-saturated interlayers, which leads to additional oil washing, which results in its growth. The proposed method is feasible for any mineralization of produced water.
Испытание предлагаемого способа и наиболее близкого аналога проводили на двух объединенных моделях пласта длиной 30 см, внутренним диаметром 2,7 см, заполненных измельченным мрамором и имитирующих карбонатный пласт с прослойками различной проницаемости (1 и 10 мкм2), которые соединяли капиллярными трубками, имеющими общий вход и выход, снабженный вентилем. Результаты модельных испытаний способа и наиболее близкого аналога представлены в таблице. С моделями карбонатного пласта производили следующие операции:The proposed method and the closest analogue were tested on two combined reservoir models 30 cm long, 2.7 cm inner diameter, filled with crushed marble and simulating a carbonate formation with interlayers of various permeabilities (1 and 10 μm 2 ), which were connected by capillary tubes having a common inlet and outlet equipped with a valve. The results of model tests of the method and the closest analogue are presented in the table. The following operations were performed with carbonate reservoir models:
- насыщали товарной девонской нефтью, после этого ее вытесняли водой с минерализацией от 1 до 270 г/л и плотностью 1000-1200 кг/м3 до 98-100%-ного обводнения;- saturated with marketable Devonian oil, after which it was replaced by water with a salinity of 1 to 270 g / l and a density of 1000-1200 kg / m 3 to 98-100% water cut;
- по схеме «скважина-пласт» (на входе) закачивали 8-15%-ный раствор полиалюминия хлорида, приготовленный на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177 (0,05%-ный раствор полиакриламида DP9-8177 приготовлен на воде плотностью 1000 кг/м3). Модели оставляли на 24 ч для полного образования тампонирующего материала в высокопроницаемой модели пласта;- according to the “well-reservoir” scheme (at the inlet), an 8-15% solution of polyaluminium chloride was prepared, prepared with a 0.05% aqueous solution of DP9-8177 polyacrylamide (a 0.05% solution of DP9-8177 polyacrylamide was prepared on water with a density of 1000 kg / m 3 ). Models were left for 24 hours for the complete formation of plugging material in a highly permeable reservoir model;
- по схеме «пласт-скважина» (на выходе модели) в качестве неионогенного ПАВ закачивали 0,05% раствор неонола АФ 9-12;- according to the “reservoir-well” scheme (at the model’s output), a 0.05% solution of neonol AF 9-12 was pumped as a nonionic surfactant;
- через 24 ч по схеме «скважина-пласт» закачивали воду с минерализацией от 1 до 270 г/л до полного прекращения вытеснения нефти из модели. Коэффициент изоляции высокопроницаемой модели достиг 98%, а вытеснения нефти в низкопроницаемой модели - 45% (опыт 6, см. таблицу.).- after 24 hours, water with a salinity of 1 to 270 g / l was pumped in according to the well-reservoir scheme until the oil displacement from the model was completely stopped. The isolation coefficient of the high permeability model reached 98%, and the oil displacement in the low permeability model reached 45% (experiment 6, see table.).
В таблице представлены результаты модельных испытаний предлагаемого способа, из которых следует, что использование в предлагаемом способе 5%-ного и 18%-ного раствора полиалюминия хлорида (опыты №№1-2, 8) не дает положительного эффекта, к тому же 18%-ный раствор полиалюминия хлорида (опыт №8) трудно готовить из-за высокой насыщенности такого раствора, поэтому был выбран оптимальный диапазон концентраций реагентов, в который вошли опыты от №3 до №7 включительно - с высокими коэффициентами изоляции и вытеснения нефти. Результатами опытов установлено, что оптимальной концентрацией для полиалюминия хлорида является диапазон 8-15%, оптимальной концентрацией для раствора неонола АФ 9-12 - 0,05%, также доказано, что способ выполним при любой минерализации пластовой воды. Использование полиалюминия хлорида и раствора неонола АФ 9-12 в объемах 0,1 порового объема достаточно для применения в предлагаемом способе, так как меньшие объемы полиалюминия хлорида и раствора неонола АФ 9-12 ухудшают результат, а большие на него не влияют.The table shows the results of model tests of the proposed method, from which it follows that the use in the proposed method of a 5% and 18% solution of polyaluminium chloride (experiments No. 1-22, 8) does not give a positive effect, besides 18% a polyaluminium chloride solution (experiment No. 8) is difficult to prepare due to the high saturation of such a solution, therefore, the optimal range of reagent concentrations was chosen, which included experiments from No. 3 to No. 7 inclusive - with high isolation and oil displacement factors. The results of the experiments established that the optimal concentration for polyaluminium chloride is a range of 8-15%, the optimal concentration for a solution of neonol AF 9-12 is 0.05%, it is also proved that the method is possible with any mineralization of produced water. The use of polyaluminium chloride and a solution of neonol AF 9-12 in volumes of 0.1 pore volume is sufficient for use in the proposed method, since smaller volumes of polyaluminium chloride and a solution of neonol AF 9-12 worsen the result, but large ones do not affect it.
На основании результатов модельных испытаний следует, что предлагаемый способ превосходит наиболее близкий аналог по продолжительности водоизолирующего эффекта и увеличению дебита нефти, причем результативность предлагаемого способа не зависит от минерализации пластовой воды.Based on the results of model tests, it follows that the proposed method is superior to the closest analogue in terms of the duration of the water-insulating effect and the increase in oil production, and the effectiveness of the proposed method does not depend on the salinity of the formation water.
Пример 1. Участок залежи нефти в карбонатном пласте разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину, а нефть получают с трех добывающих скважин, которые имеют обводненность 96%. Для снижения обводненности провели обработку трех добывающих скважин водоизолирующим реагентом, при этом в каждую добывающую скважину закачали по 16,0 м3 10%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 4,6, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Скважины оставили на 24 ч для гелеобразования.Example 1. The site of oil deposits in the carbonate formation is developed by pumping wastewater into an injection well, and oil is obtained from three producing wells, which have a water cut of 96%. To reduce water cut, three production wells were treated with a water-insulating reagent, with 16.0 m 3 of a 10% solution of polyaluminium chloride with a pH of 4.6 prepared in a 0.05% aqueous solution of DP9- polyacrylate injected into each production well. 8177. Wells were left for 24 hours for gelation.
Через 24 ч в нагнетательную скважину закачали 85 м3 0,05%-ного раствора неонола АФ 9-12 и продавили водой плотностью 1180 кг/м3 в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3 и оставили на технологическую выдержку в течение 72 ч. После введения обработанных скважин в эксплуатацию обводненность нефти снизилась на 25%, дебит нефти увеличился на 5 т/сут.After 24 hours, 85 m 3 of a 0.05% solution of neonol AF 9-12 was pumped into the injection well and squeezed with water with a density of 1180 kg / m 3 in the volume of tubing (tubing) plus 1-2 m 3 and left on the process holding for 72 hours. After putting the treated wells into operation, the water cut of oil decreased by 25%, the oil production rate increased by 5 tons / day.
Пример 2. Участок залежи нефти в карбонатном пласте разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину, а нефть получают с двух добывающих скважин, которые имеют обводненность 92%. Для снижения обводненности провели обработку двух добывающих скважин водоизолирующим реагентом, при этом в каждую добывающую скважину закачали по 20,0 м3 12%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 3,5, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Скважины оставили на 36 ч для гелеобразования.Example 2. A site of oil deposits in a carbonate formation is developed by pumping wastewater into an injection well, and oil is obtained from two producing wells that have a water cut of 92%. To reduce water cut, two production wells were treated with a water-insulating reagent, and 20.0 m 3 of a 12% solution of polyaluminium chloride with a pH of 3.5 prepared in a 0.05% aqueous solution of DP9- polyacrylate was pumped into each production well. 8177. Wells were left for 36 hours for gelation.
Через 36 ч в нагнетательную скважину закачали 60 м3 0,05%-ного раствора неонола АФ 9-12 и продавили водой плотностью 1160 кг/м3 в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3 и оставили на технологическую выдержку в течение 48 ч. После введения обработанных скважин в эксплуатацию обводненность нефти снизилась на 22%, дебит нефти увеличился на 3,5 т/сут.After 36 hours, 60 m 3 of a 0.05% solution of neonol AF 9-12 was pumped into the injection well and squeezed with water with a density of 1160 kg / m 3 in the volume of tubing (tubing) plus 1-2 m 3 and left on the process holding for 48 hours. After putting the treated wells into operation, the water cut of oil decreased by 22%, the oil production rate increased by 3.5 tons / day.
Пример 3. Участок залежи нефти в карбонатном пласте разрабатывают с закачиванием сточной воды в нагнетательную скважину, а нефть получают с четырех добывающих скважин, которые имеют обводненность 92%. Для снижения обводненности провели обработку трех добывающих скважин водоизолирующим реагентом, при этом в каждую добывающую скважину закачали по 16,0 м3 10%-ного раствора полиалюминия хлорида с рН 5, приготовленного на 0,05%-ном водном растворе полиакриламида DP9-8177. Скважины оставили на 30 ч для гелеобразования.Example 3. The site of oil deposits in the carbonate formation is developed by pumping wastewater into an injection well, and oil is obtained from four producing wells that have a water cut of 92%. To reduce water cut, three production wells were treated with a water-insulating reagent, and 16.0 m 3 of a 10% solution of polyaluminium chloride with a pH of 5 prepared in a 0.05% aqueous solution of DP9-8177 polyacrylamide was pumped into each production well. Wells left for 30 hours for gelation.
Через 30 ч в нагнетательную скважину закачали 70 м3 0,05%-ного раствора неонола АФ 9-12 и продавили водой плотностью 1080 кг/м3 в объеме насосно-компрессорных труб (НКТ) плюс 1-2 м3 и оставили на технологическую выдержку в течение 24 ч. После введения обработанных скважин в эксплуатацию обводненность нефти снизилась на 30%, дебит нефти увеличился на 4,5 т/сут.After 30 hours, 70 m 3 of a 0.05% solution of neonol AF 9-12 was pumped into the injection well and squeezed with water with a density of 1080 kg / m 3 in the volume of tubing (tubing) plus 1-2 m 3 and left on the process holding for 24 hours. After putting the treated wells into operation, the water cut of oil decreased by 30%, the oil production rate increased by 4.5 tons / day.
Таким образом, использование предлагаемого способа позволяет повысить эффективность разработки обводненного карбонатного пласта за счет увеличения продолжительности водоизолирующего эффекта и увеличения дебита нефти в обводненных пластах независимо от минерализации пластовой воды.Thus, the use of the proposed method allows to increase the efficiency of developing an irrigated carbonate formation by increasing the duration of the water-insulating effect and increasing the oil flow rate in irrigated formations regardless of the salinity of the produced water.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012114535/03A RU2487235C1 (en) | 2012-04-12 | 2012-04-12 | Development method of wet carbonate formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012114535/03A RU2487235C1 (en) | 2012-04-12 | 2012-04-12 | Development method of wet carbonate formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2487235C1 true RU2487235C1 (en) | 2013-07-10 |
Family
ID=48788279
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012114535/03A RU2487235C1 (en) | 2012-04-12 | 2012-04-12 | Development method of wet carbonate formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2487235C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2571474C1 (en) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs |
| RU2597220C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
| RU2619778C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| RU1633875C (en) * | 1989-07-06 | 1994-10-30 | ТатНИПИнефть | Method for developing oil bed of inhomogeneous permeability |
| RU2079641C1 (en) * | 1992-09-21 | 1997-05-20 | Каушанский Давид Аронович | Method of waterflooding oil formation |
| RU2103490C1 (en) * | 1996-06-25 | 1998-01-27 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Method for development of oil deposit |
| RU2279540C1 (en) * | 2005-03-21 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method for non-uniform oil pool development control |
| RU2339803C2 (en) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
| RU2398958C1 (en) * | 2009-04-17 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) |
-
2012
- 2012-04-12 RU RU2012114535/03A patent/RU2487235C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4413680A (en) * | 1981-12-21 | 1983-11-08 | Union Oil Company Of California | Permeability reduction in subterranean reservoirs |
| RU1633875C (en) * | 1989-07-06 | 1994-10-30 | ТатНИПИнефть | Method for developing oil bed of inhomogeneous permeability |
| RU2079641C1 (en) * | 1992-09-21 | 1997-05-20 | Каушанский Давид Аронович | Method of waterflooding oil formation |
| RU2103490C1 (en) * | 1996-06-25 | 1998-01-27 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Method for development of oil deposit |
| RU2279540C1 (en) * | 2005-03-21 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method for non-uniform oil pool development control |
| RU2339803C2 (en) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for equalizing of intake capacity profile in pressure wells and of limiting inflow in producing wells |
| RU2398958C1 (en) * | 2009-04-17 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for regulation of intake capacity profile of pressure well (versions) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2555975C1 (en) * | 2014-07-25 | 2015-07-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" (ТюмГНГУ) | Method to treat bottomhole area of production well |
| RU2571474C1 (en) * | 2014-12-15 | 2015-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Water inflow shutoff method in fractured carbonate reservoirs |
| RU2597220C1 (en) * | 2015-09-21 | 2016-09-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells |
| RU2619778C1 (en) * | 2016-03-10 | 2017-05-18 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2338768C1 (en) | Reagent for isolating stratal water inflow | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2529975C1 (en) | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) | |
| RU2475635C1 (en) | Water-flooded oil deposit development method | |
| RU2518615C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation (versions) | |
| RU2536070C1 (en) | Development and oil recovery improvement method for inhomogeneous oil pools | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2562634C2 (en) | Reservoir recovery improvement method | |
| RU2250989C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| RU2382187C1 (en) | Method of non-homogeneous oil reservoirs production | |
| RU2211317C1 (en) | Method of stimulation of oil pool with nonuniform reservoirs | |
| RU2302518C2 (en) | Oil reservoir development method | |
| RU2743744C1 (en) | Method of developing an oil deposite | |
| RU2530007C2 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
| RU2391487C2 (en) | Composition to block water producing formation |