RU2744325C1 - Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами - Google Patents
Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744325C1 RU2744325C1 RU2020109980A RU2020109980A RU2744325C1 RU 2744325 C1 RU2744325 C1 RU 2744325C1 RU 2020109980 A RU2020109980 A RU 2020109980A RU 2020109980 A RU2020109980 A RU 2020109980A RU 2744325 C1 RU2744325 C1 RU 2744325C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- concentration
- oil
- injection
- reservoir
- rim
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 33
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 33
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 12
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 8
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 14
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 abstract description 6
- 239000013049 sediment Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 11
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 10
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 7
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 6
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 5
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 3
- 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 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- -1 siloxanes Chemical class 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical class OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N Propylene glycol Chemical class CC(O)CO DNIAPMSPPWPWGF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Triethanolamine Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 231100001231 less toxic Toxicity 0.000 description 1
- 239000003607 modifier Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- RLBIQVVOMOPOHC-UHFFFAOYSA-N parathion-methyl Chemical compound COP(=S)(OC)OC1=CC=C([N+]([O-])=O)C=C1 RLBIQVVOMOPOHC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 235000013772 propylene glycol Nutrition 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи нефтяных месторождений с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением. Технический результат - повышение нефтеотдачи неоднородного пласта за счет увеличения объема тампонирующего осадка, более полного охвата пласта воздействием и увеличения нефтеотмывающих свойств композиции. Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами включает чередующиеся закачки водных оторочек через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину. В качестве оторочек закачивают, в % от общего объема: сначала оторочку глинистой суспензии с концентрацией глины 20-80 кг/м340-60, затем последовательно: оторочку, содержащую неорганический щелочной агент с концентрацией его 2-5 кг/м3, 5-15, оторочку в виде дисперсии полиакриламида с его концентрацией 0,8-1,25 кг/м3с добавкой бактерицида ATREN-BIO с его концентрацией 0,1-0,15 кг/м325-55, и дополнительно закачивают раствор комплексного поверхностно-активного вещества ПАВ с его концентрацией 3 кг/м3при объеме раствора 20-50 м3. Закачку осуществляют на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора. 3 табл., 3 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам увеличения нефтеотдачи залежей с неоднородными коллекторами путем выравнивания профиля приемистости водонагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.
Известен способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами, включающий закачку раствора полиакриламида (ПАА) 0,05-0,01 мас. %, едкого натра и глинистой суспензии плотностью 1,02-1,08 г/см3 /1/.
Недостатком данного способа является небольшой объем тампонирующего осадка и его уменьшение во времени вследствие деструкции ПАА. Из-за этого снижается охват пласта заводнением и нефтеотдача залежи остается невысокой.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами путем чередующейся закачки оторочек полиакриламида, щелочного агента с добавкой (метацида) и глинистой суспензии через водонагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины /2/.
Известный способ позволяет сохранять во времени блокирующие свойства щелочной полимерсуспензионной композиции (ЩПСК), выровнить профиль приемистости водонагнетательных скважин и повысить нефтеотдачу залежи. Однако эффективность от применения способа низкая вследствие того, что при закачке раствор ПАА отфильтровывается в матрицу пласта. Это приводит к снижению объема ЩПСК, получаемого в трещинах, существующих в призабойных зонах водонагнетательных скважин, преждевременному прорыву воды в добывающие скважины и снижению текущей нефтеотдачи пласта.
В изобретении решается задача увеличения объема тампонирующего осадка щелочной полимерсуспензионной композиции, более длительного его сохранения во времени и повышения нефтеотмывающих свойств при воздействии на пласт.
Достижение указанного технического результата обеспечивается тем, что способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий чередующиеся закачки водных оторочек, содержащих полиакриламид, щелочной агент, глинистую суспензию, через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину, предусматривает, что закачивают, % от общего объема: сначала оторочку глинистой суспензии с концентрацией глины 20-80 кг/м3 - 40-60, затем последовательно - оторочку, содержащую неорганический щелочной агент с концентрацией его 2-5 кг/м3 - 5-15, оторочку в виде дисперсии полиакриламида с его концентрацией 0,8-1,25 кг/м3 с добавкой бактерицида ATREN-BIO с его концентацией 0,1-0,15 кг/м3 - 25-55, и дополнительно закачивают раствор поверхностно-активного вещества - ПАВ в виде комплексного ПАВ с его концентрацией 3 кг/м при объеме раствора 20-50 м3, закачку осуществляют на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора.
Причем в качестве щелочного агента используют соду кальцинированную.
Существенными признаками изобретения являются:
1. отбор нефти через добывающие скважины;
2. чередующаяся закачка оторочек полиакриламида, щелочного агента и глинистой суспензии через водонагнетательные скважины;
3. закачка сначала глинистой суспензии, затем щелочного агента и затем полиакриламида с добавкой;
4. закачка полиакриламида в виде водной дисперсии;
5. закачка в качестве добавки к полиакриламиду бактерицида ATREN-BIO;
6. дополнительная закачка оторочки комплексного ПАВ;
7. закачка на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора.
Сущность изобретения
При разработке нефтяных залежей с неоднородными коллекторами путем заводнения происходит преждевременный прорыв закачиваемой воды по высокопроницаемым интервалам коллектора в нефтедобывающие скважины. Это приводит к снижению эффективности вытеснения нефти водой и к снижению текущей нефтеотдачи пласта. Для предупреждения и борьбы с прорывом воды по высокопроницаемым интервалам коллектора проводят работы по выравниванию профиля приемистости водонагнетательных скважин и увеличения охвата плата воздействием. Однако эффективность от проведения работ низкая вследствие того, что при закачке, в том числе по прототипу, водный раствор ПАА отфильтровывается из трещины в матрицу пласта. Это приводит к снижению объема тампонирующего осадка, получаемого в трещине, преждевременному прорыву воды в добывающие скважины и снижению текущей нефтеотдачи пласта.
ПАА закачивают в виде водной дисперсии, а в качестве добавки используют бактерицид ATREN-BIO, который выпускается отечественной промышленностью в соответствии с ТУ 2458-011-82330939-2009, Бактерицид для буровых растворов ATREN-BIO, введен в действие с 01.02.2009, с изм. №1-6, представляет собой продукт на основе пропиленгликолей и силоксанов. В качестве щелочного агента предлагается использовать любые известные щелочные агенты - гидроксиды, карбонаты, в т.ч. гидрокарбонаты, или силикаты натрия, калия. Наиболее предпочтительно использовать кальцинированную соду (ГОСТ 5100-85, Сода кальцинированная, 1984, с изм. №1), как менее токсичную и более безопасную. В качестве поверхностно-активного вещества используется любое комплексное ПАВ, например, Нефтенол ВВД, представляющий собой смесь водорастворимых оксиэтилированных алкилфенолов и их сульфоэтоксилатов в форме натриевых солей или солей с триэтаноламином, по ТУ 2483-015-17197708-97; Atren-SA, представляющий собой композицию поверхностно активных веществ - аминированных алкилгликолей и стабилизирующих добавок, по ТУ 2458-032-63121839-2011; РСН, представляющий собой углеводородно-спиртовой раствор ионогенных и неионогенных ПАВ и модификаторов, по ТУ 20.59.59-214-14023401-2018; БИКСОЛ, представляющий собой систему катионных и неионогенных синтетических ПАВ, по ТУ 2483-002-90222887-82.
Известно, что при нагнетании воды в многопластовые скважины в пластах (пропластках), сложенных терригенными породами, открывается одна или несколько трещин, причем в более проницаемых интервалах. При этом давление раскрытия трещин составляет 0,5-0,7 Рг (горного давления). Более точно давление раскрытия трещин можно определить при исследованиях скважины на приемистость и построении индикаторных диаграмм. Излом кривой на индикаторной диаграмме соответствует давлению раскрытия трещин в пласте. При сравнении индикаторных диаграмм, построенных до и после обработки нагнетательных скважин, можно судить об эффективности воздействия по изменению удельной приемистости трещины.
При закачке оторочек на максимально допустимой скорости (определяется техническими характеристиками насосного агрегата и оборудованием скважины) при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора частицы глины и полиакриламида проникают только в трещины, раскрывшиеся в высокопроницаемом пропластке. При продавливании оторочек в пласт происходит упаковка частиц глины и полимера в трещинах.
Примеры конкретного выполнения по заявленному изобретению.
Пример 1. Путем заводнения разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: эффективная толщина пласта - 22 м; пористость - 0,18; абсолютная проницаемость - 0,120 мкм2; температура пласта - 82°С; начальное пластовое давление - 25,0 МПа; отношение проницаемостей высокопроницаемого и низкопроницаемого пропластков равно 3,2; толщина глинистой перемычки между пропластками - 4 м.
По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводнённость продукции достигла 90%.
По результатам исследований скважины на приёмистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,5 МПа.
В водонагнетательную скважину при давлении 9,5 МПа на устье скважины на максимально допустимой скорости насосного агрегата последовательно закачивают оторочки: суспензии глины (концентрацией 20 кг/м3) - 40% об., щелочного агента (кальцинированной соды концентрацией 2,0 кг/м3) - 5% об., дисперсии ПАА в воде (концентрацией 0,8 кг/м3) с добавкой бактерицида ATREN-BIO (концентрацией 0,11 кг/м3) - 55% об., и раствор комплексного ПАВ Нефтенол ВВД (концентрацией 3,0 кг/м3) - 20 м3. Повторяют закачку оторочек еще раз. Пускают скважину в работу. Снижение удельной приемистости трещины составило 24%. Закачиваемая вода была перенаправлена из трещины в матрицу пласта, увеличивая тем самым охват пласта заводнением и текущую нефтеотдачу.
Пример 2. Разрабатывают нефтяную залежь как в примере 1. По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводнённость продукции достигла 90%.
По результатам исследований скважины на приёмистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,5 МПа.
В водонагнетательную скважину при давлении 9,5 МПа на устье скважины на максимально допустимой скорости насосного агрегата последовательно закачивают оторочки: суспензии глины (концентрацией 50 кг/м3) - 60% об., щелочного агента (кальцинированной соды концентрацией 3,0 кг/м3) - 15% об., дисперсии ПАА в воде (концентрацией 1,0 кг/м3) с добавкой бактерицида ATREN-BIO (концентрацией 0,11 кг/м3) - 25% об., и раствор комплексного ПАВ РСН (концентрацией 3,0 кг/м3 ) - 30 м3. Повторяют закачку оторочек еще раз. Пускают скважину в работу. Снижение удельной приемистости трещины составило 27%. Закачиваемая вода была перенаправлена из трещины в матрицу пласта, увеличивая тем самым охват пласта заводнением и текущую нефтеотдачу.
Пример 3. Разрабатывают нефтяную залежь как в примере 1. По высокопроницаемому пропластку произошел прорыв закачиваемой воды в добывающую скважину, обводнённость продукции достигла 90%.
По результатам исследований скважины на приёмистость установлено, что давление на устье, при котором происходит раскрытие трещин в высокопроницаемом пропластке, составляет 8,5 МПа.
В водонагнетательную скважину при давлении 9,5 МПа на устье скважины на максимально допустимой скорости насосного агрегата последова-тельно закачивают оторочки: суспензии глины (концентрацией 80 кг/м ) - 50% об., щелочного агента (кальцинированной соды концентрацией 5,0 кг/м3) - 10% об., дисперсии ПАА в воде (концентрацией 1,25 кг/м3) с добавкой бактерицида ATREN-BIO (концентрацией 0,15 кг/м3) - 40% об., и раствор комплексного ПАВ Atren-SA (концентрацией 3,0 кг/м3 ) - 50 м3. Повторяют закачку оторочек еще раз. Пускают скважину в работу. Снижение удельной приемистости трещины составило 28%. Закачиваемая вода была перенаправлена из трещины в матрицу пласта, увеличивая тем самым охват пласта заводнением и текущую нефтеотдачу.
В таблице 1 приведены сравнительные результаты.
Для сравнения предлагаемого технического решения с прототипом были проведены лабораторные исследования. Результаты приведены в таблицах 2 и 3.
Таким образом, использование предлагаемого способа воздействия на залежь с неоднородными коллекторами позволяет за счет увеличения объема тампонирующего осадка ЩПСК и сохранения его во времени достигать более длительного эффекта, увеличивать охват пласта воздействием. За счет более полного охвата пластов воздействием и повышения нефтеотмывающих свойств композиции увеличить нефтеотдачу залежи. Закачку чередующихся оторочек реагентов возможно повторять несколько раз, суммарный объем закачки подбирается исходя из геолого-физической характеристики конкретной скважины и требуемого радиуса обработки. 
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки.
1. Патент РФ № 2044872, Е21В 43/22, 1995 г.
2. Патент РФ № 2127803, Е21В 43/22, 1998
Claims (2)
1. Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами, включающий чередующиеся закачки водных оторочек, содержащих полиакриламид, щелочной агент, глинистую суспензию, через, по меньшей мере, одну нагнетательную скважину и отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину, отличающийся тем, что закачивают, в % от общего объема: сначала оторочку глинистой суспензии с концентрацией глины 20-80 кг/м3 - 40-60, затем последовательно: оторочку, содержащую неорганический щелочной агент с концентрацией его 2-5 кг/м3, - 5-15, оторочку в виде дисперсии полиакриламида с его концентрацией 0,8-1,25 кг/м3 с добавкой бактерицида ATREN-BIO с его концентрацией 0,1-0,15 кг/м3 - 25-55, и дополнительно закачивают раствор поверхностно-активного вещества ПАВ в виде комплексного ПАВ с его концентрацией 3 кг/м3 при объеме раствора 20-50 м3, закачку осуществляют на максимально допустимой скорости насосного агрегата при давлении выше давления раскрытия трещин в высокопроницаемом интервале коллектора.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве щелочного агента используют соду кальцинированную.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020109980A RU2744325C1 (ru) | 2020-03-10 | 2020-03-10 | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020109980A RU2744325C1 (ru) | 2020-03-10 | 2020-03-10 | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2744325C1 true RU2744325C1 (ru) | 2021-03-05 |
Family
ID=74857467
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020109980A RU2744325C1 (ru) | 2020-03-10 | 2020-03-10 | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2744325C1 (ru) |
Citations (6)
| 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 |
| RU2127803C1 (ru) * | 1998-06-26 | 1999-03-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
| RU2211317C1 (ru) * | 2002-10-31 | 2003-08-27 | Соркин Александр Яковлевич | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами |
| RU2250989C1 (ru) * | 2004-08-13 | 2005-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Иджат" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2586356C1 (ru) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
| RU2661172C2 (ru) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Буровой раствор |
-
2020
- 2020-03-10 RU RU2020109980A patent/RU2744325C1/ru active
Patent Citations (6)
| 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 |
| RU2127803C1 (ru) * | 1998-06-26 | 1999-03-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами |
| RU2211317C1 (ru) * | 2002-10-31 | 2003-08-27 | Соркин Александр Яковлевич | Способ воздействия на нефтяную залежь с неоднородными коллекторами |
| RU2250989C1 (ru) * | 2004-08-13 | 2005-04-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Иджат" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2586356C1 (ru) * | 2015-02-09 | 2016-06-10 | Рустем Закиевич Ахмадишин | Состав и способ повышения нефтеотдачи нефтяных пластов |
| RU2661172C2 (ru) * | 2015-08-28 | 2018-07-12 | Общество с ограниченной ответственностью "Инновационная Сервисная Компания "ПетроИнжиниринг" | Буровой раствор |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3556221A (en) | Well stimulation process | |
| US9045965B2 (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| RU2307144C2 (ru) | Не наносящая ущерба жидкость для снижения поглощения бурового раствора и способ ее применения | |
| US10011757B2 (en) | Method for remediation of damage in regions of formations near injection wells | |
| US10087362B2 (en) | Treatment fluids comprising viscosifying agents and methods of using the same | |
| WO2016040750A1 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| RU2656282C2 (ru) | Способ, система и композиция для добычи нефти | |
| US3757861A (en) | Oil recovery employing peroxides and alkalis | |
| RU2478777C1 (ru) | Вязкоупругая композиция с улучшенной вязкостью | |
| US9611420B2 (en) | Crosslinking chitosan for reducing permeability in a well | |
| RU2467163C1 (ru) | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта | |
| RU2744325C1 (ru) | Способ воздействия на залежь с неоднородными коллекторами | |
| US4440651A (en) | Use of peroxide in waterflood oil recovery | |
| RU2616632C1 (ru) | Способ глушения нефтяной скважины с высоким газовым фактором в условиях наличия многолетнемерзлых пород | |
| RU2540767C1 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта после первичного вскрытия для восстановления фильтрационно-емкостных свойств коллектора | |
| RU2252238C1 (ru) | Пенообразующий состав для перфорации продуктивных пластов | |
| RU2612693C1 (ru) | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования | |
| US8361938B1 (en) | Stuck pipe and well stimulation additive and method | |
| RU2757456C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта, насыщенного углеводородами с остаточной высокоминерализованной поровой водой | |
| RU2602280C1 (ru) | Торфощелочной буровой раствор для вскрытия продуктивных пластов | |
| US3456732A (en) | Oil recovery method using polyethoxylated halogen-substituted phenol surfactants | |
| RU2616634C1 (ru) | Полимерторфощелочной буровой раствор | |
| RU2429268C1 (ru) | Высокоэффективная технологическая жидкость для нефтяной промышленности втж рмд-5 | |
| US11492534B1 (en) | Vegetable oil invert emulsion hydrogen sulfide mitigating drilling fluid and method of drilling subterranean geological formation | |
| RU2738187C1 (ru) | Эмульсионный буровой раствор |