RU2605218C2 - Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf - Google Patents
Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf Download PDFInfo
- Publication number
- RU2605218C2 RU2605218C2 RU2014144911/03A RU2014144911A RU2605218C2 RU 2605218 C2 RU2605218 C2 RU 2605218C2 RU 2014144911/03 A RU2014144911/03 A RU 2014144911/03A RU 2014144911 A RU2014144911 A RU 2014144911A RU 2605218 C2 RU2605218 C2 RU 2605218C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic fracturing
- permeable
- formations
- fractured
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 20
- SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N bentoquatam Chemical class O.O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O SVPXDRXYRYOSEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 13
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 claims abstract description 10
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 10
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 39
- 239000000440 bentonite Substances 0.000 claims description 13
- 229910000278 bentonite Inorganic materials 0.000 claims description 13
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 9
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 7
- 239000000834 fixative Substances 0.000 claims description 6
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims description 4
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 3
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 4
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 claims 4
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 claims 4
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims 4
- 235000008733 Citrus aurantifolia Nutrition 0.000 claims 2
- 235000011941 Tilia x europaea Nutrition 0.000 claims 2
- 239000010459 dolomite Substances 0.000 claims 2
- 229910000514 dolomite Inorganic materials 0.000 claims 2
- 239000004571 lime Substances 0.000 claims 2
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 239000000654 additive Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 abstract description 4
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 abstract description 2
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 abstract description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 2
- CVRALZAYCYJELZ-UHFFFAOYSA-N O-(4-bromo-2,5-dichlorophenyl) O-methyl phenylphosphonothioate Chemical compound C=1C=CC=CC=1P(=S)(OC)OC1=CC(Cl)=C(Br)C=C1Cl CVRALZAYCYJELZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 2
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 2
- 150000001845 chromium compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при разработке трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Предложенный способ обеспечивает равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачи, для неоднородных нефтяных пластов с наличием каналов (трещин) с низкими фильтрационными сопротивлениями, хорошо проницаемых пропластков и ограничение добычи попутно добываемой воды.The invention relates to the oil industry and can be used in the development of fractured, well permeable, medium permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing. The proposed method provides uniform displacement of oil from the reservoir, which helps to increase oil recovery, for heterogeneous oil reservoirs with channels (cracks) with low filtration resistances, well-permeable layers and limiting the production of associated produced water.
Известен способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после ГРП (Патент РФ №2398102, 2010 г.), включающий закачку водного раствора полиакриламида со сшивателем - соединением хрома, с использованием добавки бентонитового глинопорошка и кварцевого песка, отличающийся тем, что используют бентонитовый глинопорошок модифицированный и в виде смеси его с кварцевым песком, осуществляют вначале закачку водного раствора, содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полимера-полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % сшивателя - хромсодержащего соединения, продавку водой, затем закачку водного раствора полиакриламида (0.005 мас %) с вязкостью (0.55 сП), на 10% большей вязкости пластовой воды (0.5 сП), в котором суспендировано 3-10 мас. % смеси модифицированного бентонитового глинопорошка и кварцевого песка с начальным их соотношением 10:1 при последующем увеличении концентрации песка до соотношения 1:2.A known method of enhancing oil recovery of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing (RF Patent No. 2398102, 2010), including the injection of an aqueous solution of polyacrylamide with a crosslinker - a chromium compound using bentonite clay powder and silica sand, characterized in that they are used modified bentonite clay powder and in the form of a mixture of it with quartz sand, first carry out the injection of an aqueous solution containing 0.01-0.30 wt. % partially hydrolyzed polymer-polyacrylamide and 0.1-0.6 wt. % cross-linker - chromium-containing compounds, selling water, then injecting an aqueous solution of polyacrylamide (0.005 wt%) with a viscosity (0.55 cP), 10% higher viscosity of produced water (0.5 cP) in which 3-10 wt. % of a mixture of modified bentonite clay powder and silica sand with their initial ratio of 10: 1 with a subsequent increase in the concentration of sand to a ratio of 1: 2.
Наиболее близким техническим решением, взятым за аналог и прототип, является способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП (Патент РФ №2507386, 2011 г.), включающий закачку водного раствора, в котором суспендировано 3-10 мас. % смеси из бентонитового глинопорошка, модифицированного с кварцевым песком, их соотношением от 10:1 до соотношения 1:2. и содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % сшивателя - хромсодержащего соединения.The closest technical solution, taken as an analogue and prototype, is a way to increase oil recovery of fractured and porous formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing (RF Patent No. 2507386, 2011), including the injection of an aqueous solution in which 3- 10 wt. % of a mixture of bentonite clay powder modified with quartz sand, their ratio is from 10: 1 to a ratio of 1: 2. and containing 0.01-0.30 wt. % partially hydrolyzed polyacrylamide and 0.1-0.6 wt. % crosslinker - chromium-containing compounds.
Предлагаемый способ повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП является более эффективным для повышения нефтеотдачи пластов, чем прототип, благодаря тому, что образовавшийся состав не образует осадка и остается в виде геля в пластовых условиях. С увеличением температуры пласта вязкость системы уменьшается, что позволяет закачивать большее количество состава в более удаленную зону пласта.The proposed method of enhancing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous reservoirs and reservoirs with artificially created cracks after hydraulic fracturing — hydraulic fracturing is more effective for increasing reservoir recovery than the prototype, due to the fact that the resulting composition does not form a deposit and remains in the form of a gel in reservoir conditions. As the temperature of the formation increases, the viscosity of the system decreases, which allows you to pump a larger amount of the composition into a more remote zone of the formation.
Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, включающий закачку водного раствора, в котором суспендирована смесь модифицированного бентонитового глинопорошка - МБГП с добавкой и содержащего частично гидролизованный полиакриламид - ЧГПАА, отличающийся тем, что в водном растворе суспендирована смесь, содержащая в качестве добавки кварцевый песок в соотношении МБГП к кварцевому песку от 10:1 до 4:1 при количестве смеси 5-10 мас. %, 1-10 мас. % сухого силиката натрия и содержащего 0,01-0,30 мас. % ЧГПАА и 0,1-0,60 мас. % закрепителя - кальций хлористый технический по ГОСТ 450-77.A method of enhancing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created fractures after hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, which includes injecting an aqueous solution in which a mixture of modified bentonite clay powder — MBGP with an additive and partially partially hydrolyzed polyacrylamide — is different, which has that in an aqueous solution a mixture is suspended containing quartz sand as an additive in the ratio of MBHP to quartz sand from 10: 1 to 4: 1 with the amount of the mixture 5-10 wt. %, 1-10 wt. % dry sodium silicate and containing 0.01-0.30 wt. % CHPAA and 0.1-0.60 wt. % fixative - technical calcium chloride according to GOST 450-77.
Для модифицирования бентонитового глинопорошка используют химические реагенты Na2CO3, М-14ВВ, метас. Степень гидролиза поликриламида составляет 5-15%.For the modification of bentonite clay powder, chemical reagents Na 2 CO 3 , M-14BB, metas are used. The degree of hydrolysis of polycrylamide is 5-15%.
Технический результат для различных концентраций смеси и компонентов смеси с водой приведены в таблицах 1, 2.The technical result for various concentrations of the mixture and the components of the mixture with water are given in tables 1, 2.
Количество силиката натрия, глинистой суспензии с кварцевым песком или без него, полиакриламида или без него и закрепителя берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. Путем подбора концентраций реагентов можно регулировать вязкость, время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта.The amount of sodium silicate, clay slurry with or without quartz sand, polyacrylamide or without it and a fixative is taken depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation. By selecting the concentrations of the reagents, it is possible to control the viscosity, gelation time and redistribute the flows in any zone of the heterogeneous formation.
В результате закачки поступающие в пласт частицы смеси глинистой суспензии с кварцевым песком (или без него) начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полиакриламида (или без него) с силикатом натрия и закрепителем, в результате происходит процесс флокуляции гелеобразной термогелевой полимердисперсной системы (ТГПДС) в хорошо, среднепроницаемых промытых и трещиноватых зонах пласта и увеличение фильтрационного сопротивления флокулянта с образованием набухшего гелеобразного состава, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Последующее нагнетание вытесняющего агента (воды) и(или) отбора жидкости из пласта способствует извлечению нефти из низкопроницаемых, неохваченных вытеснением (дренированием) зон пласта.As a result of injection, particles of a mixture of clay suspension with or without quartz sand entering the formation begin to interact with the free functional groups of polyacrylamide (or without it) with sodium silicate and a fixing agent, as a result, the gel-like thermogel polymer dispersed system (THPDS) flocculates in a well , medium-permeable washed and fractured zones of the formation and an increase in the filtration resistance of the flocculant with the formation of a swollen gel-like composition, which leads to redistribution Jelenia filtration flows. Subsequent injection of the displacing agent (water) and (or) the selection of fluid from the reservoir helps to extract oil from low-permeability zones not covered by the displacement (drainage) of the formation.
В процессе поиска известных решений не обнаружено вышепредложенного технического решения при разработке трещиноватых, хорошо проницаемых, среднепроницаемых пористых пластов и пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявленного способа как изобретение.In the process of searching for known solutions, the above technical solution was not found in the development of fractured, well permeable, medium permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing - hydraulic fracturing. This allows us to conclude that the claimed method as an invention.
Для доказательства соответствия заявленного как изобретение приводим конкретные примеры осуществления способа. Экспериментальные работы проведены на одном из месторождений Западной Сибири, на скважине №48.To prove compliance with the claimed invention, we give specific examples of the method. Experimental work was carried out at one of the fields in Western Siberia, at well No. 48.
Предложенная совокупность признаков разработанного способа обеспечивает эффективное перераспределение фильтрационных потоков в объеме пласта за счет регулирования вязкости закачиваемых суспензий с образованием высоковязкого геля без осадка. Воздействие на пласт с целью регулирования разработки нефтяного месторождения осуществляется в результате протекания следующих процессов. При совместной закачке водного раствора силиката натрия, полимера, дисперсных глинисто-песочных частиц и закрепителя происходит существенное увеличение стабильности суспензии и значительное изменение ее вязкости. Стабилизированная более стойкая высоковязкая гелеобразная смесь дисперсных частиц способна фильтроваться в объем пласта только по хорошо проницаемым, средне проницаемым промытым каналам и трещинам, в том числе и образованных после гидравлического разрыва пласта - ГРП, не осаждаясь на забое скважины. При этом за счет перекрытия хорошо проницаемых промытых каналов и трещин стабилизированного силикатом натрия высоковязким гелем происходит перераспределение фильтрационных потоков и подключение к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта.The proposed set of features of the developed method provides an effective redistribution of filtration flows in the reservoir volume by controlling the viscosity of the injected suspensions with the formation of a highly viscous gel without sediment. The impact on the reservoir in order to regulate the development of the oil field is carried out as a result of the following processes. With the joint injection of an aqueous solution of sodium silicate, polymer, dispersed clay-sand particles and a fixing agent, a significant increase in the stability of the suspension and a significant change in its viscosity occur. A stabilized, more stable, highly viscous gel-like mixture of dispersed particles can be filtered into the reservoir volume only through well-permeable, medium-permeable washed channels and fractures, including those formed after hydraulic fracturing, i.e. hydraulic fracturing, without being deposited on the bottom of the well. At the same time, due to the overlap of well-permeable washed channels and cracks stabilized by sodium silicate with a high viscosity gel, the redistribution of filtration flows and the formation of stagnant and weakly drained formation zones occur.
Использование разработанного способа позволяет эффективно регулировать разработку нефтяных месторождений с целью увеличения нефтеотдачи пластов.Using the developed method allows you to effectively regulate the development of oil fields in order to increase oil recovery.
Предложенный способ может быть использован для воздействия на пласты с различными коллекторскими свойствами, включая в первую очередь трещиноватые, хорошо проницаемые, среднепроницаемые пористые пласты и пласты с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - ГРП, за счет этого достигается более равномерное вытеснение нефти из пласта, что способствует увеличению нефтеотдачиThe proposed method can be used to act on reservoirs with various reservoir properties, including primarily fractured, well-permeable, medium-permeable porous reservoirs and reservoirs with artificially created fractures after hydraulic fracturing — hydraulic fracturing, thereby achieving more uniform oil displacement from the reservoir, which contributes to enhanced oil recovery
Claims (11)
- ГРП по п. 1, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 0,5-10 мас. % смеси из бентонитового глинопорошка модифицированного, 0,5-10 мас.% сухого силиката натрия и содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % закрепителя - хлорсодержащего соединения.2. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing according to claim 1, characterized in that they inject an aqueous solution in which 0.5-10 wt. % of a modified bentonite clay powder mixture, 0.5-10 wt.% dry sodium silicate and containing 0.01-0.30 wt. % partially hydrolyzed polyacrylamide and 0.1-0.6 wt. % fixative is a chlorine-containing compound.
- ГРП по п. 2, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 1-10 мас. % смеси из бентонитового глинопорошка, 1-10 мас.% сухого силиката натрия и содержащего 0,1-0,6 мас. % закрепителя - хлорсодержащего соединения.3. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing according to claim 2, characterized in that they carry out the injection of an aqueous solution in which 1-10 wt. % mixture of bentonite clay powder, 1-10 wt.% dry sodium silicate and containing 0.1-0.6 wt. % fixative is a chlorine-containing compound.
- ГРП по п. 2, отличающийся тем, что осуществляют закачку водного раствора, в котором суспендировано 0,5-20 мас.% сухого силиката натрия и содержащего 0,01-0,30 мас. % частично гидролизованного полиакриламида и 0,1-0,6 мас. % закрепителя - хлорсодержащего соединения.3. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing according to claim 2, characterized in that the injection of an aqueous solution is carried out, in which 0.5-20 wt.% Dry sodium silicate is suspended and containing 0.01-0.30 wt. % partially hydrolyzed polyacrylamide and 0.1-0.6 wt. % fixative is a chlorine-containing compound.
- ГРП по пп. 1-3, отличающийся тем, что вместо 0,5-10 мас.% бентонитового глинопорошка суспедируют 0,5-10 мас.% смеси древесной муки с глинопорошком их соотношением от 10:1 до соотношения 1:10.4. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing in paragraphs 1-3, characterized in that instead of 0.5-10 wt.% Bentonite clay powder, 0.5-10 wt.% A mixture of wood flour with clay powder is suspended in a ratio of 10: 1 to a ratio of 1:10.
- ГРП по п. 4, отличающийся тем, что вместо древесной муки используют лигнин.5. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing according to claim 4, characterized in that lignin is used instead of wood flour.
- ГРП по пп. 1-3, отличающийся тем, что вместо бентонитового глинопорошка используют доломитовую муку.6. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing in paragraphs 1-3, characterized in that instead of bentonite clay powder use dolomite flour.
- ГРП по пп. 1-3, отличающийся тем, что бентонитового глинопорошка используют смесь бентонитового глинопорошка и доломитовой муки их соотношением от 10:1 до соотношения 1:10.7. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing in paragraphs 1-3, characterized in that the bentonite clay powder use a mixture of bentonite clay powder and dolomite flour with a ratio of 10: 1 to a ratio of 1:10.
- ГРП по пп. 1-3, отличающийся тем, что вместо бентонитового глинопорошка используют известковый порошок.8. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing in paragraphs 1-3, characterized in that instead of bentonite clay powder, lime powder is used.
- ГРП по пп. 1-3, отличающийся тем, что бентонитового глинопорошка используют смесь бентонитового глинопорошка и известкового порошка их соотношением от 10:1 до соотношения 1:10.9. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing in paragraphs 1-3, characterized in that the bentonite clay powder use a mixture of bentonite clay powder and lime powder in a ratio of from 10: 1 to a ratio of 1:10.
- ГРП по пп. 1и 2, отличающийся тем, что вместо полиакриламида используют 0,5-5 мас. % карбоксиметилцеллюлозы. 10. A method of increasing oil recovery in fractured, well-permeable, medium-permeable porous formations and formations with artificially created cracks after hydraulic fracturing
- hydraulic fracturing in paragraphs 1 and 2, characterized in that instead of polyacrylamide using 0.5-5 wt. % carboxymethyl cellulose.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014144911/03A RU2605218C2 (en) | 2014-11-06 | 2014-11-06 | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014144911/03A RU2605218C2 (en) | 2014-11-06 | 2014-11-06 | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014144911A RU2014144911A (en) | 2016-05-27 |
| RU2605218C2 true RU2605218C2 (en) | 2016-12-20 |
Family
ID=56095798
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014144911/03A RU2605218C2 (en) | 2014-11-06 | 2014-11-06 | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2605218C2 (en) |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2276558C2 (en) * | 2004-02-16 | 2006-05-20 | Кубанский государственный аграрный университет | Method for producing of canned carrot juice |
| RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
| EP1977080B1 (en) * | 2005-12-07 | 2010-09-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
| RU2507386C2 (en) * | 2011-12-13 | 2014-02-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
-
2014
- 2014-11-06 RU RU2014144911/03A patent/RU2605218C2/en active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2276558C2 (en) * | 2004-02-16 | 2006-05-20 | Кубанский государственный аграрный университет | Method for producing of canned carrot juice |
| EP1977080B1 (en) * | 2005-12-07 | 2010-09-29 | Services Pétroliers Schlumberger | Method to improve the injectivity of fluids and gases using hydraulic fracturing |
| RU2398102C1 (en) * | 2009-10-08 | 2010-08-27 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr |
| RU2507386C2 (en) * | 2011-12-13 | 2014-02-20 | Дамир Мидхатович Сахипов | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014144911A (en) | 2016-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| RU2456439C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2286446C1 (en) | Acid well bottom zone treatment method | |
| EP3044279A1 (en) | Carbonate based slurry fracturing using solid acid for unconventional reservoirs | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2483092C1 (en) | Composition of polysaccharide gel for killing of high-temperature wells | |
| RU2475638C1 (en) | Development method of bottom-hole zone of terrigenous oil formation | |
| RU2582197C1 (en) | Drilling mud | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2507386C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured and porous beds with induced fractures after breakdown | |
| RU2605218C2 (en) | Method of increasing oil recovery of fractured, well permeable, average-permeable porous beds and beds with artificially created cracks after hydraulic fracturing-fhf | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2541666C1 (en) | Mud fluid for stabilisation of mud shale | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2730145C1 (en) | Drilling mud for construction of underwater pipeline crossings by means of directional drilling method | |
| RU2719699C1 (en) | Method for development of flooded oil reservoir with non-uniform permeability | |
| RU2670298C1 (en) | Blocking composition for isolating absorbing zones during drilling and workover operations of wells | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2711202C2 (en) | Method of limiting water influx in gas wells with abnormally low formation pressure | |
| RU2391489C2 (en) | Method of formation absorption zone isolation | |
| RU2280757C1 (en) | Formation water isolation method | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs | |
| RU2307146C2 (en) | Compound for isolation of watered oil collectors | |
| RU2627786C1 (en) | Plastic composition for formation water inflow insulation in well and stabilizing of producing formation and method of its application | |
| RU2405927C1 (en) | Method for liquidation of absorption zones in well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181107 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20191202 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200303 |