RU2610959C1 - Способ разработки нефтяного пласта (варианты) - Google Patents
Способ разработки нефтяного пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610959C1 RU2610959C1 RU2015155515A RU2015155515A RU2610959C1 RU 2610959 C1 RU2610959 C1 RU 2610959C1 RU 2015155515 A RU2015155515 A RU 2015155515A RU 2015155515 A RU2015155515 A RU 2015155515A RU 2610959 C1 RU2610959 C1 RU 2610959C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- solution
- hydrocarbon
- salinity
- mineral salt
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 129
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 128
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 107
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 107
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 claims abstract description 79
- 239000011707 mineral Substances 0.000 claims abstract description 79
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 75
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 65
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 58
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims abstract description 54
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 35
- 235000013312 flour Nutrition 0.000 claims abstract description 23
- 239000002023 wood Substances 0.000 claims abstract description 23
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 4
- 235000019838 diammonium phosphate Nutrition 0.000 claims description 46
- 239000005696 Diammonium phosphate Substances 0.000 claims description 25
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 25
- 229910000388 diammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 25
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims description 21
- 235000013305 food Nutrition 0.000 claims description 21
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 claims description 19
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 17
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 claims description 9
- 241000316848 Rhodococcus <scale insect> Species 0.000 claims description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000013048 microbiological method Methods 0.000 abstract description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract 2
- 235000011194 food seasoning agent Nutrition 0.000 abstract 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract 1
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 15
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 4
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 3
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 2
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000002934 lysing effect Effects 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 1
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material 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
-
- 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
- C09K8/582—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 bacteria
-
- 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
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Предложенное изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов. Технический результат заявленного изобретения заключается в повышении эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижении обводненности. Способ включает четыре варианта разработки нефтяного пласта, где по каждому варианту предварительно уточняют приемистость нагнетательной скважины и минерализацию воды. Первый и второй способ включает в зависимости от приемистости скважины от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, производится предварительная закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановку скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. По третьему и четвертому варианту, в зависимости от приемистости скважины от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л, предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас.%, затем производится закачка смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3 или 10-15 м3, затем производят циклично закачку чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли и продавливание в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л или от 100-220 г/л в объеме 10-15 м3 и остановка скважины на технологическую выдержку в течение 10-12 суток. 4 н. и 8 з.п. ф-лы, 3 табл.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к микробиологическим способам разработки нефтяных пластов.
Известен способ разработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону нагнетательной скважины углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе питательных веществ с последующей закачкой воды (пат. RU №2120545, МПК E21B 43/22, опубл. 20.10.1998, Бюл. №29). В качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют галотолерантные и/или галофильные штаммы микроорганизмов в аэрированном растворе питательных веществ, а для последующей закачки воды используют минерализованную воду с содержанием солей выше 50 г/л, чередуя ее с закачкой пресной воды. Способ также предусматривает, что в призабойную зону нагнетательной скважины вводят отходы крахмалопаточного производства.
Способ позволяет повысить эффективность микробиологического воздействия на пласт в результате кратковременной периодической закачки в пласт пресной воды.
Однако известный способ разработки нефтяного пласта недостаточно эффективен вследствие того, что последующее нагнетание воды приводит лишь к частичному отмыву нефти из поровых каналов. В результате охват пласта вытеснением незначителен.
Наиболее близким по технической сущности является способ обработки нефтяного пласта путем закачки в него источника микрофлоры и раствора питательных веществ (пат. RU №1774691, МПК E21B 43/22, опубл. 20.09.1995, Бюл. №26). В качестве источника микрофлоры в пласт закачивают воду, отобранную из призабойной зоны нагнетательной скважины, с содержанием микроорганизмов не менее 104 кл/мл в объеме, равном объему призабойной зоны пласта.
Недостатком известного способа является то, что при закачке в скважину воды основная часть ее «проскальзывает» к добывающим скважинам через более проницаемые пропластки и не участвует в процессе вытеснения нефти. Использование данного способа незначительно увеличивает охват пласта вытеснением и нефтеотдачу.
Техническими задачами предложения являются увеличение нефтеотдачи пласта за счет повышения эффективности микробиологического воздействия на пласт и увеличения охвата пласта, снижение обводненности, а также расширение технологических возможностей способа.
Технические задачи решаются способом разработки нефтяного пласта, включающим приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой.
По первому варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,1-0,2 |
| перекись водорода | 0,03-0,1 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,1-0,2 |
| углеводородокисляющие микроорганизмы | 0,03-0,1 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
По второму варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,15-0,3 |
| перекись водорода | 0,04-0,2 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,15-0,3 |
| углеводородокисляющие микроорганизмы | 0,05-0,5 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
По третьему варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,1-0,2 |
| перекись водорода | 0,03-0,1 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,1-0,2 |
| углеводородокисляющие микроорганизмы | 0,03-0,1 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
По четвертому варианту новым является то, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,15-0,3 |
| перекись водорода | 0,04-0,2 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
| диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоска | 0,15-0,3 |
| углеводородокисляющие микроорганизмы | 0,05-0,5 |
| вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л | остальное |
Также новым является то, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
Также новым является то, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
Для приготовления углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси, состоящей из перекиси водорода в растворе минеральной соли, водной дисперсии древесной муки используют следующие реагенты:
- углеводородокисляющие микроорганизмы (УОМ) - биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia, способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе и ароматические углеводороды, в широком диапазоне кислотности среды (рН 4,5-9,5), температур (от плюс 5 до плюс 45°С) и минерализации воды (до 150 г/л);
- перекись водорода (ПВ), выпускаемая по ГОСТ 177-88;
- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75;
- нитроаммофоска (НАФ), выпускаемая по ГОСТ 19691-84;
- вода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л для приготовления растворов УОМ, минеральной соли и смеси;
- вода с минерализацией от 0,15 до 220 г/л для продавливания в пласт;
- древесная мука, выпускаемая по ГОСТ 16361-87.
Концентрации УОМ в растворе минеральной соли, смеси ПВ в растворе минеральной соли и объем закачки смеси, определяемые в зависимости от минерализации воды, приведены в табл. 1.
В промысловых условиях способ разработки нефтяного пласта осуществляют в следующей последовательности.
Выбирают участок залежи с нагнетательной скважиной и проводят анализ его разработки.
Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, толщины нефтенасыщенного продуктивного пласта, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводненности добываемой продукции), приемистости нагнетательной скважины рассчитывают предварительные объемы закачки УОМ в растворе минеральной соли.
Общий объем закачки УОМ в растворе минеральной соли рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли с учетом закачки всех циклов производят по формуле (1):
где VЗ - объем закачки, м3;
R - радиус обработки пласта, м (4-5 м);
h - вскрытая толщина продуктивного пласта, м;
m - коэффициент пористости, доли единиц.
До закачки УОМ в растворе минеральной соли в пласт предварительно закачивают смесь, состоящую из ПВ в растворе минеральной соли, которая выполняет функции подготовительного раствора в пласте для УОМ, обогащая пористую среду призабойной зоны биогенными элементами, для обеспечения жизнедеятельности пластовой микрофлоры.
Концентрации УОМ в растворе минеральной соли, смеси ПВ в растворе минеральной соли и объем закачки смеси, определяемые в зависимости от минерализации воды, выбирают из табл. 1.
Для приготовления смеси ПВ в растворе минеральной соли используют воду с минерализацией от 0,15 до 100 г/л.
Приготовление смеси ПВ в растворе минеральной соли осуществляют в следующей последовательности:
- в мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3 вносят расчетное количество минеральной соли, например, ДАФ. При минерализации воды от 0,15 до 100 г/л массовая доля ДАФ в растворе составляет от 0,1 до 0,2 мас. %, а при минерализации воды от 100 до 220 г/л массовая доля ДАФ в растворе составляет от 0,15 до 0,3 мас. %;
- емкость заполняют водой с водовода с минерализацией от 0,15 до 100 г/л до объема 5 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя»;
- в приготовленный водный раствор ДАФ вносят расчетное количество ПВ, время перемешивания - не более 10 мин во избежание потерь выделяющегося кислорода. При минерализации воды от 0,15 до 100 г/л массовая доля ПВ в растворе ДАФ составляет от 0,03 до 0,1 мас. %, а при минерализации воды от 100 до 220 г/л массовая доля ПВ в растворе ДАФ составляет от 0,04 до 0,2 мас. %.
Приготовленную смесь закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем готовят и осуществляют закачку УОМ в растворе минеральной соли.
Общий объем закачки УОМ в растворе минеральной соли рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли с учетом закачки всех циклов производят по формуле (1).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе минеральной соли и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли.
Для приготовления оторочки УОМ в растворе минеральной соли используют воду с минерализацией от 0,15 до 100 г/л.
Приготовление оторочки УОМ в растворе минеральной соли осуществляют в следующей последовательности:
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,03-0,1 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1-0,2 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом:
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1-0,2 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ (с концентрацией в растворе от 0,03 до 0,1 мас. %) и перемешивают в течение 15 мин;
- приготовленную оторочку смеси закачивают в пласт.
Приготовление и закачку в пласт указанных оторочек производят циклично в чередующем режиме до завершения запланированного общего объема закачки УОМ в растворе минеральной соли.
По окончании процесса закачки указанных оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 220 г/л в объеме 10-15 м3, определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом, не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10-12 сут.
До и после закачивания смеси и оторочек проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.
Для скважин с высокой приемистостью от 300 до 500 м3/сут до закачки смеси и оторочек предварительно закачивают водную дисперсию древесной муки.
Для приготовления водной дисперсии древесной муки используют древесную муку, приготовленную на воде с минерализацией от 0,15 до 220 г/л.
Водную дисперсию древесной муки готовят следующим образом:
- древесную муку в порошкообразном виде засыпают в воронку со струйным насосом;
- водную дисперсию готовят непрерывно в смесительной емкости путем подачи воды с водовода с минерализацией от 0,15 до 220 г/л на вход струйного насоса с одновременной дозировкой древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %;
- из смесительной емкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
После окончания закачки водной дисперсии древесной муки без остановки на реагирование производят закачку смеси и оторочек.
Пример конкретного осуществления способа
Пример 1. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок залежи с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанный с тремя добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа, минерализация воды - 0,15 г/л, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 10,5 МПа, толщина продуктивного пласта - 2 м, пористость - 20%.
Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 0,15 г/л объем закачки указанной смеси составляет 5 м3.
Смесь, состоящую из ПВ в растворе ДАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м3. В нее вносят ДАФ в количестве 0,005 т (концентрация ДАФ в растворе составляет 0,1%), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л в количестве 4,9935 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный водный раствор ДАФ вносят ПВ в количестве 0,0015 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,03%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 1).
Приготовленную смесь в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем приготавливают и осуществляют закачку УОМ в растворе ДАФ.
Общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:
Vз=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅42⋅2⋅0,2=20 м3,
где Vз - объем закачки, м3;
R - радиус обработки пласта - 4 м;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 2 м;
m - коэффициент пористости - 0,2 доли ед.
Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ составляет 20 м3, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе ДАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 10 м3.
Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м3 каждая (4 цикла) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе ДАФ (20 м3).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ.
Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 0,15 г/л.
Приготовление оторочки УОМ в растворе ДАФ:
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,03 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку УОМ в растворе ДАФ закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом.
В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3) вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,1 мас. %), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,03 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
Приготовленную оторочку смеси в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 0,15 г/л в объеме 10 м3 и определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10 сут.
Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований.
Результаты проведенных геолого-физических и гидродинамических исследований кривых падений давлений (КПД) свидетельствуют о снижении гидропроводности от 2,101 до 1,502 мкм2⋅м/мПа⋅с, т.е. в 1,4 раза в дальней зоне пласта, что связано с увеличением охвата пласта и эффективностью микробиологического воздействия на пласт, прирост дебита скважин по нефти составил 1,6 т/сут, обводненность снизилась на 1,4%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа (табл. 3, пример 1).
Пример 2. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенньгм коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок залежи с нагнетательной скважиной, гидродинамически связанный с тремя добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 100 м3/сут при давлении на водоводе 9,5 МПа, минерализация воды - 100 г/л, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12,5 МПа, толщина продуктивного пласта - 5,0 м, пористость - 19,9%.
Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе минеральной соли, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 100 г/л объем закачки указанной смеси составляет 5 м3.
Смесь, состоящую из ПВ в растворе НАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м3. В нее вносят НАФ в количестве 0,0075 т (концентрация НАФ в растворе составляет 0,15%), заполняют водой с минерализацией 100 г/л в количестве 4,9725 м3, в течение 15 минут осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный водный раствор НАФ вносят ПВ в количестве 0,002 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,04%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 31).
Приготовленную смесь в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем приготавливают и осуществляют закачку УОМ в растворе НАФ.
Общий объем закачки УОМ в растворе НАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:
Vз=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅42⋅5,0⋅0,199=50 м3,
где Vз - объем закачки, м3;
R - радиус обработки пласта - 4 м;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 5,0 м;
m - коэффициент пористости - 0,199 доли ед.
Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе НАФ составляет 50 м3, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе НАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 25 м3.
Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе НАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м3 каждая (10 циклов) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе НАФ (50 м3).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе НАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе НАФ.
Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 100 г/л. Приготовление оторочки УОМ в растворе НАФ:
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,15 мас. % в приготовленный заранее раствор НАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку УОМ в растворе НАФ закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом.
В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3) вносят НАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %), заполняют водой с минерализацией 100 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор НАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,04 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
Приготовленную оторочку смеси в объеме 5 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 100 г/л в объеме 10 м3 и определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 10 сут.
Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований.
Результаты проведенных исследований свидетельствуют о снижении гидропроводности от 1,934 до 0,782 мкм2⋅м/мПа⋅с, увеличении дебита скважин по нефти на 1,7 т/сут, уменьшении обводненности на 1,9%, что подтверждает эффективность предлагаемого способа (табл. 3, пример 31).
Пример 3. При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины, гидродинамически связанный с пятью добывающими скважинами, определяют приемистость нагнетательной скважины при давлении на водоводе, минерализацию воды от водовода на участке воздействия, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты. Приемистость нагнетательной скважины составляет 400 м3/сут при давлении на водоводе 8,0 МПа, максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну - 12,5 МПа, минерализация воды - 150 г/л (табл. 2, пример 23), толщина продуктивного пласта - 3 м, пористость - 21%.
Объем закачки водной дисперсии древесной муки выбирают в зависимости от приемистости нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 400 м3/сут составляет от 30 до 60 м3, при приемистости от 400 до 500 м3/сут - от 50 до 100 м3.
Предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки.
Водную дисперсию древесной муки в объеме 100 м3 готовят следующим образом:
- древесную муку в порошкообразном виде засыпают в воронку со струйным насосом;
- водную дисперсию готовят непрерывно в смесительной емкости путем подачи воды (99,5 мас. %) от водовода с минерализацией 150 г/л на вход струйного насоса с одновременной дозировкой древесной муки с концентрацией 0,5 мас. %;
- из смесительной емкости приготовленную водную дисперсию древесной муки насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
После окончания закачки водной дисперсии древесной муки без остановки на реагирование производят закачку смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ, и закачку оторочек УОМ в растворе ДАФ и смеси.
Концентрации и объем закачки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ, выбирают в зависимости от минерализации воды на участке воздействия, приведенной в табл. 1. При минерализации воды 150 г/л объем закачки указанной смеси составляет 10 м3.
Смесь, состоящую из ПВ в растворе ДАФ, готовят в мерной емкости насосного агрегата объемом 5 м3. В нее вносят ДАФ в количестве 0,0075 т (концентрация ДАФ в растворе составляет 0,15%), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л в объеме 4,9875 м3, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ вносят ПВ в количестве 0,005 т (концентрация ПВ в растворе составляет 0,1%) и перемешивают в течение 10 мин (табл. 2, пример 23).
Приготовленную смесь в объеме 10 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину.
Затем осуществляют закачку УОМ в растворе ДАФ.
Общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ рассчитывают по формуле (1) с учетом толщины и пористости продуктивного пласта:
Vз=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅52⋅3⋅0,21=50 м3,
где Vз - объем закачки, м3;
R - радиус обработки пласта - 5 м;
h - вскрытая толщина продуктивного пласта - 3 м;
m - коэффициент пористости - 0,21 доли ед.
Таким образом, общий объем закачки УОМ в растворе ДАФ составляет 50 м3, объемное соотношение оторочек - 1:1, следовательно, объем закачки оторочки УОМ в растворе ДАФ равен объему закачки оторочки смеси и составляет 25 м3.
Приготовление и закачку оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси ведут циклично чередованием по 5 м3 каждая (10 циклов) до завершения запланированного общего объема УОМ в растворе минеральной соли (50 м3).
Затем готовят оторочки УОМ в растворе ДАФ и оторочки смеси, состоящей из ПВ в растворе ДАФ.
Для приготовления оторочек используют воду с минерализацией 0,15 г/л. Приготовление оторочки УОМ в растворе ДАФ:
- в мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3), заполненную водой, вносят биопрепарат с концентрацией в растворе 0,1 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин;
- приготовленную оторочку УОМ в растворе ДАФ закачивают в пласт.
Затем готовят оторочку смеси следующим образом.
В мерную емкость насосного агрегата (объемом 5 м3) вносят ДАФ (с концентрацией в растворе 0,15 мас. %), заполняют водой с минерализацией 0,15 г/л, в течение 15 мин осуществляют перемешивание на максимально возможной производительности насосного агрегата по схеме работы агрегата «сам на себя». Затем в приготовленный раствор ДАФ добавляют ПВ с концентрацией в растворе 0,1 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.
Приготовленную оторочку смеси закачивают в пласт.
По окончании процесса закачки оторочек продавливают их в пласт водой с минерализацией 150 г/л от водовода в объеме 15 м3 и определяют приемистость скважины на последних 6 м3 продавочной водой объемным методом не менее чем на двух режимах работы насосного агрегата, после чего проводят технологическую выдержку в течение 12 сут.
Затем проводят комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований. Анализ эксплуатационных параметров свидетельствует об эффективности предлагаемого способа. Прирост дебита скважин по нефти составил 1,7 т/сут, обводненность снизилась на 2,8% (табл. 3, пример 23). Гидропроводность в отдаленной зоне пласта снизилась в 1,5 раза, что свидетельствует об увеличении охвата пласта за счет блокирования промытых зон водной дисперсией древесной муки и микробиологическим воздействием на пласт.
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполнены аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т, обводненность добываемой продукции снизилась в среднем на 2,1%.
Полученные результаты показывают, что применение предлагаемого способа приводит к уменьшению значений гидропроводности, что связано с селективной закупоркой высокопроницаемой части пласта и, как следствие, подключение в работу неохваченных ранее воздействием нефтенасыщенных зон пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта вытеснением в 1,4-1,7 раза.
Таким образом, предлагаемый способ разработки нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу пласта за счет повышения эффективности микробиологического воздействия и увеличения охвата пласта вытеснением, снижает обводненность, а также позволяет расширить технологические возможности способа.
Claims (24)
1. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
4. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 100 до 300 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
5. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
6. Способ по п. 4, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
7. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 0,15 до 100 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 5-10 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 100 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
8. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
9. Способ по п. 7, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
10. Способ разработки нефтяного пласта, включающий приготовление и закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли, продавливание в пласт водой, отличающийся тем, что предварительно уточняют минерализацию воды, приемистость нагнетательной скважины, при приемистости от 300 до 500 м3/сут и минерализации воды от 100 до 220 г/л предварительно закачивают в пласт водную дисперсию древесной муки с концентрацией от 0,005 до 1,0 мас. %, затем закачивают смесь перекиси водорода в растворе минеральной соли в объеме 10-15 м3, затем производят закачку циклично чередующимися оторочками в объемном соотношении 1:1 углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли и смеси перекиси водорода в растворе минеральной соли, продавливают в пласт водой с минерализацией от 100 до 220 г/л в объеме 10-15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 10-12 сут, причем концентрация реагентов смеси составляет в мас. %:
концентрация реагентов углеводородокисляющих микроорганизмов в растворе минеральной соли составляет в мас. %:
11. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в качестве углеводородокисляющих микроорганизмов используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia.
12. Способ по п. 10, отличающийся тем, что в качестве минеральной соли используют диаммонийфосфат пищевой или нитроаммофоску.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155515A RU2610959C1 (ru) | 2015-12-23 | 2015-12-23 | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015155515A RU2610959C1 (ru) | 2015-12-23 | 2015-12-23 | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610959C1 true RU2610959C1 (ru) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458763
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015155515A RU2610959C1 (ru) | 2015-12-23 | 2015-12-23 | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610959C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427410A (zh) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种热采油藏转微生物驱油的方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4947932A (en) * | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| RU2195549C2 (ru) * | 2001-02-15 | 2002-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2204014C1 (ru) * | 2001-08-15 | 2003-05-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтегазовом производстве (НПО "Нефтепромхим") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2256784C1 (ru) * | 2003-11-03 | 2005-07-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2321732C2 (ru) * | 2006-05-05 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
-
2015
- 2015-12-23 RU RU2015155515A patent/RU2610959C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4947932A (en) * | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| RU2195549C2 (ru) * | 2001-02-15 | 2002-12-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2204014C1 (ru) * | 2001-08-15 | 2003-05-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтегазовом производстве (НПО "Нефтепромхим") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2256784C1 (ru) * | 2003-11-03 | 2005-07-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2321732C2 (ru) * | 2006-05-05 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114427410A (zh) * | 2020-09-21 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种热采油藏转微生物驱油的方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Kantzas et al. | A novel method of sand consolidation through bacteriogenic mineral plugging | |
| US8794315B2 (en) | Biogenic fuel gas generation in geologic hydrocarbon deposits | |
| RU2456439C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| CN101787864A (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| RU2704166C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2610959C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта (варианты) | |
| CN105756637A (zh) | 一种利用煤层内源微生物提高煤层气采收率的方法 | |
| RU2569101C1 (ru) | Способ снижения водопритока к горизонтальным скважинам | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2527053C1 (ru) | Способ разработки трещинно-порового коллектора | |
| CN105804714A (zh) | 一种层内生气与堵水相结合的增产方法 | |
| CN105567204A (zh) | 一种利用微生物菌群提高白云岩储层中原油采收率的方法 | |
| RU2610051C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2644365C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN1030118A (zh) | 用支链烷基芳族磺酸盐改善蒸汽驱提高原油收率的方法 | |
| RU2146002C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| CN106753305A (zh) | 一种低渗透油田自转向复合调驱体系及其制备方法 | |
| RU2307240C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2769612C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2652410C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2158360C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2619778C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в обводненных карбонатных коллекторах | |
| RU2258135C1 (ru) | Способ доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20180627 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20180627 Effective date: 20181217 |