RU2655258C2 - Способ обработки нагнетательных скважин - Google Patents
Способ обработки нагнетательных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655258C2 RU2655258C2 RU2017117547A RU2017117547A RU2655258C2 RU 2655258 C2 RU2655258 C2 RU 2655258C2 RU 2017117547 A RU2017117547 A RU 2017117547A RU 2017117547 A RU2017117547 A RU 2017117547A RU 2655258 C2 RU2655258 C2 RU 2655258C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- concentration
- oil
- injection wells
- injection
- paa
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 22
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims abstract description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 10
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 9
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims description 11
- 238000012332 laboratory investigation Methods 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 14
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009533 lab test Methods 0.000 abstract description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 16
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000001112 coagulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000003672 processing method Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- 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
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)
- Measuring Or Testing Involving Enzymes Or Micro-Organisms (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Способ обработки нагнетательных скважин включает последовательную закачку в продуктивный пласт трех порций сшивающихся полимерных систем (СПС) на основе гидролизованного полиакриламида (ПАА) и ацетата хрома (АХ) в качестве сшивателя. Концентрация реагентов в средней порции выше критической концентрации гелеобразования на 10-15%, а в первой и третьей порции концентрация ПАА составляет 0,4-1,0%. Концентрация АХ - 0,04-0,1%, остальное - вода. Перед проведением обработки в лабораторных исследованиях устанавливается критическая концентрация гелеобразования сшивающейся полимерной системы в условиях, близких к условиям месторождения. Технический результат заключается в повышении эффективности способа обработки нагнетательных скважин. 1 табл., 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к повышению нефтеотдачи неоднородных по проницаемости, заводненных нефтяных пластов путем регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин. Повышение нефтеотдачи пластов обеспечивается за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте, увеличения глубины обработки и увеличения коэффициента охвата пласта воздействием на пласт изолирующими составами на основе сшивающихся полимерных систем при большеобъемных закачках, изменения технологичности способа, направленного на уменьшение расхода реагентов.
Существует способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов путем закачки в пласт через нагнетательную скважину оторочек сшитых полимерных составов (СПС) (А.Г. Телин, М.Э. Хлебникова, В.Х. Сингизова и др. Регулирование реологических и фильтрационных свойств сшитых полимерных систем с целью повышения эффективности воздействия на пласт. - Вестник Инжинирингового центра ЮКОС, 2002 г., №4).
При закачке в скважину оторочки СПС она попадает преимущественно в высокопроницаемые пропластки. Селективнось попадания СПС в промытые водой высокопроницаемые пропластки определяется тем, что закачиваемая маловязкая оторочка полимера за счет своей водной основы в наибольшей степени проникает в водонасыщенные пропластки.
За счет химической реакции сшивки увеличиваются вязкостные, вязкоупругие и вязкопластичные характеристики закаченного состава и создается повышенное гидросопротивление фильтрации. После подключения скважины под закачку воды повышенное гидросопротивление в высокопроницаемой части приводит к росту давления закачки, которое, в свою очередь, способствует проникновению закачиваемой воды в низкопроницаемую часть разреза и повышению коэффициента охвата пласта фильтрацией. Данный способ обладает преимуществом в стабильности создаваемого геля и в его высоких механо-упругих свойствах. Также преимуществом данного метода являются возможность использования стандартного нефтепромыслового оборудования, всесезонность, отсутствие негативных процессов при сборе и подготовке нефти, экологичность.
Недостатком данного метода повышения нефтеотдачи является быстрое снижение эффективности способа при обработке призабойной зоны малыми объемами закачек, так как при закачке малых объемов образуется небольшой радиус обработки, в котором образованные гели находятся при постоянных высоких нагрузках, что приводит к постепенному их разрушению и быстрому снижению эффективности обработки, из-за чего требуется частое проведение повторных закачек. Большеобъемные закачки гелеобразующих составов с высокими факторами сопротивления, которые повышаются с увеличением концентрации реагентов в закачиваемой композиции, приводят к увеличению затрат и становятся экономически неэффективными.
Анализ прогнозирования результатов обработки скважин гелеобразующими составами показал, что выравнивание профиля приемистости возрастает с ростом объема закачки реагента (Хайрединов Н.Ш. и др. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000 г., - 149 с. Осадкогелеобразующие технологии увеличения нефтеотдачи пластов и снижения обводненности продукции. Учебное пособие).
Известен способ обработки нагнетательных скважин путем управляемого формирования потокоотклоняющих экранов из гелей и/или кольматирующих частиц на достаточном удалении от ствола скважины за счет закачек порций тампонажных материалов, отличающихся реологическими характеристиками и временем начала гелеобразования (Патент RU 2039225, МПК Е21В 43/22, опубликован 09.07.1995 г.). Данный способ направлен на последовательное отключение (изоляцию) высокопроницаемых участков пласта пропластков, что приводит к созданию радиально расположенного изолирующего (потокоотклоняющего) экрана в переходной зоне от ствола скважины до основного объема продуктивного пласта, поэтому не позволяет изолировать "языковые" прорывы нагнетаемой воды на большую глубину и требует значительного количества тампонажного материала.
Наиболее близким по своей технической сущности является способ обработки нагнетательных скважин, включающий последовательную закачку в продуктивный пласт порций гелеобразующих составов (ГОС) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов ГОС в последующих порциях, порций дисперсий кольматирующих составов (КС) с различными размерами частиц, дисперсной фазы и порций продавочной жидкости, например воды, время начала гелеобразования каждой предыдущей порции ГОС устанавливают большим или равным суммарному времени закачки всех последующих порций ГОС, КС и продавочной жидкости, а реологические характеристики ГОС, например вязкость, также изменяют в пределах одной или нескольких порций таким образом, что последний минимально возможный объем порции имеет наибольшую вязкость (Патент RU 2131022, Е21В 43/22, опубликован 27.05.1999 г.), при обработки пласта известным способом композиции закачиваются на достаточную глубину пласта. Способ требует закачки большого объема реагентов (большеобъемные закачки).
Данный способ недостаточно эффективен из-за того после закачки определенной порции гелеобразующего состава закачивают воду в качестве продавочной жидкости, которая разбавляет закаченный реагент. При этом в образующейся зоне смешения ГОС с водой из-за диффузионного размыва происходит уменьшение концентрации реагирующих компонентов ГОС до предела ниже уровня критической концентрации гелеобразования (ККГ) и в этой зоне гель не образуется, что приводит к кратковременному эффекту от обработки данным способом.
Задачей изобретения является повышение нефтеотдачи пластов за счет перераспределения фильтрационных потоков нагнетаемых вод в пласте и увеличения коэффициента охвата пласта при обработке изолирующими составами на основе сшивающихся полимерных систем, и повышения эффективности способа за счет его технологичности, направленной на уменьшение расхода реагентов при большеобъемных закачках.
Сущность изобретения заключается в том, что в способе, включающем большеобъемную закачку в продуктивный пласт последовательно трех порций сшивающихся полимерных систем (СПС) на основе гидролизованного полиакриламида (ПАА) и сшивателя ацетата хрома (АХ) с различными реологическими характеристиками, регулируемыми путем изменения концентраций реагентов в последующих порциях СПС, причем концентрации реагентов в средней порции выше критической концентрации гелеобразования на 10-15%, а в первой и третьей порции концентрация ПАА составляет 0,4-1,0%, а концентрация АХ - 0,04-0,1%, остальное - вода. Критическую концентрацию гелеобразования сшивающейся полимерной системы определяют в лабораторных исследованиях в условиях, близких к условиям месторождения.
Способ осуществляют следующим образом.
Закачивают расчетный объем первой порции СПС с концентрацией полимера 0,4-1,0% и АХ с концентрацией 0,04-0,1%, далее без продавки первой порции водой и без остановки скважины на гелеобразование, закачивают вторую порцию СПС с уменьшенной концентрацией, которая на 10-15% выше критической концентрации гелеобразования (ККГ), и далее закачивают третью порцию СПС, в которой концентрация реагентов выбирается из того же диапазона, что и в первой порции.
После закачки последней порции СПС скважину пускают под закачку воды с целью продавки ее в пласт. Количество воды для продавки соответствует объему НКТ.
С целью выдачи рекомендаций по схеме закачки реагентов перед проведением работ на скважине в лаборатории проводят ряд исследований. При этом определяют критическую концентрацию гелеобразования (ККГ) в закачиваемой сшивающейся полимерной системе в условиях, приближенных к условиям месторождения, на котором планируется обработка нагнетательной скважины с помощью большеобъемной закачки. Далее проводятся фильтрационные исследования по определению остаточных факторов сопротивления создаваемыми отдельными композициями, входящими в планируемую большеобъемную закачку.
Для подтверждения заявляемых положений были проведены лабораторные исследования для композиции, включающей полимер с молекулярной массой 12 млн, степенью гидролиза 10% и ацетатом хрома, в качестве сшивателя. Для указанной композиции в воде с минерализацией 110 г/л была установлена критическая концентрации гелеобразования, которая соответствовала 0,18%.
На основании проведенных лабораторных исследований и характеристик пласта рассчитывается общий объем закачиваемой оторочки, который впоследствии делится на три части, таким образом, что передний и задний фронты содержат реагенты с более высокой концентрацией. Лабораторные испытания и математические расчеты параметров зон смешения показали, что концентрации ПАА первого и третьего цикла должны составлять 0,4-1,0% и соответственно АХ - 0,04-0,1%. Объемы первого и третьего цикла закачки СПС должны быть не менее одной пятой от общего объема закачиваемой общей оторочки, остальной объем занимает оторочка среднего цикла, с концентрацией реагентов в ней на 10-15% выше критической концентрации гелеобразования.
На рисунке 1, выполненном на основании проведенных лабораторных исследований и математических расчетов зон смешения, представлено распределение концентраций полимера по пласту при закачке трех циклов композиций СПС с общим объемом оторочки, равным 500 м3.
Оптимальное распределение концентраций реагентов по объему может быть рассчитано графическим методом на основании полученных данных в экспериментах по фильтрации в керне с отбором проб на выходе из керна и определении концентрации в пробах.
Предлагаемый способ обработки позволит уменьшить расходы реагентов и соответственно снизить стоимость технологии.
В таблице 1 представлен пример расчета экономии полимера и ацетата хрома при закачке в пласт 500 м3 оторочки, закаченной 3-мя циклами с уменьшенной концентрацией реагентов в середине оторочки в сравнении с общепринятым способом закачки одним циклом оторочки с одной концентрацией.
Таким образом, применение предлагаемого способа обработки нагнетательных скважин с большеобъемной закачкой СПС позволит сделать более глубокую обработку пласта, увеличить его охват и съэкономить полимера 450 кг и ацетата хрома 45 кг на 500 м3 композиции или 22,5%.
Способ прошел опытно-промышленные испытания на месторождении Жетыбай Республики Казахстан, результаты которых показали положительный эффект, выразившийся в снижении обводненности продукции добывающих скважин окружения и дополнительной добычи нефти.
Для проведения опытно-промышленных работ по проведению большеобъемных закачек было выделено 5 нагнетательных скважин месторождения: №4170, №1015, №824, №2300, №2341д. Работы начаты 28 ноября 2015 г. и закончены 17.02.2016 г. Учитывая геолого-физические особенности месторождения Жетыбай, была разработана схема закачки сшивающейся полимерной композиции на основе полимера DKS-ORP-F40NT на морской воде. В каждую скважину было закачено по 1000 м3 полимерной композиции по разработанной схеме в три цикла.
Скважина №4170 работает на горизонте Ю-8 на 4 реагирующие добывающие скважины. После обработки скважины наблюдалось снижение приемистости. Дополнительная добыча по участку за шесть месяцев составила 121 т нефти.
Скважина №1015 работает на горизонт Ю-8 и гидродинамически связана с 3-мя реагирующими добывающими скважинами. После обработки скважины наблюдалось снижение приемистости.
ГИС, проведенные до обработки, установили следующие работающие интервалы: 2098-2099 (16%); 2100-2101,4 (9%); 2102-2103 (5%); 2104-2106 (6%); 2114-2115 (6%); 2115-2117 (12%); 2125-2127 (44%). Исследования после обработки установили следующие работающие интервалы: 2098-2098,6 (21%); 2098,6-2100,4 (16%); 2100,8-2101,8 (6%); 2104-2105 (54%). Как видно, произошло существенное изменение профиля приемистости скважины. Дополнительная добыча составила 350 т нефти за неполных пять месяцев.
Скважина 824 работает на горизонт Ю-10 на три реагирующие добывающие скважины.
Дополнительная добыча нефти за три месяца составила 428 т нефти по расчетам, а по характеристикам вытеснения 635 т нефти. График изменения добычи нефти до и после обработки скважины №824 приведен на рисунке 2.
Скважина №2300 работает на горизонт Ю-5в-6аб на 4 реагирующие добывающие скважины.
За неполных пять месяцев по четырем реагирующим скважинам получена дополнительная добыча 882 т нефти. По характеристикам вытеснения дополнительная добыча составила 1088 т нефти. График изменения добычи нефти до и после обработки скважины №2300 приведен на рисунке 3.
Скважина №2341д работает на горизонт Ю-5в-6аб на 4 реагирующие добывающие скважины.
ГИС до обработки от 1.06.15 г. показали два работающих интервала: 1973-1975 (56%); 1975-1976 (44%). После обработки профиль приемистости значительно изменился: 1916-1917 (3%); 1921-1923 (8%); 1927-1929,5 (14%); 1955-1957 (6%); 1961-1965 (13%); 1967,2-1969 (7%); 1972-1973,4 (21%); 1973,4-1974,6 (2%); 1974,6-1976 (26%). Дополнительная добыча составила 349 т по расчетным данным, а по характеристикам вытеснения 622 т нефти. График изменения добычи до и после обработки скважины приведен на рисунке 4.
В результате обработки сшитыми полимерными системами 5-ти нагнетательных скважин месторождения Жетыбай Республики Казахстан по предлагаемому способу общая дополнительная добыча нефти за 6 месяцев составила 2130 т нефти. Удельный эффект составил 440 т нефти на 1 скважину. Эффект продолжается и при сохранении таких темпов прироста в течение еще 3-х месяцев удельная эффективность опытно-промышленных работ может составить не менее 600 т нефти.
Claims (1)
- Способ обработки нагнетательных скважин, включающий последовательную закачку в продуктивный пласт трех порций сшивающихся полимерных систем (СПС) на основе гидролизованного полиакриламида (ПАА) и ацетата хрома (АХ) в качестве сшивателя, отличающийся тем, что концентрация реагентов в средней порции выше критической концентрации гелеобразования на 10-15%, а в первой и третьей порции концентрация ПАА составляет 0,4-1,0%, а концентрация АХ - 0,04-0,1%, остальное - вода, причем объемы первой и третьей порции составляют не менее одной пятой от общего объема закачиваемой общей оторочки, а перед проведением закачек проводят лабораторные исследования по определению критической концентрации гелеобразования (ККГ) сшивающейся полимерной системы в условиях, близких к условиям месторождения.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| KZ2017/0112.1 | 2017-02-08 | ||
| KZ20170112 | 2017-02-08 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2017117547A RU2017117547A (ru) | 2017-09-14 |
| RU2655258C2 true RU2655258C2 (ru) | 2018-05-24 |
Family
ID=59893648
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017117547A RU2655258C2 (ru) | 2017-02-08 | 2017-05-19 | Способ обработки нагнетательных скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655258C2 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| RU2039225C1 (ru) * | 1992-07-15 | 1995-07-09 | Газизов Алмаз Шакирович | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2131022C1 (ru) * | 1998-01-13 | 1999-05-27 | Лядов Борис Сергеевич | Способ обработки нагнетательных скважин |
| RU2279540C1 (ru) * | 2005-03-21 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
-
2017
- 2017-05-19 RU RU2017117547A patent/RU2655258C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| RU2039225C1 (ru) * | 1992-07-15 | 1995-07-09 | Газизов Алмаз Шакирович | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2131022C1 (ru) * | 1998-01-13 | 1999-05-27 | Лядов Борис Сергеевич | Способ обработки нагнетательных скважин |
| RU2279540C1 (ru) * | 2005-03-21 | 2006-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2339803C2 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости в нагнетательных скважинах и ограничения водопритока в добывающих скважинах |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2017117547A (ru) | 2017-09-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20170327731A1 (en) | Surfactant selection methods for fluid recovery in subterranean formations | |
| CN106010492B (zh) | 可降解高强度暂堵剂及其制备方法 | |
| CN104610950B (zh) | 一种悬浮凝胶颗粒调堵剂及其应用 | |
| CN104310628A (zh) | 一种水基压裂返排液再利用方法 | |
| NO20130938A1 (no) | Fremgangsmåte for utvinning av olje fra et reservoar ved hjelp av mikro(nano) -strukturerte fluider med kontrollert frigjøring av barrieresubstanser | |
| CN104232071B (zh) | 一种超高温压裂液用非金属交联剂及压裂液、制备和应用 | |
| CN103923629B (zh) | 一种堵水剂 | |
| CN102533240B (zh) | 一种高温油藏复合调驱剂，其制备方法及其应用 | |
| RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| RU2639341C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости коллекторов | |
| CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
| CN106749921A (zh) | 一种调驱用接枝高分子微球及其制备方法 | |
| USRE32114E (en) | Oil recovery process | |
| US4433727A (en) | Oil recovery process | |
| US4580627A (en) | Oil recovery process and system | |
| Zitha et al. | Control of flow through porous media using polymer gels | |
| RU2348792C1 (ru) | Способ селективной изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| Rabaioli et al. | Solubility and phase behaviour of polyacrylate scale inhibitors and their implications for precipitation squeeze treatment | |
| NO325328B1 (no) | Fremgangsmate for fremstilling av mikrogeler med regulerbar storrelse | |
| EA008533B1 (ru) | Способ выбора полимерной гелеобразующей композиции для повышения нефтеотдачи пластов и водоизоляционных работ | |
| RU2655258C2 (ru) | Способ обработки нагнетательных скважин | |
| RU2721619C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US4687586A (en) | Oil recovery process and system | |
| RU2180039C2 (ru) | Способ выбора гелеобразующих составов для повышения нефтеотдачи пластов | |
| Haiyang et al. | Dynamic gelation of HPAM/Cr (III) under shear in an agitator and porous media |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE4A | Change of address of a patent owner |
Effective date: 20220328 |