RU2526943C1 - Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum - Google Patents
Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum Download PDFInfo
- Publication number
- RU2526943C1 RU2526943C1 RU2013117670/03A RU2013117670A RU2526943C1 RU 2526943 C1 RU2526943 C1 RU 2526943C1 RU 2013117670/03 A RU2013117670/03 A RU 2013117670/03A RU 2013117670 A RU2013117670 A RU 2013117670A RU 2526943 C1 RU2526943 C1 RU 2526943C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- latex
- oil
- composition
- development
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для повышения нефтеотдачи нефтяных месторождений путем регулирования разработки неоднородных пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for increasing oil recovery of oil fields by regulating the development of heterogeneous formations.
Известен способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов, включающий остановку, по крайней мере, одной нагнетательной скважины и проведение технологической выдержки для восстановления в призабойной зоне скважины текущего пластового давления с последующей закачкой оторочек, ограничивающих фильтрацию состава, содержащего полимер, силикат натрия, пресную и минерализованную воду, при повышении давления закачки и изменении концентрации состава в каждой оторочке, в котором ограничивающий фильтрацию состав дополнительно содержит латекс, причем указанный состав получают смешением композиции, содержащей, мас.%:There is a method of regulating the waterflooding front of oil reservoirs, which includes stopping at least one injection well and holding technological shutter speed to restore the current reservoir pressure in the bottomhole zone of the well, followed by pumping in rims that limit the filtration of the composition containing polymer, sodium silicate, fresh and mineralized water , with an increase in injection pressure and a change in the concentration of the composition in each rim, in which the filter-limiting composition additionally contains latex, said composition prepared by mixing a composition comprising, in weight.%:
и минерализованной воды при соотношении объемов, изменяющемся в пределах 1:1-1:30, а давление закачки повышают не менее чем на 1%, не превышая предельно допустимого для каждой отдельно взятой скважины, где в качестве полимера используют полиакриламид марки Alcoflood 1175A производства компании BASF в количестве 0,072 т, в качестве силиката натрия используют жидкое стекло - производное кремниевой кислоты с силикатным модулем 2,3-3,6 в соответствии с ГОСТ 13078-81, а в качестве латекса используют нестабилизированный неионогенным ПАВ латекс марки СКС-65 ГП (ГОСТ 10564-75) в количестве 3,6 т 7,66 м3 (RU Патент №2290504, МПК E21B 43/22, C09K 8/88, 2006).and mineralized water with a volume ratio varying within 1: 1-1: 30, and the injection pressure is increased by at least 1%, not exceeding the maximum allowable for each individual well, where Alcoflood 1175A polyacrylamide manufactured by the company is used as the polymer BASF in the amount of 0.072 t, liquid glass is used as sodium silicate - a derivative of silicic acid with a silicate module of 2.3-3.6 in accordance with GOST 13078-81, and unstabilized nonionic surfactant latex of the SKS-65 GP grade is used as latex ( GOST 1056 4-75) in an amount of 3.6 t 7.66 m 3 (RU Patent No. 2290504, IPC E21B 43/22, C09K 8/88, 2006).
Недостатком указанного объекта является недостаточная эффективность состава, связанная с его низкой стабильностью, и, как следствие, недостаточной проникающей способностью внутрь порового пространства неоднородного нефтяного пласта.The disadvantage of this object is the lack of effectiveness of the composition associated with its low stability, and, as a consequence, insufficient penetration into the pore space of a heterogeneous oil reservoir.
Известен состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий водорастворимый органический полимер, стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом латекс и воду, в качестве водорастворимого органического полимера может быть использованы, например, полиакриламид различных марок, сополимер полиакриламида или водорастворимое производное целлюлозы, например карбоксиметилцеллюлоза, в качестве стабилизатора латекса используют, например, неонол или синтерол, при следующем соотношении компонентов, мас.%:A known composition for regulating the development of a heterogeneous oil reservoir containing a water-soluble organic polymer stabilized by a nonionic surfactant latex and water, for example, various types of polyacrylamide, a polyacrylamide copolymer or a water-soluble cellulose derivative, for example, carboxymethyl cellulose, can be used as a water-soluble organic polymer as a latex stabilizer use, for example, neonol or sinterol, in the following ratio comrade, wt.%:
(RU Патент №2172821, МПК 7 Е21В 43/22, 2001).(RU Patent No. 2172821, IPC 7 ЕВВ 43/22, 2001).
Недостатком указанного объекта является недостаточная эффективность состава, связанная с его низкой стабильностью, и, как следствие, недостаточной проникающей способностью внутрь порового пространства неоднородного нефтяного пласта.The disadvantage of this object is the lack of effectiveness of the composition associated with its low stability, and, as a consequence, insufficient penetration into the pore space of a heterogeneous oil reservoir.
Наиболее близким по технической сущности является состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, содержащий латекс, производное кремниевой кислоты и воду, в качестве производного кремниевой кислоты содержит жидкое стекло с силикатным модулем 2,3-3,6 при следующем соотношении компонентов, мас.%:The closest in technical essence is the composition for regulating the development of a heterogeneous oil reservoir containing latex, a derivative of silicic acid and water, as a derivative of silicic acid contains liquid glass with a silicate module of 2.3-3.6 in the following ratio of components, wt.%:
(RU Патент №2194158, МПК 7 E21B 43/22, 2002).(RU Patent No. 2194158, IPC 7 E21B 43/22, 2002).
Состав содержит жидкое стекло - производное кремниевой кислоты с силикатным модулем 2,3-3,6 в соответствии с ГОСТ 13078-81. Состав содержит латекс, стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом. Латекс представляет собой агрегативно устойчивую мелкодисперсную эмульсию синтетических или натуральных каучуков в воде, например, СКС-65 ГП или СКС-65 ГПБ.The composition contains liquid glass - a derivative of silicic acid with a silicate module of 2.3-3.6 in accordance with GOST 13078-81. The composition contains latex stabilized with a nonionic surfactant. Latex is an aggregatively stable fine emulsion of synthetic or natural rubbers in water, for example, SKS-65 GP or SKS-65 GPB.
Состав готовят путем смешения компонентов состава в пресной или минерализованной воде с плотностью не более 1010 кг/м3 или в их смеси.The composition is prepared by mixing the components of the composition in fresh or mineralized water with a density of not more than 1010 kg / m 3 or in a mixture thereof.
Недостатком известного состава является недостаточная агрегативная устойчивость при взаимодействии с пластовыми водами высокообводненных участков слоисто-неоднородного нефтяного пласта, что способствует снижению коэффициента нефтевытеснения.A disadvantage of the known composition is the lack of aggregate stability when interacting with the formation water of highly flooded sections of a layered heterogeneous oil reservoir, which helps to reduce the oil displacement coefficient.
Задачей изобретения является увеличение коэффициента нефтевытеснения за счет повышения агрегативной устойчивости состава при взаимодействии с пластовыми водами высокообводненных участков неоднородного нефтяного пласта.The objective of the invention is to increase the coefficient of oil displacement by increasing the aggregate stability of the composition when interacting with formation water of highly watered sections of a heterogeneous oil reservoir.
Техническая задача решается тем, что состав для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий стабилизированный латекс, производное кремниевой кислоты и воду, в качестве производного кремниевой кислоты содержит кремнезоль, представляющий собой высокодисперсную систему на основе двуокиси кремня с силикатным модулем 100, а в качестве воды содержит электрохимически активированную воду с pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм, при следующем соотношении компонентов, мас.%:The technical problem is solved in that the composition for regulating the development of a heterogeneous oil reservoir, including stabilized latex, a derivative of silicic acid and water, contains silica as a derivative of silicic acid, which is a highly dispersed system of silicon dioxide with silicate module 100, and as water contains electrochemically activated water with a pH of 5.4 at a conductivity of 3.7 mS, with the following ratio of components, wt.%:
Решение технической задачи позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения до 4,8%.The solution of the technical problem allows to increase the oil displacement coefficient up to 4.8%.
В составе используют стабилизированный неионогенным поверхностно-активным веществом синтетический латекс СКС-65 ГПБ, спецификация в соответствии с ТУ 38.103111-83 (см. http:/b2b.sibur.ru/pages_new_ru/catalog/catalog_product.jsp?portal=SYNRUB&prod=1308&level=110); в качестве производного кремниевой кислоты состав содержит кремнезоль с силикатным модулем 100 марки КЗ-ТМ 20, спецификация в соответствии с ТУ 2145-004-12979928-2001 (см. http://www.compass-kazan.ru/products/64/). В качестве электрохимически активированной воды состав содержит анолит, полученный путем обработки воды с содержанием поваренной соли в установке электрохимической активации СТЭЛ-10АК. Исходная слабосоленая вода имеет pH 5,75 и электропроводность 2,5 мСм. Электрохимически активированная вода, используемая в составе по примерам 1 и 2, обладает pH 5,4 при электропроводности 3,7 мСм. Состав по заявляемому объекту готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в указанной электрохимически активированной воде.The composition uses SKS-65 GPB synthetic latex stabilized with a nonionic surfactant, specification in accordance with TU 38.103111-83 (see http: /b2b.sibur.ru/pages_new_ru/catalog/catalog_product.jsp? Portal = SYNRUB & prod = 1308 & level = 110); as a derivative of silicic acid, the composition contains silica with silicate module 100 of the KZ-TM 20 brand, specification in accordance with TU 2145-004-12979928-2001 (see http://www.compass-kazan.ru/products/64/) . As electrochemically activated water, the composition contains anolyte obtained by treating water with sodium chloride in an electrochemical activation unit STEL-10AK. The initial slightly salted water has a pH of 5.75 and an electrical conductivity of 2.5 mS. Electrochemically activated water used in the composition according to examples 1 and 2, has a pH of 5.4 with a conductivity of 3.7 mS. The composition of the claimed object is prepared by mixing stabilized latex (latex SKS-65 GPB) and silica with silicate module 100 in the specified electrochemically activated water.
Состав по примерам 3 и 4 готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в электрохимически активированной воде, которая обладает pH 6,4 при электропроводности 3,5 мСм.The composition according to examples 3 and 4 is prepared by mixing stabilized latex (SCS-65 GPB latex) and silica with silicate module 100 in electrochemically activated water, which has a pH of 6.4 at a conductivity of 3.5 mS.
Состав по примерам 5 и 6 готовят путем смешения стабилизированного латекса (латекс СКС-65 ГПБ) и кремнезоля с силикатным модулем 100 в электрохимически активированной воде, которая обладает pH 4,4 при электропроводности 3,9 мСм.The composition according to examples 5 and 6 is prepared by mixing stabilized latex (SCS-65 GPB latex) and silica with silicate module 100 in electrochemically activated water, which has a pH of 4.4 at a conductivity of 3.9 mS.
Данные по примерам 1-6 и по прототипу сведены в таблицу 1.The data in examples 1-6 and the prototype are summarized in table 1.
Полученный таким образом состав закачивают в пласт по технологии площадного воздействия (с кустовых насосных станций) или по разовой технологии (в отдельные скважины).The composition obtained in this way is pumped into the reservoir using the technology of areal impact (from cluster pumping stations) or using a one-time technology (in separate wells).
Заявляемый состав позволяет создать гидроизоляционный экран на большем расстоянии от нагнетательной скважины, и тем самым повысить охват пласта нефтевытесняющим воздействием (Фиг.2, где позиции 3, 4, 5 соответствуют моделям пласта, наиболее удаленным от нагнетательной скважины). При исследовании эффективности состава для регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта важными являются данные по фильтрационному сопротивлению.The inventive composition allows you to create a waterproofing screen at a greater distance from the injection well, and thereby increase the coverage of the formation by oil-displacing effects (Figure 2, where the
Увеличение нефтеотдачи высокообводненных слоисто-неоднородных пластов при использовании осадко-гелеобразующих составов пропорционально повышению фильтрационного сопротивления или так называемого остаточного фактора сопротивления, и тем самым увеличению коэффициента нефтевытеснения (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи слоисто-неоднородных пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.317).The increase in oil recovery of highly watered layered heterogeneous formations when using sediment-gel-forming compositions is proportional to an increase in filtration resistance or the so-called residual resistance factor, and thereby increase the oil displacement coefficient (Gazizov A.A. : LLC Nedra-Business Center, 2002, p.317).
Для моделирования высокообводненных участков слоисто-неоднородного пласта используют насыпные модели, каждая из которых представляет собой цилиндрический полый металлический корпус длиной 15 см, диаметром 30 мм с толщиной стенки 6 мм, закрытый с обеих сторон заглушками, имеющими сквозные отверстия. Указанные цилиндрические полые модели (трубки) набивают промытым кислотой кварцевым песком. Далее модели последовательно соединяются между собой при помощи переходных муфт. На моделях определяют фильтрационное сопротивление или так называемый остаточный фактор сопротивления по заявляемому объекту и по прототипу по общепринятой методике (Лозин Е.В., Хлебников В.Н. Применение коллоидных реагентов для повышения нефтеотдачи. - Уфа, изд. Башнипинефть, 2003, с.100).Bulk models are used to simulate highly flooded sections of a layered heterogeneous formation, each of which is a cylindrical hollow metal body 15 cm long, 30 mm in diameter with a wall thickness of 6 mm, closed on both sides with plugs having through holes. These cylindrical hollow models (tubes) are filled with acid-washed quartz sand. Next, the models are sequentially interconnected using adapter couplings. Filtration resistance, or the so-called residual resistance factor, is determined on the models according to the claimed object and the prototype according to the generally accepted technique (Lozin E.V., Khlebnikov V.N. Use of colloidal reagents to increase oil recovery. - Ufa, ed. Bashnipineft, 2003, p. one hundred).
Порядок закачки фильтрующихся по модели пласта агентов следующий: вначале закачивают минерализованную воду определенной плотности количеством 2-3 поровых объемов (п.о.) до стабилизации перепада давления, затем буфер 0,1 п.о., состав 0,19 п.о., буфер 0,1 п.о. и оторочку минерализованной воды 0,36 п.о. Фильтрацию останавливают на 2 суток для завершения процессов коагуляции, после чего фильтруют минерализованную воду до стабилизации перепада давления около 3,0 п.о. При этом определяют: исходную (k1) и конечную (k2) проницаемость моделей пласта по воде; возникающий при фильтрации перепад давления (p); расход фильтрующейся воды на выходе из модели пласта (Q); объем нефти, вытесненной водой из модели пласта при максимальном насыщении нефти этой водой (VHB) и начальный объем нефти, содержащейся в модели пласта (VHH), в итоге рассчитывают остаточный фактор сопротивления и коэффициент нефтевытеснения.The order of injection of agents filtered by the reservoir model is as follows: first, mineralized water of a certain density is pumped with an amount of 2-3 pore volumes (p.o.) until the pressure drop stabilizes, then a buffer of 0.1 b.p., composition of 0.19 b.p. , buffer 0.1 bp and a rim of saline water 0.36 bp The filtration is stopped for 2 days to complete the coagulation processes, after which the mineralized water is filtered until the pressure drop stabilizes at about 3.0 bp. In this case, determine: the initial (k 1 ) and final (k 2 ) permeability of the reservoir models in water; pressure drop (p) that occurs during filtration; flow rate of filtered water at the outlet of the reservoir model (Q); the volume of oil displaced by water from the reservoir model at the maximum oil saturation with this water (V HB ) and the initial volume of oil contained in the reservoir model (V HH ), as a result, the residual resistance factor and oil displacement coefficient are calculated.
Остаточный фактор сопротивления в случае установившейся фильтрации и неизменной вязкости фильтрующейся после воздействия гидроизолирующим составом воды определяют по формулеThe residual resistance factor in the case of steady filtration and constant viscosity of the filtered water after exposure to the waterproofing composition of water is determined by the formula
где k1 и k2 - проницаемость пористой среды по воде до и после воздействия соответственно, определяемые по формулеwhere k 1 and k 2 - the permeability of the porous medium in water before and after exposure, respectively, determined by the formula
где Q - расход жидкости, м3/с; ΔP - перепад давления, Па; µ - динамическая вязкость воды, Па·с; l - длина модели пласта, забитой пористой средой, м; S - площадь поперечного сечения модели пласта, забитой пористой средой, м2.where Q is the fluid flow rate, m 3 / s; ΔP is the pressure drop, Pa; µ is the dynamic viscosity of water, Pa · s; l is the length of the reservoir model clogged by the porous medium, m; S is the cross-sectional area of the reservoir model clogged by the porous medium, m 2 .
Коэффициент нефтевытеснения определяют как отношение объема нефти VHB, вытесненной водой из модели пласта при максимальном насыщении нефти этой водой к начальному объему нефти VHH, содержащейся в модели пластаThe oil displacement coefficient is defined as the ratio of the volume of oil V HB displaced by water from the reservoir model at the maximum saturation of oil with this water to the initial volume of oil V HH contained in the reservoir model
Представленные выше формулы приведены в книге (Газизов А.А. Увеличение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002, с.124, 152).The above formulas are given in the book (A. A. Gazizov. Oil recovery at a late stage of development. - M.: Nedra-Biznescentr LLC, 2002, p. 124, 152).
Результаты экспериментов (при температуре 20-22°C) на моделях пласта Ромашкинского месторождения с определением остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения в зависимости от концентрации реагентов в технологическом растворе представлены в таблице 1.The experimental results (at a temperature of 20-22 ° C) on reservoir models of the Romashkinskoye field with the determination of the residual resistance factor and oil displacement coefficient depending on the concentration of reagents in the technological solution are presented in table 1.
Результаты определения остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтевытеснения (при температуре 20-22°C) на моделях пласта Ромашкинского месторождения в зависимости от концентрации реагентов в закачиваемом гидроизолирующем растворе представлены в таблице 1.The results of determining the residual resistance factor and oil displacement coefficient (at a temperature of 20-22 ° C) on the reservoir models of the Romashkinskoye field depending on the concentration of reagents in the injected waterproofing solution are presented in table 1.
Результаты фильтрационных экспериментов (при температуре 20-22°C) на дальность проникновения в межскважинную зону неоднородного нефтяного пласта Ромашкинского месторождения с определением остаточного фактора сопротивления по прототипу (состав: латекс - 5,00 мас.%, жидкое стекло - 2,00 мас.%, вода - остальное) и по заявляемому объекту, см. позиция 2 таблицы 1 (состав: латекс - 5,00 мас.%, кремнезоль - 2,00 мас., вода электрохимически активированная - остальное) представлены на Фиг.1 и Фиг.2 соответственно. Под позициями 1-5 понимают номер наполненной песком модели пласта в сочлененной структуре. Чем дальше модель находится от нагнетательной емкости, тем выше ее порядковый номер.The results of filtration experiments (at a temperature of 20-22 ° C) on the penetration distance into the interwell zone of a heterogeneous oil reservoir of the Romashkinskoye field with the determination of the residual resistance factor according to the prototype (composition: latex - 5.00 wt.%, Liquid glass - 2.00 wt. %, water - the rest) and for the claimed object, see
По результатам фильтрационных экспериментов, представленных в таблице 1, видно, что заявляемый объект по сравнению с прототипом увеличивает значение фактора сопротивления и коэффициент нефтевытеснения, что связано с образованием изолирующего экрана на наибольшей дистанции от нагнетательной скважины в межскважинной зоне модели неоднородного нефтяного пласта, и, как следствие, повышением охвата пласта за счет вовлечения в заводнение плохо дренированных участков пласта, см. Фиг 2, позиция 3, 4, 5, т.е. заявляемый объект позволяет увеличить коэффициент нефтевытеснения до 4,8%.According to the results of the filtration experiments presented in table 1, it can be seen that the claimed object in comparison with the prototype increases the value of the resistance factor and oil displacement coefficient, which is associated with the formation of an insulating screen at the greatest distance from the injection well in the interwell zone of the heterogeneous oil reservoir model, and, as the consequence, by increasing the coverage of the formation due to the involvement of poorly drained sections of the formation in flooding, see Fig. 2,
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013117670/03A RU2526943C1 (en) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013117670/03A RU2526943C1 (en) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2526943C1 true RU2526943C1 (en) | 2014-08-27 |
Family
ID=51456304
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013117670/03A RU2526943C1 (en) | 2013-04-16 | 2013-04-16 | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2526943C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110863809A (en) * | 2019-10-22 | 2020-03-06 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for compositely displacing oil by utilizing electric field and microorganisms |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4143716A (en) * | 1976-08-30 | 1979-03-13 | Texaco Inc. | Tertiary oil recovery process utilizing a preflush |
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 |
RU2150573C1 (en) * | 1999-01-05 | 2000-06-10 | Ставропольское отделение Российской академии естественных наук | Composition for temporary insulation of productive formation |
RU2154959C1 (en) * | 1999-03-15 | 2000-08-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт консервной и овощесушильной промышленности | Infant food (puree) |
RU2169255C1 (en) * | 2000-03-24 | 2001-06-20 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of regulation of development of nonuniform oil formation |
RU2172821C1 (en) * | 2000-09-20 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition controlling development of nonuniform oil formation |
RU2194158C1 (en) * | 2002-03-29 | 2002-12-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for regulation of developing nonuniform oil formation |
RU2271444C1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Method for water-permeable reservoir isolation |
RU2290504C1 (en) * | 2005-07-28 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
-
2013
- 2013-04-16 RU RU2013117670/03A patent/RU2526943C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4143716A (en) * | 1976-08-30 | 1979-03-13 | Texaco Inc. | Tertiary oil recovery process utilizing a preflush |
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 |
RU2150573C1 (en) * | 1999-01-05 | 2000-06-10 | Ставропольское отделение Российской академии естественных наук | Composition for temporary insulation of productive formation |
RU2154959C1 (en) * | 1999-03-15 | 2000-08-27 | Всероссийский научно-исследовательский институт консервной и овощесушильной промышленности | Infant food (puree) |
RU2169255C1 (en) * | 2000-03-24 | 2001-06-20 | Открытое Акционерное Общество Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of regulation of development of nonuniform oil formation |
RU2172821C1 (en) * | 2000-09-20 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition controlling development of nonuniform oil formation |
RU2194158C1 (en) * | 2002-03-29 | 2002-12-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for regulation of developing nonuniform oil formation |
RU2271444C1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-03-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") | Method for water-permeable reservoir isolation |
RU2290504C1 (en) * | 2005-07-28 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for controlling water-flooding front of oil formations |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110863809A (en) * | 2019-10-22 | 2020-03-06 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for compositely displacing oil by utilizing electric field and microorganisms |
CN110863809B (en) * | 2019-10-22 | 2022-01-28 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for compositely displacing oil by utilizing electric field and microorganisms |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2631460C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone | |
Abdelaal et al. | Mixed CO2/N2 foam for EOR as a novel solution for supercritical CO2 foam challenges in sandstone reservoirs | |
CN106947450A (en) | A kind of in-depth profile control with low initial viscosity and preparation method thereof | |
BR112018007637B1 (en) | Method for treating underground formations with treatment fluids comprising surfactants | |
Lv et al. | Comparative investigation of the static and dynamic properties of CO2 foam and N2 foam | |
RU2526943C1 (en) | Compound for control of development of inhomogeneous oil stratum | |
US3976582A (en) | Optimizing petroleum recovery micellar systems utilizing zeta potential | |
WO2016172067A1 (en) | Friction reducing terpolymer compositions and method of fracturing | |
Qing et al. | Study and application of gelled foam for in-depth water shutoff in a fractured oil reservoir | |
BR112018007246B1 (en) | METHOD AND COMPOSITION | |
RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
RU2394062C1 (en) | Solid base for acidic composition and composition for treatment of bottomhole zone of carbonate bed | |
Srivastava | Foam assisted low interfacial tension enhanced oil recovery | |
RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
RU2327032C2 (en) | Oil recovery method | |
RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method | |
RU2788935C1 (en) | Method for temporarily blocking a productive formation under conditions of abnormally low formation pressures | |
RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
RU2622573C2 (en) | Way of hydraulic seam fracture by means of ultra low mass proppant suspended mixtures and gas streams | |
RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
RU2304706C2 (en) | Method of controlling development of nonuniform oil formation | |
RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
RU2098620C1 (en) | Compound for control of formation water inflow |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180417 |