RU2529975C1 - Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) - Google Patents

Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) Download PDF

Info

Publication number
RU2529975C1
RU2529975C1 RU2013129541/03A RU2013129541A RU2529975C1 RU 2529975 C1 RU2529975 C1 RU 2529975C1 RU 2013129541/03 A RU2013129541/03 A RU 2013129541/03A RU 2013129541 A RU2013129541 A RU 2013129541A RU 2529975 C1 RU2529975 C1 RU 2529975C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
water
composition
gel
aluminum
sodium acetate
Prior art date
Application number
RU2013129541/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Николай Михайлович Николаев
Валерий Иванович Кокорев
Валерий Борисович Карпов
Виктор Иванович Дарищев
Сергей Анатольевич Харланов
Денис Геннадьевич Филенко
Михаил Александрович Силин
Любовь Абдулаевна Магадова
Кира Анатольевна Потешкина
Валерий Рашидович Магадов
Владимир Борисович Губанов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК")
федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК"), федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" filed Critical Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК")
Priority to RU2013129541/03A priority Critical patent/RU2529975C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2529975C1 publication Critical patent/RU2529975C1/ru

Links

Landscapes

  • Exhaust Gas After Treatment (AREA)
  • Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
  • Acyclic And Carbocyclic Compounds In Medicinal Compositions (AREA)

Abstract

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи содержит соли алюминия в виде 2,5-20,0 мас.% хлорида или полиоксихлорида алюминия и пресную или минерализованную воду. При этом состав дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется 2,0-10,0 мас.% ацетата натрия, и может содержать 0,0-30,0 мас.% карбамида и 0,0-2,5 мас.% мелкодисперсного полиакриламида с диаметром частиц 40-80 мкм. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции водопритока и повышения нефтеотдачи. 1 з.п. ф-лы, 6 пр., 3 табл.

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к составам для разработки обводненной нефтяной залежи в неоднородном терригенном коллекторе заводнением.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем закачки в нефтяной пласт гелеобразующего состава на основе солей алюминия и карбамида, причем в качестве солей алюминия используются жидкие алюмосодержащие отходы при следующих соотношениях, масс.%: жидкие алюмосодержащие отходы 20,0-75,0; карбамид 15,0-50,0; вода остальное [Алтунина Л.К., Кувшинов В.А., Стасьева Л.А. Способ разработки нефтяного месторождения. Патент РФ №2120544 (E21B 43/22), опубликован 20.10.1998. - аналог].
Недостатком известного способа является нестабильность качества получаемого геля из-за неоднородности применяемых алюмосодержащих отходов, а также применение высоких концентраций реагентов.
Известен состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи пластов при обработке обводненных скважин заводнением, содержащий соли алюминия, карбамид, полиакриламид и воду при следующем соотношении компонентов, масс.%: полиакриламид 0,5-2,5; хлорид алюминия 0,4-17,0; карбамид 1,5-30,0; вода остальное [Алтунина Л.К., Крылова О.А., Кувшинов В.А. и др. Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи. Патент РФ №2076202 (E21B 43/22), опубликован 27.03.1997. - прототип].
Недостатком данного термотропного гелеобразующего состава является крупный размер частиц полиакриламида (ПАА) (более 100 мкм), не позволяющий нерастворенным частицам ПАА пройти в поровые каналы, поэтому требуется длительное время на приготовление раствора, связанное с растворением ПАА, которому препятствует низкий pH раствора, поскольку соли алюминия при гидролизе выделяют кислоты; низкие структурно-механические свойства комбинированного геля, состоящего из неорганических частиц гидроокиси алюминия и молекул органического водорастворимого полимера при пластовых температурах выше 80°C; а также недостаточно длительное время гелирования, что существенно ограничивает область применения данного состава.
Изобретение направлено на создание термотропного гелеобразующего состава для разработки обводненной нефтяной залежи в терригенном коллекторе путем закачки в нагнетательные скважины термотропной гелеобразующей композиции, содержащей хлорид или полиоксихлорид алюминия и воду, глубоко проникающей в пласт.
Результат достигается тем, что состав дополнительно содержит водорастворимую соль уксусной кислоты, например, ацетат натрия, и может содержать мочевину и мелкодисперсный ПАА. В результате реакции между хлоридом или полиоксихлоридом алюминия и ацетатом натрия происходит образование ацетата и/или ацетохлорида, и/или гидроксиацетата, и/или гидроксиацетатохлорида алюминия. Продукты реакции хорошо растворимы в холодной воде и гидролизуются при нагреве. В зависимости от соотношения солей гидролиз, возможно, значительно замедлить, вплоть до нескольких суток, что необходимо для удаленного доступа реагента в пласт, а получаемый гель обладает по сравнению с прототипом улучшенными структурно-механическими характеристиками; добавление в состав карбамида позволяет регулировать процесс гелеобразования и придавать ему селективные свойства за счет гидролиза карбамида с образованием аммиака, который хорошо растворим не только в воде, но и в углеводородах, поэтому в нефтенасыщенном пласте, из-за растворения аммиака в нефти, образования геля не происходит [Муляк В.В., Чертенков М.В., Силин М.А., Магадова Л.А. Способ разработки обводненной нефтяной залежи. Патент РФ №2475635 (E21B 43/22), опубл. 20.02.2013], а добавление мелкодисперсного ПАА позволяет использовать состав не только в низкопроницаемых коллекторах, но и в пластах со средней и высокой проницаемостью.
Признаками изобретения «Состав многофункционального реагента для физико-химических МУН» являются:
1. Соль алюминия.
2. В качестве соли алюминия используется шестиводный хлорид алюминия.
3. В качестве соли алюминия используется полиоксихлорид алюминия - аквааурат.
4. Карбамид.
5.ПАА.
6. В качестве ПАА используется измельченный до 40-60 мкм высокомолекулярный гидролизованный ПАА- Chimeco TR- 1516.
7. В качестве ПАА используется измельченный до 60-80 мкм низкомолекулярный водонабухающий ПАА - АК-639.
8. Уксуснокислая соль.
9. В качестве уксуснокислой соли используется сухой технический ацетат натрия.
10. Пресная или минерализованная вода. Признаки 1-5 и 10 являются общими с прототипом, а признаки 6-9 существенными отличительными признаками изобретения.
СУЩНОСТЬ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Предлагается термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи, содержащий соли алюминия и воду, который дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется ацетат натрия, и может содержать карбамид и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид или полиоксихлорид алюминия 2,5-20,0
Ацетат натрия 2,0-10,0
Карбамид 0,0-30,0
Мелкодисперсный полиакриламид
с диаметром частиц 40-80 мкм 0,0-2,5
Пресная или минерализованная вода остальное
Для исследований использовались:
1. Хлорид алюминия - кристаллический продукт белого или с желтоватым оттенком цвета, гигроскопичен, растворим в воде, спирте, эфире, хлороформе, выпускается по ГОСТ 3759-75.
2. Аквааурат 30 - полиоксихлорид алюминия - кристалический порошок желтоватого цвета, массовая доля оксида алюминия не менее 30%, массовая доля хлора - не менее 35%, выпускается по ТУ 2163-069-00205067-2007.
3. Карбамид - кристаллический продукт белого цвета, массовая доля азота, в пересчете на сухое вещество, не менее 46,2%, выпускается по ГОСТ 2081-92.
4. Ацетат натрия - бесцветное кристаллическое вещество, допускаются оттенки от светло-желтого до светло-коричневого цвета, массовая доля основного вещества - не менее 50%, выпускается по ТУ 2432-043-07510508-2003.
5. ПАА Chimeco TR-1516, ТУ 2216-083-17197708-2003, представляет собой высокомолекулярный частично гидролизованный водорастворимый полимер анионного типа на основе акриламида, молекулярный вес 14,5÷15,5 миллионов у.е, степень гидролиза 13,0÷17,7%, нерастворимый в воде остаток, не более 0,5 мас.%, размер частиц после помола составляет 40-60 мкм.
6. ПАА водопоглощающий, серия АК-639, марка В-415 представляет собой порошок белого или близкого к белому цвета, выпускается по ТУ 2216-016-55373366-2007, показатели качества приведены ниже:
Показатель По ТУ
Массовая доля нелетучих веществ, %, не менее 88
Массовая доля остаточного акриламида, %, не более 0,03
Равновесное поглощение в дистиллированной воде, г/г, не менее 600
Массовая доля растворимой части, %, не более 15
размер частиц после помола составляет 60-100 мкм.
7. Минерализованная вода плотностью 1,211 г/см3, с содержанием катионов Ca++ и Mg++ 25 800 мг/л.
8. Минерализованная вода плотностью 1,012 г/см3, с содержанием катионов Ca++ и Mg++ 1000 мг/л.
9. Пресная вода.
Примеры приготовления термотропной гелеобразующей композиции
Пример 1
В стеклянном стакане на 250 мл в 191,0 г (95,5 мас.%) минерализованной воды плотностью 1,211 г/см3 растворяется 5,0 г (2,5 мас.%) шестиводного хлорида алюминия и 4,0 г (2,0 мас.%) ацетата натрия. В результате смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Пример 2
В стеклянном стакане на 250 мл в 174,0 г (87,0 мас.%) пресной воды растворяется 14,0 г (7,0 мас.%) полиоксихлорида алюминия (аквааурата) и 12,0 г (6,0 мас.%) ацетата натрия. В результате смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Пример 3
В стеклянном стакане на 250 мл в 162,0 г (81,0 мас.%) минерализованной воды плотностью 1,012 г/см3 растворяется 20,0 г (10,0 мас.%) шестиводного хлорида алюминия, 8,0 г (4,0 мас.%) ацетата натрия и 10,0 г (5,0 мас.%) карбамида. В результате смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости.
Пример 4
В стеклянном стакане на 250 мл в 130,0 г (65,0 мас.%) пресной воды растворяется 20,0 г (10,0 мас.%) полиоксихлорида алюминия (аквааурата), 8,0 г (4,0 мас.%) ацетата натрия и 40,0 г (20,0 мас.%) карбамида. В результате смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке вводится 2,0 г (1,0 мас.%) мелкодисперсного ПАА Chimeco TR-1516, полученный состав перемешивается до однородности.
Пример 5
В стеклянном стакане на 250 мл в 75,0 г (37,5 мас.%) минерализованной воды плотностью 1,012 г/см3 растворяется 40,0 г (20,0 мас.%) шестиводного хлорида алюминия, 20 г (10,0 мас.%) ацетата натрия, 60 г (30,0 мас.%) карбамида. В результате смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке вводится 5,0 г (2,5 мас.%) мелкодисперсного АК-639, полученный состав перемешивается до однородности.
Пример 6 (по прототипу)
В стеклянном стакане на 250 мл в 138,0 г (69,0 мас.%) пресной воды растворяется 20,0 г (10,0 мас.%) полиоксихлорида алюминия (аквааурата) и 40,0 г (20,0 мас.%) карбамида. В результате смешиваемые реагенты полностью растворяются в воде, при этом получается однородный полупрозрачный раствор низкой вязкости. В полученный раствор при перемешивании на лопастной мешалке вводится 2,0 г (1,0 мас.%) ПАА Chimeco TR-1516, полученный состав перемешивается до однородности.
Однородность приготовленных составов оценивалась визуально. Оценка размеров частиц ПАА, в мкм, в растворе проводилась при температуре 20°C при помощи микроскопа Микромед 2. Для исследования приготовленный состав, содержащий ПАА, выдерживался в течение 30 мин.
Приготовленные составы нагревались в термошкафу в закрытых тефлоновых стаканах при температуре 90°C. Консистентность полученного геля оценивалась по классификатору консистентности, представленному в таблице 1.
Результаты физико-химических исследований термотропных составов представлены в таблице 2.
Таблица 1
Классификатор консистентности гелеобразующей композиции
Структурные характеристики композиции Код
Исходный раствор A
Вязкий раствор B
Очень пластичный, высокоподвижный гель C
Очень пластичный, подвижный гель D
Очень пластичный, умеренно подвижный гель E
Пластичный, подвижный гель F
Пластичный, умеренно подвижный гель G
Пластичный, малоподвижный гель H
Высокодеформируемый, неподвижный гель I
Умеренно деформируемый, неподвижный гель J
Малодеформируемый, неподвижный гель K
Твердый гель L
Таблица 2
Результаты физико-химических исследований термотропных составов
№ п/п Компоненты составов / №№ примеров Содержание в термотропном составе, мас.%
1 2 3 4 5 6 Прототип
1 Вода пресная - 87,0 - 65,0 - 69,0
2 Вода минерализованная, ρ20°C=1,012 г/см3 - - 81,0 - 37,5 -
3 Вода минерализованная, ρ20°C=1,211 г/см3 95,5 - - - - -
4 Оксихлорид алюминия - 7,0 - 10,0 - 10,0
5 Хлорид алюминия шестиводный 2,5 10,0 20,0
6 Ацетат натрия 2,0 6,0 4,0 4,0 10,0 -
7 Карбамид - - 5,0 20,0 30,0 20,0
8 ПААТК-1516 - - - 1,0 - 1,0
9 ПАА АК-639 - - - - 2,5 -
Исследования геля при 20°C
Однородность (да/нет) да да да да да нет
Размер набухших частиц ПАА менее 100
мкм
менее 100
мкм
более 100 мкм
Исследования геля при 90°C
Время образования геля, час 12 4 48 5 8 4
Консистентность геля по класификатору консистенции D L L L L I
Нижний предел концентрации реагентов определялся способностью образовывать гель, а верхний - экономической целесообразностью.
Время гелеобразования при одинаковой температуре исследования зависит от концентрации реагентов. Из таблицы 1 следует, что для состава 4 и состава по прототипу (состав 6) с одинаковой концентрацией хлорида алюминия и карбамида, время образования геля также одинаково.
Образование геля объясняется реакцией гидролиза карбамида при температуре выше 60°C:
(NH2)2-CO+H2O→2NH↑+CO↑
МНз+H2O ->• NH40H
3NH4OH+AlCl3→3NH4Cl+Al(OH)3
Однако состав 4, дополнительно содержащий ацетат натрия, имеет более прочную структуру геля, так консистентность состава 4 по классификатору консистенции - L (твердый гель), в то время как гель по прототипу имеет консистенцию I (высокодеформируемый, неподвижный гель).
Составы, не содержащие карбамид (составы 1-2) также образуют гели: в результате реакции между хлоридом или полиоксихлоридом алюминия и ацетатом натрия происходит образование ацетата и/или ацетохлорида, и/или гидроксиацетата, и/или гидроксиацетатохлорида алюминия, продукты реакции гидролизуются при нагреве с образованием геля гидроксида алюминия и дигидроксиацетата алюминия. Наличие в составе геля дигидроксиацетата алюминия увеличивает консистенцию геля по сравнению с гелем гидроксида алюминия, это наблюдается также и в составах, содержащих и ацетат натрия и карбамид (составы 3-5).
Предлагаемые составы, содержащие ПАА, отличаются от прототипа тем, что полученные суспензии однородны, подвижны, имеют малый размер частиц (менее 100 мкм) и могут быть закачены в высокопроницаемый, в т.ч. трещиноватый терригенный коллектор, в то время как в составе по прототипу набухшие частицы имеют размер, значительно превышающий 100 мкм, что создаст проблемы при закачке суспензии, а растворение ПАА в кислой минеральной среде потребует значительного времени.
Для оценки тампонирующих свойств термотропных гелеобразующих составов были проведены фильтрационные исследования.
Для выполнения фильтрационных экспериментов была использована фильтрационная установка высокого давления HP-CFS и наполненные песком термостатированные насыпные модели пласта (длина моделей составляла 47,5 см; диаметр 3,09 см; площадь поперечного сечения 7,5 см2).
В таблице 3 представлены результаты фильтрационных исследований на водонасыщенных моделях терригенного пласта по оценке тампонирующего эффекта термотропного гелеобразующего состава.
Опыты были проведены при температуре 90°C, для оценки тампонирующих свойств в водонасыщенные модели было закачено по 2 Vпор гелеобразующего состава (составы 4 и 6 и из таблицы 2).
Таблица 3
Результаты фильтрационных исследований
№ п/п Состав жидкости воздействия Количество компонента Проницаемость образца по пластовой воде, ℘=1,012 г/см3, мкм
до воздействия после воздействия
2.
3.
Закачка состава 4 (таблица 1)
Закачка состава 6 (таблица 1)
2 объема пор
2 объема пор
1,850
1,790
0,053
0,235
Как следует из таблицы, предлагаемый состав обладает большим тампонирующим эффектом, чем состав по прототипу.

Claims (2)

1. Термотропный гелеобразующий состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи, содержащий соли алюминия и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит соль уксусной кислоты, в качестве которой используется ацетат натрия, и может содержать карбамид и мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Хлорид или полиоксихлорид алюминия 2,5-20,0 Ацетат натрия 2,0-10,0 Карбамид 0,0-30,0 Мелкодисперсный полиакриламид с диаметром частиц 40-80 мкм 0,0-2,5 Пресная или минерализованная вода остальное
2. Состав по п.1 отличающийся тем, что в зависимости от соотношения солей процесс гидролиза значительно замедляется, вплоть до нескольких суток, что необходимо для удаленного доступа реагента в пласт.
RU2013129541/03A 2013-06-28 2013-06-28 Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун) RU2529975C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013129541/03A RU2529975C1 (ru) 2013-06-28 2013-06-28 Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013129541/03A RU2529975C1 (ru) 2013-06-28 2013-06-28 Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2529975C1 true RU2529975C1 (ru) 2014-10-10

Family

ID=53381502

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013129541/03A RU2529975C1 (ru) 2013-06-28 2013-06-28 Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2529975C1 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693101C1 (ru) * 2018-05-22 2019-07-01 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2757331C1 (ru) * 2020-11-08 2021-10-13 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтесервискомплект" Состав для разработки обводненной нефтяной залежи
RU2757943C1 (ru) * 2020-11-08 2021-10-25 Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «НефтеСервисКомплект» Состав для повышения нефтеотдачи пласта

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4124072A (en) * 1977-12-27 1978-11-07 Texaco Exploration Canada Ltd. Viscous oil recovery method
SU1654554A1 (ru) * 1989-01-09 1991-06-07 Институт химии нефти СО АН СССР Состав дл повышени нефтеотдачи
RU2076202C1 (ru) * 1994-10-18 1997-03-27 Институт химии нефти СО РАН Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи
RU2114068C1 (ru) * 1997-09-29 1998-06-27 Нина Борисовна Мельникова Состав для обработки промышленных и бытовых сточных вод
RU2348792C1 (ru) * 2007-06-09 2009-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
RU2475635C1 (ru) * 2011-07-06 2013-02-20 Владимир Витальевич Муляк Способ разработки обводненной нефтяной залежи

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4124072A (en) * 1977-12-27 1978-11-07 Texaco Exploration Canada Ltd. Viscous oil recovery method
SU1654554A1 (ru) * 1989-01-09 1991-06-07 Институт химии нефти СО АН СССР Состав дл повышени нефтеотдачи
RU2076202C1 (ru) * 1994-10-18 1997-03-27 Институт химии нефти СО РАН Состав для изоляции водопритока к скважинам и повышения нефтеотдачи
RU2114068C1 (ru) * 1997-09-29 1998-06-27 Нина Борисовна Мельникова Состав для обработки промышленных и бытовых сточных вод
RU2348792C1 (ru) * 2007-06-09 2009-03-10 Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Волгоградский государственный технический университет (ВолгГТУ) Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам
RU2475635C1 (ru) * 2011-07-06 2013-02-20 Владимир Витальевич Муляк Способ разработки обводненной нефтяной залежи

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693101C1 (ru) * 2018-05-22 2019-07-01 федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2757331C1 (ru) * 2020-11-08 2021-10-13 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтесервискомплект" Состав для разработки обводненной нефтяной залежи
RU2757943C1 (ru) * 2020-11-08 2021-10-25 Общество с ограниченной ответственностью «Научно-производственное предприятие «НефтеСервисКомплект» Состав для повышения нефтеотдачи пласта

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2382185C1 (ru) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты)
CA2754554C (en) Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits
US9945219B2 (en) Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits
RU2529975C1 (ru) Состав многофункционального реагента для физико-химических медотов увеличения нефтеотдачи (мун)
RU2338768C1 (ru) Реагент для изоляции притока пластовых вод
RU2424426C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта
RU2610958C1 (ru) Способ разработки нефтяной залежи
RU2483092C1 (ru) Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин
RU2689937C1 (ru) Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения
RU2627502C1 (ru) Способ разработки неоднородного нефтяного пласта с применением полимер-дисперсного состава
Nasr-El-Din et al. Field application of gelling polymers in Saudi Arabia
RU2597593C1 (ru) Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах
RU2487235C1 (ru) Способ разработки обводненного карбонатного пласта
RU2397195C1 (ru) Гелеобразующие составы для ограничения водопритока в скважину
RU2627802C1 (ru) Состав для увеличения нефтеотдачи пластов
RU2693104C1 (ru) Состав реагента для разработки нефтяного месторождения заводнением и способ его применения
RU2475635C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2410406C1 (ru) Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления
RU2562642C1 (ru) Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием
RU2610961C1 (ru) Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине
RU2256787C1 (ru) Способ гидравлического разрыва пласта в сочетании с изоляцией водопритоков в добывающих скважинах с применением гелеобразующих жидкостей на углеводородной и водной основах
RU2693101C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2346151C1 (ru) Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)
US4352395A (en) Process for selectively reducing the permeability of a subterranean formation
RU2564706C1 (ru) Состав утяжеленной полисахаридной жидкости для глушения скважин

Legal Events

Date Code Title Description
PD4A Correction of name of patent owner
PC43 Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions

Effective date: 20200914