RU2756823C1 - Enhanced oil recovery method - Google Patents
Enhanced oil recovery method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2756823C1 RU2756823C1 RU2021110735A RU2021110735A RU2756823C1 RU 2756823 C1 RU2756823 C1 RU 2756823C1 RU 2021110735 A RU2021110735 A RU 2021110735A RU 2021110735 A RU2021110735 A RU 2021110735A RU 2756823 C1 RU2756823 C1 RU 2756823C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- composition
- well
- formation
- injectivity
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 97
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 69
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 69
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 44
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 30
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 29
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000012224 working solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 12
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract description 8
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 7
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 40
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 37
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 17
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 10
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 8
- 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 5
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 5
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 5
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 5
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000001364 causal effect Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009776 industrial production Methods 0.000 description 1
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
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)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Заявляемое изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к технологиям воздействия на нефтегазоносные пласты с целью изоляции высокопроницаемых прослоев для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды при регулировании процесса разработки нефтяных залежей. The claimed invention "A method for enhancing oil recovery" relates to the oil industry, in particular, to technologies for influencing oil and gas reservoirs in order to isolate highly permeable layers to redistribute filtration flows of injected water when regulating the process of developing oil deposits.
Известен способ обработки нагнетательных скважин, описанный в RU 2138626, МПК Е21В 43/22, 43/32, заключающийся в извлечении остаточной нефти из обводненного неоднородного пласта и включающий вытеснение нефти с помощью мицеллярного раствора, содержащего водорастворимый ПАВ, маслорастворимый ПАВ, углеводородную жидкость и воду, в котором дополнительно перед закачкой в пласт или непосредственно в процессе закачки мицеллярного раствора проводят изоляцию высокопроницаемых зон пласта путем закачки мелкодисперсных твердых частиц.There is a known method of treatment of injection wells described in RU 2138626, IPC E21B 43/22, 43/32, which consists in extracting residual oil from a watered heterogeneous formation and including displacing oil using a micellar solution containing a water-soluble surfactant, an oil-soluble surfactant, a hydrocarbon liquid and water , in which, in addition, before injection into the formation or directly during the injection of micellar solution, high-permeability zones of the formation are isolated by injection of fine solid particles.
Недостатком известного способа является низкая эффективность. The disadvantage of this method is its low efficiency.
Данный недостаток обусловлен присутствием мицеллярного раствора, имеющего низкую стойкость к воде низкой и высокой минерализации, что затрудняет извлечения нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон.This disadvantage is due to the presence of a micellar solution having a low resistance to water of low and high salinity, which makes it difficult to extract oil from low-permeability oil-saturated zones.
Известен кислотный состав, см. RU №2173383, МПК E21B 43/27, опубл.10.09.2001, который относится к составам на основе соляной кислоты для обработки карбонатных и содержащих карбонаты пластов нефтяных месторождений. Кислотный состав включает соляную кислоту и замедлитель, причем в качестве замедлителя он содержит природный или синтетический кислоторастворимый алюмосиликат при соотношении компонентов, мас.%: алюмосиликат (в пересчете на сухое вещество) 0,5 - 10,0 соляная кислота - остальное. В качестве алюмосиликатов используются природные или синтетические алюмосиликаты, в том числе и отходы производства. Known acid composition, see RU No. 2173383, IPC E21B 43/27, publ.10.09.2001, which refers to compositions based on hydrochloric acid for the treatment of carbonate and carbonate-containing formations of oil fields. The acidic composition includes hydrochloric acid and a moderator, and as a moderator it contains a natural or synthetic acid-soluble aluminosilicate at a ratio of components, wt%: aluminosilicate (in terms of dry matter) 0.5 - 10.0 hydrochloric acid - the rest. Natural or synthetic aluminosilicates, including production wastes, are used as aluminosilicates.
Недостатком известного технического решения является низкая эффективность. The disadvantage of the known technical solution is its low efficiency.
Данный недостаток обусловлен недостаточной глубиной проникновения кислотного состава в пласт.This disadvantage is due to the insufficient penetration depth of the acid composition into the formation.
Известен также принятый за прототип способ перераспределения фильтрационных потоков для регулирования процесса разработки нефтяных залежей, при котором для повышения производительности скважин закачивали в пласт кислотный состав, включающий соляную кислоту и жидкое стекло. (См. В.И.Кудинов, Б.М.Сучков. (см. «Методы повышения производительности скважин», Самара: Кн. Изд-во, 1996, с.95.). Also known as a prototype method for redistributing filtration flows to regulate the development of oil deposits, in which to increase the productivity of wells injected into the formation of an acidic composition, including hydrochloric acid and water glass. (See V.I.Kudinov, B.M.Suchkov. (See "Methods for increasing the productivity of wells", Samara: Book. Publishing house, 1996, p. 95).
Недостатком известного технического решения является низкая эффективность. The disadvantage of the known technical solution is its low efficiency.
Данный недостаток обусловлен недостаточной глубиной проникновения кислотного состава в пласт из-за высокой скорости реакции с карбонатной породой, поскольку используемый состав неадаптирован к геолого-физическим условиям конкретного месторождения и поскольку проведение мероприятий в нагнетательных скважинах обусловлено нечетко подобранным кислотным составом и плотностью жидкого стекла (силиката натрия), а также объемами порций рабочих растворов и концентрацией компонентов, которые выбираются в зависимости от коллекторских свойств пласта, которые , в зависимости от регионов нефтедобычи могут быть различными, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин и других показателей.This disadvantage is due to the insufficient penetration depth of the acid composition into the formation due to the high reaction rate with the carbonate rock, since the composition used is not adapted to the geological and physical conditions of a particular field and since measures in injection wells are due to an unclearly selected acid composition and density of liquid glass (sodium silicate ), as well as the volumes of portions of working solutions and the concentration of components, which are selected depending on the reservoir properties of the reservoir, which, depending on the regions of oil production, can be different, the injectivity of the injection well, the degree and nature of watering of the reacting production wells and other indicators.
Технической проблемой заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» является увеличение охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющей композицией с гелеобразующим составом (ГОС).The technical problem of the claimed invention "Method for increasing oil recovery" is to increase the coverage of the reservoir by waterflooding in thickness, redistribution of injection volumes between reservoirs and interlayers while simultaneously exposing them to a displacing composition with a gel-forming composition (GOS).
Техническим результатом заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» является повышение изоляции высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин с карбонатными породами и за счет более полного учета факторов, влияющих на эффективность мероприятий по повышению нефтеотдачи. The technical result of the claimed invention "Method for enhancing oil recovery" is to increase the isolation of highly permeable layers, to redistribute the filtration flows of injected water, by treating injection wells with carbonate rocks and due to a more complete consideration of factors affecting the effectiveness of measures to increase oil recovery.
Поставленный технический результат достигается тем, что в известном способе увеличения нефтеотдачи пластов, включающем Способ увеличения нефтеотдачи пластов, путем обработки нагнетательных скважин, включающий первоначальную остановку закачки воды в скважину с последующей сборкой нагнетательной линии, которую опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после чего определяют приёмистость скважины до обработки, согласно изобретению, далее перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяют зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения добывающих скважин порции рабочих растворов и компонентов композиции, на основе полученной зависимости определяют концентрацию и оптимальное количество композиции, которую приготавливают на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной ингибированной 22% - 25%-ой и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см3 по технологии гелеобразующих составов (ГОС), после чего производят отбор проб при закачке первой и последней части объема упомянутой смеси в пласт, затем нагнетательную линию вновь опрессовывают на полуторократное давление от рабочего, после закачки всего запланированного объёма композиции, в виде упомянутой смеси, ее продавливают в пласт пресной водой, далее вновь определяют приёмистость после обработки и закрывают скважину не менее чем на 12 часов для структурообразования с последующим открытием скважины под закачку. The stated technical result is achieved by the fact that in the known method for enhancing oil recovery, including the Method for enhancing oil recovery by treating injection wells, including the initial stop of water injection into the well followed by assembly of the injection line, which is pressurized at one and a half times the pressure from the working, after which the injectivity of the well is determined before treatment, according to the invention, then, before injecting the composition into the formation, the dependence on the reservoir properties of the formation, the injectivity of the injection well, the degree and nature of the watering of the producing wells, the portion of the working solutions and the components of the composition is experimentally determined, on the basis of the obtained dependence, the concentration and the optimal amount of the composition are determined, which is prepared in fresh water in the form of a mixture of an aqueous solution of inhibited hydrochloric acid 22% - 25% and industrially produced sodium silicate liquid with a density of 1.4 - 1.45 g / cm3 according to the technology of gel-forming compositions (GOS), after which samples are taken when the first and last part of the volume of the mentioned mixture is injected into the formation, then the injection line is again pressurized at one and a half times the pressure from the working one, after pumping the entire planned volume of the composition, in the form of the said mixture, it is pushed through into the reservoir with fresh water, then the injectivity is determined again after treatment and the well is closed for at least 12 hours for structure formation, followed by the opening of the well for injection.
Между отличительными признаками и достигаемым техническим результатом существует следующая причинно-следственная связь. There is the following causal relationship between the distinctive features and the achieved technical result.
В отличие от аналогов и прототипа, закачиваемая в пласт приготовленная на пресной воде по технологии ГОС композиция в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см3 способствует образованию осадко-гелеобразующего состава, поэтому использование в предложенном способе полученной композиции в виде упомянутой смеси для разработки обводненной нефтяной залежи неоднородной по геологическому строению, повышает изоляцию высокопроницаемых прослоев, поскольку, одновременно, способствует перераспределению фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин. Такими образом, при подготовке смеси использовали пресную воду, а в пласт закачивали приготовленную на пресной воде по технологии ГОС (гелеобразующего состава) композицию в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см3, при этом происходит образование объемного осадка, который создает устойчивый изолирующий экран, кольматирует поровое пространство промытых интервалов, обеспечивая при этом перераспределение фильтрационных потоков, увеличивая эффективность вытеснения нефти. Наличие осадков разного типа – объемного гелеобразного осадка, оказывает взаимное дополняющее действие и улучшает изоляцию обработанных интервалов пласта. Полученный осадок имеет объемную структуру и заполняет весь объем порового пространства, препятствуя фильтрации закачиваемой воды, что служит снижению подвижности осадка, препятствуя его размыванию. Во всех случаях объемы порций рабочих растворов и концентрацию компонентов выбирают в зависимости от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин и других показателей. В заявленном способе произведенное перераспределение фильтрационных потоков закачиваемой в пласт жидкости успешно применяют для пористых и трещиноватых коллекторов, поскольку установленные требования к технологическому процессу применения гелеобразующих составов (ГОС) на основе жидкого стекла, адаптированных к геолого-физическим условиям месторождений, используемых мероприятий в нагнетательных скважинах, направлено на регулирование процесса разработки нефтяных залежей. Unlike analogs and the prototype, a composition injected into the reservoir prepared in fresh water using the GOS technology is in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited by 22% - 25% and commercially available sodium silicate with a density of 1.4 - 1.45 g / cm 3 contributes to the formation of a sediment-gel-forming composition, therefore, the use in the proposed method of the obtained composition in the form of the above-mentioned mixture for the development of a watered oil reservoir heterogeneous in geological structure, increases the isolation of highly permeable layers, since, at the same time, it contributes to the redistribution of filtration flows of injected water by treating injection wells. Thus, in the preparation of the mixture, fresh water was used, and a composition prepared in fresh water using the GOS technology (gel-forming composition) in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited by 22% - 25%, and commercially available sodium silicate with a density of 1, was pumped into the formation. 4 - 1.45 g / cm 3 , while the formation of a bulk sediment, which creates a stable insulating screen, clogs the pore space of the washed intervals, while ensuring the redistribution of filtration flows, increasing the efficiency of oil displacement. The presence of different types of sediments - bulk gel-like sediment, has a mutually complementary effect and improves the isolation of the treated intervals of the formation. The resulting sediment has a three-dimensional structure and fills the entire volume of the pore space, preventing filtration of the injected water, which serves to reduce the mobility of the sediment, preventing its erosion. In all cases, the volumes of portions of working solutions and the concentration of components are selected depending on the reservoir properties of the formation, the injectivity of the injection well, the degree and nature of watering of the reacting production wells and other indicators. In the claimed method, the redistribution of filtration flows of the fluid injected into the formation is successfully used for porous and fractured reservoirs, since the established requirements for the technological process of using gel-forming compositions (GOS) based on water glass, adapted to the geological and physical conditions of the fields, the measures used in injection wells, aimed at regulating the development of oil deposits.
Заявляемое изобретение устанавливает технологические требования к производству работ по проведению геолого-технических мероприятий, направленных на выравнивание профиля приёмистости нагнетательных скважин по технологии гелеобразующих составов на основе жидкого стекла. Данный вид воздействия в виде закачиваемой в пласт приготовленной на пресной воде по технологии ГОС композиции, представляющей собой смесь водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката, натриевого жидкого, плотностью 1,4 – 1,45 г/см3, способствует образованию осадко - гелеобразующего состава, что приводит к значительному увеличению нефтеотдачи пластов за счёт повышения охвата заводнением в неоднородных пластах, снижения обводнённости продукции действующих скважин и повышения темпов отбора нефти. Наибольший эффект от применения закачки по технологии, предложенных настоящим изобретением гелеобразующих составов (ГОС) на основе жидкого стекла, достигается при воздействии на залежи, обводнившейся в процессе разработки, поскольку при разработке такой залежи с высокой зональной и послойной неоднородностью, а также трещиноватых пластов таких объектов, может произойти прорыв воды в добывающие скважины В связи с этим проблема изыскания рациональных технологий разработки для этих месторождений является наиболее актуальной. Трудность извлечения нефти в такой период обусловлена тем, что обводнение продуктивной части происходит неравномерно. Сложно - построенные коллекторы месторождений неоднородны по проницаемости, разрезу и литологическому составу. Это приводит к образованию многочисленных застойных зон с целиками нефти, которые существующей системой заводнения в разработку полностью не вовлекаются. В таких случаях первостепенное значение приобретают мероприятия, направленные на селективную изоляцию обводненных пропластков и ограничение отбора попутной воды. The claimed invention establishes technological requirements for the production of work on carrying out geological and technical measures aimed at leveling the injectivity profile of injection wells using the technology of gel-forming compositions based on liquid glass. This type of action in the form of a composition injected into the reservoir prepared in fresh water using the GOS technology, which is a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited by 22% - 25% and commercially available sodium silicate, with a density of 1.4 - 1.45 g / cm 3 , contributes to the formation of a sediment-gel-forming composition, which leads to a significant increase in oil recovery due to an increase in flooding coverage in heterogeneous reservoirs, a decrease in the water cut of production from operating wells and an increase in the rate of oil withdrawal. The greatest effect from the use of injection according to the technology proposed by the present invention of gel-forming compositions (GOS) based on water glass is achieved when the reservoir is watered during development, since during the development of such a reservoir with high zonal and layer-by-layer heterogeneity, as well as fractured formations of such objects , there may be a breakthrough of water into production wells. In this regard, the problem of finding rational development technologies for these fields is the most urgent. The difficulty in extracting oil in such a period is due to the fact that the watering of the productive part is uneven. Difficult - the constructed reservoirs of the fields are heterogeneous in permeability, section and lithological composition. This leads to the formation of numerous stagnant zones with pillars of oil, which are not fully involved in the development by the existing waterflooding system. In such cases, measures aimed at selective isolation of flooded interlayers and limiting the withdrawal of associated water are of paramount importance.
Эффективным методом решения указанной выше задачи при заводнении продуктивных пластов является применение вышеупомянутых гелеобразующих составов на основе жидкого стекла (ГОС), в которых образующийся золь, переходящий со временем в гель, служит водоизолирующим материалом в промытых высокопроницаемых зонах пласта. С учетом того, что нефти регионов Западной Сибири менее вязкие, а коллекторы более гидрофильные, чем в европейских регионах нашей страны, то глубина проникновении закачиваемой смеси в пласт высокая, а полученный в результате гелеобразующий состав из смеси жидкого стекла натриевого плотностью (1,40 -1,45 г/см3) и соляной кислоты ингибированной 22-25%. в виде приготовления рабочего раствора с использованием пресной воды, в совокупности признаков, не дает при проникновении в пласт высокой скорости реакции с карбонатными породами. An effective method for solving the above problem during waterflooding of productive formations is the use of the above-mentioned gel-forming compositions based on water glass (WGS), in which the formed sol, which turns into gel over time, serves as a water-insulating material in the washed high-permeability zones of the formation. Taking into account the fact that the oils of the regions of Western Siberia are less viscous, and the reservoirs are more hydrophilic than in the European regions of our country, the depth of penetration of the injected mixture into the formation is high, and the resulting gel-forming composition from a mixture of liquid glass with sodium density (1.40 - 1.45 g / cm 3 ) and inhibited hydrochloric acid 22-25%. in the form of preparing a working solution using fresh water, in the aggregate of signs, does not give a high reaction rate with carbonate rocks when penetrating into the formation.
Проведенный заявителем анализ уровня техники, включающий поиск по патентным и научно-техническим источникам информации и выявление источников, содержащих сведения об аналогах заявленного изобретения, позволил установить, что заявитель не обнаружил источник, характеризующийся признаками, тождественными совокупности всех существенных признаков заявленного изобретения. По имеющимся у заявителя сведениям, совокупность существенных признаков заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» не известна из уровня техники, что позволяет сделать вывод о соответствии изобретения критерию “новизна”. Определение из перечня выявленных аналогов прототипа, как наиболее близкого по совокупности признаков аналога, позволило выявить совокупность существенных, по отношению к усматриваемому заявителем техническому результату, отличительных признаков в заявляемом изобретении, изложенных в формуле изобретения. Следовательно, заявленное изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» соответствует критерию "новизна". The applicant's analysis of the state of the art, including a search for patent and scientific and technical sources of information and the identification of sources containing information about analogues of the claimed invention, made it possible to establish that the applicant did not find a source characterized by features identical to the totality of all essential features of the claimed invention. According to the information available to the applicant, the set of essential features of the claimed invention "Method for enhancing oil recovery" is not known from the prior art, which allows us to conclude that the invention meets the "novelty" criterion. Determination from the list of identified analogs of the prototype, as the closest analogue in terms of a set of features, made it possible to identify a set of significant, in relation to the technical result perceived by the applicant, distinctive features in the claimed invention set forth in the claims. Consequently, the claimed invention "Method for enhancing oil recovery" meets the criterion of "novelty".
Для проверки соответствия заявленного изобретения критерию "изобретательский уровень" заявитель провел дополнительный поиск известных решений, чтобы выявить признаки, совпадающие с отличительными от прототипа признаками заявленного способа увеличения нефтеотдачи пластов. Результаты поиска показали, что заявленный способ не вытекает для специалиста явным образом из известного уровня техники, поскольку из уровня техники, определенного заявителем, не выявлено влияние предусматриваемых существенными признаками заявленного изобретения преобразований для достижения технического результата. To check the compliance of the claimed invention with the "inventive step" criterion, the applicant conducted an additional search for known solutions in order to identify features that coincide with the distinguishing features of the prototype of the claimed method of enhancing oil recovery. The search results showed that the claimed method does not follow explicitly for a specialist from the prior art, since the prior art determined by the applicant has not revealed the influence of the transformations envisaged by the essential features of the claimed invention to achieve a technical result.
Следовательно, заявленное изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» соответствует критерию "изобретательский уровень". Therefore, the claimed invention "Enhanced oil recovery method" meets the criterion of "inventive step".
Таким образом, изложенные сведения свидетельствуют о выполнении при использовании заявленного способа увеличения нефтеотдачи пластов совокупности признаков в том виде, как заявляемый способ охарактеризован в формуле изобретения, т.е. подтверждена возможность его осуществления с помощью описанного в заявке примера конкретного выполнения. Средства, воплощающие заявленный способ, способны решить техническую проблему и обеспечить, в совокупности, достижение усматриваемого заявителем технического результата, а также увеличить охват пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом. Согласно техническому результату, при использовании заявляемого изобретения происходит повышение изоляции высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин, при этом увеличивается. нефтеотдача пластов, следовательно, заявленный способ, по совокупности существенных признаков, характеризующих сущность заявленного изобретения, может быть многократно использован в технологическом производстве с получением технического результата, заключающегося в увеличении охвата пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом, что повышает изоляцию высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды при обработке нагнетательных скважин. Заявленное изобретение «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» может быть реализовано в промышленном производстве в деятельности организаций, применяющих технологии воздействия на нефтегазоносные пласты с целью изоляции высокопроницаемых прослоев для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды при регулировании процесса разработки нефтяных залежей посредством использования известных стандартных технических устройств и оборудования. Это подтверждает соответствие заявленного изобретения критерию «промышленная применимость».Thus, the stated information testifies to the implementation when using the claimed method of enhancing oil recovery from a set of features in the form as the claimed method is characterized in the claims, i.e. the possibility of its implementation was confirmed using the example of a specific implementation described in the application. The means embodying the claimed method are able to solve the technical problem and provide, in aggregate, the achievement of the technical result envisioned by the applicant, as well as increase the coverage of the formation by waterflooding in thickness, redistribute the injection volumes between the reservoirs and interlayers while simultaneously acting on them with a displacing agent. According to the technical result, when using the claimed invention, there is an increase in the isolation of highly permeable layers, for the redistribution of filtration flows of injected water, by treating injection wells, while increasing. oil recovery of reservoirs, therefore, the claimed method, according to the totality of essential features characterizing the essence of the claimed invention, can be repeatedly used in technological production with obtaining a technical result consisting in increasing the coverage of the reservoir by waterflooding in thickness, redistributing the injection volumes between reservoirs and interlayers while simultaneously affecting them with a displacing agent, which increases the isolation of high-permeability layers, to redistribute the filtration flows of the injected water during the treatment of injection wells. The claimed invention "A method for enhancing oil recovery" can be implemented in industrial production in the activities of organizations that use technologies to stimulate oil and gas reservoirs in order to isolate highly permeable layers to redistribute filtration flows of injected water when regulating the development of oil deposits using known standard technical devices and equipment. This confirms the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability".
Сущность заявляемого изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» поясняется примерами конкретного выполнения и отраженной на фиг.1 типовой схемой обвязки устья скважины с расстановкой техники и оборудования при проведении технологии гелеобразующих составов на основе жидкого стекла. (ГОС). Этапы работ на скважине по технологии ГОС, технология обработки и эксплуатация оборудования, а также контроль за проведением работ осуществляют, согласно заявленного «Способа увеличения нефтеотдачи пластов» в определенном порядке следующим образом. The essence of the claimed invention "A method for increasing oil recovery" is illustrated by examples of specific implementation and reflected in figure 1 a typical diagram of the wellhead piping with the arrangement of machinery and equipment when carrying out the technology of gel-forming compositions based on liquid glass. (GOS). The stages of work on the well using the GOS technology, the processing technology and the operation of the equipment, as well as the control over the work are carried out, according to the declared "Method for enhancing oil recovery" in a certain order as follows.
Перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяли зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин, порции рабочих растворов и концентрацию компонентов композиции в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого. На основе полученной зависимости определяют оптимальное значение композиции, которую приготавливают на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 22% - 25% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4 – 1,45 г/см3 по технологии ГОС. Первоначально на лубрикаторную задвижку (на схеме не показана) обрабатываемой скважины 1 устанавливали фланец с быстросъемным соединением. Далее проводили совместную остановку закачки воды в обрабатываемую скважину 1, после чего собирали нагнетательную линию 2, согласно типовой схемы (фиг.1) обвязки устья скважины с расстановкой техники и оборудования при проведении технологии гелеобразующих составов на основе жидкого стекла (ГОС). На случай аварийной остановки закачивающего кислотного агрегата 3, подающего раствор композиции в обрабатываемую скважину 1, в нагнетательной линии 2 устанавливали обратный клапан 4. Закачивающий кислотный агрегат 3 посредством, всасывающего рукава 5 связан с промежуточной емкостью 6 для смешивания реагентов и замеров дозирования соляной кислоты, поступающей от кислотовоза 7 АЦ–(10-20м3), через регулирующую задвижку 8 к эжектору 9, к которому также через задвижку высокого давления 10 поступает пресная вода из ЦА-320 - емкости на подачу пресной воды 11, которая связана всасывающим рукавом 12 с АЦ-(10-20м3) – емкостью пресной воды 13. Промежуточная емкость 6 для смешивания реагентов связана также с емкостью АЦ-(10-20м3) с жидким стеклом 14 посредством регулирующей задвижки 15. Контроль за расходом реагентов и архивацию осуществляли с помощью станции контроля 16, установленную на шасси тракторного прицепа, связанную с эжектором 9 и с промежуточной емкостью 6. После сборки всей нагнетательной линии 2 обрабатываемую скважину 1, опрессовывали на полуторократное давление от рабочего. После этого, определяли приёмистость скважины до обработки, согласно плану работ. Далее закачивали в пласт приготовленную на пресной воде по технологии ГОС композицию в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной 23% и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого плотностью 1,4. При рабочем давлении закачки вновь определяли приемистость обрабатываемой нагнетательной скважины 1, после чего проводили её обработку с учетом утвержденного плана работ. Во время проведения работ производили отбор проб при закачке первой и последней части объема композиции, с обязательной фиксацией в журнале отбора проб, при этом сверяли показания с, предварительно проведенными, результатами лабораторного тестирования. После того, как весь запланированный объем работ был проведен, нагнетательную линию 2 вновь опрессовывали на полуторократное давление от рабочего. После закачки всего запланированного объёма композиции в виде раствора смеси соляной кислоты и жидкого стекла натриевого по технологии ГОС реагенты продавливали в пласт пресной водой посредством нагнетательной линии 2, связанной посредством задвижки (крана) высокого давления 10 с емкостью с пресной водой 11, которая, в свою очередь, связана посредством водовода 12 с АЦ-(10-20м3) – емкостью пресной воды 13. Об объеме композиции, закачанной в обрабатываемую скважину, согласно плана работ, уведомляли цех по добычи нефти и газа о начале технического отстоя после обработки. Далее определяли приёмистость после обработки, согласно плана работ, и закрывали скважину не менее чем на 12 часов для структурообразования. Через 12 часов открывали скважину под закачку.Before injecting the composition into the formation, the dependence on the reservoir properties of the formation, the injectivity of the injection well, the degree and nature of watering of the reacting production wells, portions of working solutions and the concentration of the components of the composition in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited and commercially available sodium silicate, was experimentally determined. On the basis of the obtained dependence, the optimal value of the composition is determined, which is prepared in fresh water in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited by 22% - 25% and commercially available sodium silicate with a density of 1.4 - 1.45 g / cm 3 according to the GOS technology ... Initially, a flange with a quick-detachable connection was installed on the lubricator valve (not shown in the diagram) of the treated well 1. Next, a joint stop of water injection into the treated well 1 was carried out, after which the
Отдел разработки месторождений отслеживал выполнение программы выполнения работ, каждой закачки реагентов по технологии гелеобразующих составов ГОС. Фактическая величина приёмистости обрабатываемой скважины была, согласно программы выполнения работ, не меньше 100 м3/сут. при давлении на закачивающем кислотном агрегате 120 атм. Исходя из данных программы применения потокоотклоняющих технологий для повышения нефтеотдачи, проведение работ по выбранным скважинам выполняли по конкретному плану, в котором указывали: The field development department monitored the implementation of the work execution program, each injection of reagents using the technology of gelling compositions of the GOS. The actual injectivity of the treated well was, according to the work program, not less than 100 m 3 / day. at a pressure of 120 atm at the acid pumping unit. Based on the data of the program for the application of flow diversion technologies for enhanced oil recovery, the work on the selected wells was carried out according to a specific plan, which indicated:
- используемую спецтехнику и требования безопасности работ; - used special equipment and work safety requirements;
- номенклатуру хим. реагентов (в том числе их объем);- chemical nomenclature reagents (including their volume);
- геолого-технические показатели скважины;- geological and technical parameters of the well;
- вид и последовательность выполнения работ по скважине;- type and sequence of work on the well;
Кроме того, предлагался технологический план работ, в котором технологии ГОС предусматривали закачку достаточно больших объемов гелеобразующих составов, поэтому работы по закачке композиций выполняли круглосуточно. Таким образом для увеличения нефтеотдачи пластов и ограничения отбора попутной воды на месторождениях такого типа перед закачкой в пласт композиции в виде смеси пресной воды, промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого (стекла натриевого жидкого) и кислоты соляной ингибированной экспериментально определяли концентрацию ингредиентов в зависимости от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин, порции рабочих растворов. На основе полученной зависимости определяли оптимальное значение композиции, которую приготавливали на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого, применяли упомянутую технологию ГОС на основе смеси пресной воды, стекла натриевого жидкого и кислоты соляной ингибированной. Геолого-физические критерии эффективного применения упомянутой технологии ГОС, показывают, что отраженный в таблице 1 состав заявляемого объекта имеет эффективность 2,5 большую по сравнению с прототипом. Таким образом, большая степень замедления скорости реакции кислоты с породой позволяет предложенной композиции проникать значительно глубже в пористую среду и охватывать воздействием всю модель пласта.In addition, a technological work plan was proposed, in which the UGS technologies provided for the injection of sufficiently large volumes of gel-forming compositions, therefore, the work on the injection of the compositions was carried out around the clock. Thus, to increase oil recovery and limit the production of associated water at fields of this type, before injection into the formation of a composition in the form of a mixture of fresh water, commercially available sodium silicate (liquid sodium glass) and inhibited hydrochloric acid, the concentration of ingredients was experimentally determined depending on the reservoir properties reservoir, injectivity of the injection well, the degree and nature of watering of the reacting production wells, portions of working solutions. On the basis of the obtained dependence, the optimal value of the composition was determined, which was prepared in fresh water in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited and commercially available liquid sodium silicate; the above-mentioned GOS technology was used based on a mixture of fresh water, sodium liquid glass and inhibited hydrochloric acid. Geological and physical criteria for the effective application of the mentioned GOS technology show that the composition of the claimed object reflected in Table 1 has an efficiency of 2.5 greater than the prototype. Thus, a large degree of deceleration of the rate of reaction of the acid with the rock allows the proposed composition to penetrate much deeper into the porous medium and to cover the entire model of the formation.
Таблица 1Table 1
Сущность способа поясняется также примерами конкретного выполнения 1 и 2.The essence of the method is also illustrated by examples of
ПРИМЕР 1 . Закачку в скважину рабочих растворов осуществляли по типовой схеме расстановки техники и оборудования при проведении технологии гелеобразующего состава (ГОС). Перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяли зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения реагирующих добывающих скважин, порции рабочих растворов и концентрацию компонентов композиции в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого. На основе полученной зависимости определяли оптимальное значение композиции, которую приготавливали на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого по технологии ГОС(гелеобразующего состава). Насосным агрегатом из емкости 11 типа ЦА-320 осуществляли подачу пресной воды на эжектор 9, посредством задвижки высокого давления 10. Подачу воды контролировали портативным расходомером, установленным на линии подачи воды. В эжектор 9 подавали также из кислотовоза 7 (АЦ (10-20м3) раствор 24% соляной кислоты с расчетом 98кг на один м3 пресной воды с последующей подачей полученного раствора в промежуточную емкость 6 для смешивания реагентов. Затем в промежуточную емкость 6 подавали также из емкости АЦ (10 – 20 м3 с жидким стеклом 14 посредством задвижки 15 силикат натрия жидкий (жидкое стекло) плотностью 1,4 с расчетом 102кг на один м3 пресной воды. Из промежуточной емкости 6 приготовленную композицию, представляющую собой смесь водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката, натриевого жидкого, способствующего образованию гелеобразующего состава, по всасывающему рукаву 5 закачивали насосом в закачивающий агрегат 3 (СИН 35), подающий раствор полученной композиции посредством нагнетательной линии 2 в обрабатываемую скважину 1, что приводит к значительному увеличению нефтеотдачи пластов за счёт повышения охвата заводнением в неоднородных пластах, снижения обводнённости продукции действующих скважин и повышения темпов отбора нефти. Закачку производили, не превышая давления водовода. Давление закачки контролировали по манометру, установленному на закачивающем агрегате 3. Учет расходуемых реагентов контролировали по режимной карте (Плану работ) с помощью мерных емкостей. Для каждой скважино-операции составляли индивидуальную режимно-технологическую карту (План работ). EXAMPLE 1 . Working solutions were injected into the well according to the standard layout of machinery and equipment when carrying out the technology of the gel-forming composition (GOS). Before injecting the composition into the formation, the dependence on the reservoir properties of the formation, the injectivity of the injection well, the degree and nature of watering of the reacting production wells, portions of working solutions and the concentration of the components of the composition in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited and commercially available sodium silicate, was experimentally determined. On the basis of the obtained dependence, the optimal value of the composition was determined, which was prepared in fresh water in the form of a mixture of an aqueous solution of hydrochloric acid, inhibited and commercially available sodium silicate liquid according to the GOS technology (gel-forming composition). The pumping unit from the
ПРИМЕР 2 Закачку в скважину рабочих растворов осуществляли по типовой схеме расстановки техники и оборудования при проведении технологии состава (ГОС). Вблизи с устьевого оборудования скважины 1 устанавливали закачивающий агрегат 3 (СИН 35), подающий раствор полученной композиции посредством нагнетательной линии 2 в обрабатываемую скважину 1. Перед закачкой в пласт композиции экспериментально определяли зависимость от коллекторских свойств пласта, приемистости нагнетательной скважины, степени и характера обводнения добывающих скважин, порции рабочих растворов и концентрацию компонентов композиции в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого. На основе полученной зависимости определяли оптимальное значение композиции, которую приготавливали на пресной воде в виде смеси водного раствора кислоты соляной, ингибированной и промышленно-выпускаемого силиката натриевого жидкого по технологии ГОС. Насосным агрегатом из емкости 11 типа ЦА-320 осуществляли подачу пресной воды на эжектор 9, посредством задвижки высокого давления 10. Подачу воды контролировали портативным расходомером, установленным на линии подачи воды. В эжектор 9 подавали также из кислотовоза 7 (АЦ (10-20м3) раствор 25% соляной кислоты с расчетом 102 кг/м3 пресной воды из оснащенного задвижкой 8 кислотовоза 7 (АЦ (10-20м3) с последующей подачей полученного раствора в промежуточную емкость 6 для смешивания реагентов и замеров дозирования соляной кислоты. Затем в промежуточную емкость 6 подавали из емкости 14 силикат натрия (жидкое стекло) плотностью 1,45 с расчетом 110кг/м3 пресной воды. Из промежуточной емкости 6 готовый раствор по всасывающему рукаву 5 закачивали насосом в закачивающий агрегат 3, подающий раствор полученной композиции посредством нагнетательной линии 2 в обрабатываемую скважину 1. Закачку производили, не превышая давления водовода. Давление закачки контролировали по манометру (не показан), установленному на закачивающем агрегате 3. Учет расходуемых реагентов контролировали по режимной карте (Плану работ) с помощью мерных емкостей. Для каждой скважино-операции составляли индивидуальную режимно-технологическую карту (План работ). При этом придерживались фактической величины приёмистости обрабатываемой скважины не меньше 100м3/сут. при давлении на агрегате 120 атм. EXAMPLE 2 Working solutions were injected into the well according to the standard layout of machinery and equipment when carrying out the composition technology (GOS). An injection unit 3 (SYN 35) was installed close to the wellhead equipment of
Во всех примерах конкретного выполнения закачка в скважину рабочих растворов осуществляется по схеме (фиг.1) обвязки устья скважины с закачивающим агрегатом типа ЦА-320(СИН 35), связанным с устьевым оборудованием скважины. Давление закачки контролируется по манометру, установленному на закачивающем агрегате. Учет расходуемых реагентов контролируется по режимной карте (Плану работ) с помощью мерных емкостей. Для каждой скважино-операции составляется индивидуальная карта режимно-технологическая (План работ). Фактическая величина приёмистости обрабатываемой скважины должна быть не меньше 100 м3/сут при давлении на агрегате 120 атм.In all examples of a specific implementation, the injection of working solutions into the well is carried out according to the scheme (Fig. 1) of the wellhead piping with an injection unit of the TsA-320 type (SIN 35), associated with the wellhead equipment. The injection pressure is controlled by a pressure gauge installed on the injection unit. Accounting for consumable reagents is controlled according to the regime chart (Work plan) using measuring containers. For each well-operation, an individual process flow chart (Work Plan) is drawn up. The actual injectivity of the treated well must be at least 100 m3 / day at a pressure of 120 atm on the unit.
На Таблице 2 отражены геолого-физические критерии эффективного применения технологии ГОС. Table 2 shows the geological and physical criteria for the effective application of the UGS technology.
Таблица 2.Геолого-физические критерии эффективного применения технологии ГОС.Table 2 Geological and physical criteria for the effective application of the GOS technology.
Таким образом, использование заявленного изобретения «Способ увеличения нефтеотдачи пластов» позволяет повысить изоляцию высокопроницаемых прослоев, для перераспределения фильтрационных потоков закачиваемой воды, путем обработки нагнетательных скважин и увеличить охват пласта заводнением по толщине, перераспределения объемов закачки между пластами и пропластками при одновременном воздействии на них вытесняющим агентом.Thus, the use of the claimed invention "Method for increasing oil recovery" allows to increase the isolation of high-permeability layers, to redistribute the filtration flows of injected water, by treating injection wells and to increase the coverage of the reservoir by waterflooding in thickness, redistribution of injection volumes between reservoirs and interlayers while simultaneously affecting them with displacing agent.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021110735A RU2756823C1 (en) | 2021-04-16 | 2021-04-16 | Enhanced oil recovery method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021110735A RU2756823C1 (en) | 2021-04-16 | 2021-04-16 | Enhanced oil recovery method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2756823C1 true RU2756823C1 (en) | 2021-10-06 |
Family
ID=78000290
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021110735A RU2756823C1 (en) | 2021-04-16 | 2021-04-16 | Enhanced oil recovery method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2756823C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2793709C1 (en) * | 2022-02-21 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Method for increasing oil recovery of formations |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2065031C1 (en) * | 1993-12-14 | 1996-08-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for developing oil deposit |
| RU2160832C1 (en) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method of restriction of water influx to well |
| RU2321733C1 (en) * | 2006-08-28 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to control injection well injectivity profile |
| EA016273B1 (en) * | 2007-02-09 | 2012-03-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Method for treating a subterranean formation |
| RU2525244C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of decreasing oil producing well watering |
| RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
-
2021
- 2021-04-16 RU RU2021110735A patent/RU2756823C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2065031C1 (en) * | 1993-12-14 | 1996-08-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for developing oil deposit |
| RU2160832C1 (en) * | 2000-06-13 | 2000-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "ТАТРОЙЛ" | Method of restriction of water influx to well |
| RU2321733C1 (en) * | 2006-08-28 | 2008-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to control injection well injectivity profile |
| EA016273B1 (en) * | 2007-02-09 | 2012-03-30 | Эм-Ай ЭлЭлСи | Method for treating a subterranean formation |
| RU2525244C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of decreasing oil producing well watering |
| RU2704166C1 (en) * | 2018-10-09 | 2019-10-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil formation development method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2793709C1 (en) * | 2022-02-21 | 2023-04-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Сервисная компания Нефтеотдача" | Method for increasing oil recovery of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105916959A (en) | Fracturing process using liquid ammonia | |
| CN108505982A (en) | Old well repeated fracturing production increase method for realizing temporary plugging steering by adopting liquid rubber plug | |
| Almukhametova et al. | Technological feature of hypan-acid treatment | |
| RU2436941C1 (en) | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir | |
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2756823C1 (en) | Enhanced oil recovery method | |
| Ketova et al. | Testing of preformed particles polymer gel technology on core filtration models to limit water inflows | |
| RU2418156C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2456444C2 (en) | Acid treatment method of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2490444C1 (en) | Method for near well-bore treatment with acid | |
| RU2368769C2 (en) | Bottom-hole formation zone treatment method | |
| RU2465446C1 (en) | Method of producing oil in porous fractured reservoirs reducing well product water content | |
| RU2482269C2 (en) | Method for increasing oil recovery of deposit in carbonate reservoirs of fracture-pore type | |
| US11447685B2 (en) | Methods of stabilizing carbonate-bearing formations | |
| RU2648135C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2527053C1 (en) | Development method of fractured-porous types of reservoirs | |
| RU2252238C1 (en) | Foam forming composition for productive stratum perforation | |
| RU2247833C1 (en) | Method for acidic treatment of productive bed | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2373388C2 (en) | Method for insulation of bottom water influx in gas wells | |
| RU2741883C1 (en) | Low-permeability formation development method | |
| RU2266394C1 (en) | Well killing foaming composition | |
| RU2793709C1 (en) | Method for increasing oil recovery of formations | |
| RU2301247C1 (en) | Temporary formation insulation composition | |
| RU2652410C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil reservoir (options) |