RU2778501C1 - Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта - Google Patents
Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2778501C1 RU2778501C1 RU2022102755A RU2022102755A RU2778501C1 RU 2778501 C1 RU2778501 C1 RU 2778501C1 RU 2022102755 A RU2022102755 A RU 2022102755A RU 2022102755 A RU2022102755 A RU 2022102755A RU 2778501 C1 RU2778501 C1 RU 2778501C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- slug
- emulsion
- invert emulsion
- oil
- injection well
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 68
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 67
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 67
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 54
- 239000004908 Emulsion polymer Substances 0.000 claims abstract description 45
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 42
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 42
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 37
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 28
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 27
- ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N Oleic acid Chemical compound CCCCCCCC\C=C/CCCCCCCC(O)=O ZQPPMHVWECSIRJ-KTKRTIGZSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 25
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000005642 Oleic acid Substances 0.000 claims abstract description 13
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N carbon Chemical group [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 9
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 claims description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 9
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 45
- 239000000727 fraction Substances 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 8
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 3
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 2
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 2
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 1
- GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N Tris Chemical compound OCCN(CCO)CCO GSEJCLTVZPLZKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 230000000295 complement Effects 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 1
- 239000002044 hexane fraction Substances 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000003784 tall oil Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зон пласта, ранее не охваченных воздействием. Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта включает определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39 %, остальное – бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут закачивают в нагнетательную скважину оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активное вещество 2,2-4,95, вода – остальное, при этом в качестве углеводородного растворителя используют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в качестве поверхностно-активного вещества используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования 6, продавливают оторочку эмульсионного полимера в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки инвертной эмульсии, соотношение оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии составляет (от 4 до 5):1. При приемистости нагнетательной скважины выше или равной 250 м3/сут производят закачку в нагнетательную скважину оторочки инвертной эмульсии, продавливают оторочку инвертной эмульсии в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем закачивают оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активное вещество 2,2-4,95, вода – остальное, при этом в качестве углеводородного растворителя используют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в качестве поверхностно-активного вещества используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования 6, при этом соотношение оторочек инвертной эмульсии и эмульсионного полимера составляет 1:(от 5 до 6). Повышается эффективность способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных ранее не охваченных воздействием зон пласта закачкой оторочки эмульсионного полимера. 2 табл.
Description
Изобретение относится к разработке нефтяного месторождения и может найти применение при разработке нефтяной залежи с неоднородными по проницаемости пластами для регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины, увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием.
Известен способ изоляции водопритока в добывающих скважинах (патент RU №2471060, МПК Е21В 33/138, опубл. 27.12.2012 в бюл. № 24), включающий закачку обратной эмульсии. Используют обратную эмульсию, включающую в качестве эмульгатора Нефтенол НЗ или Нефтенол НЗ-ТАТ, и чередуют закачку обратной эмульсии в добывающую скважину с закачкой в нее воды с образованием в скважине нескольких чередующихся слоев обратной эмульсии и воды. В качестве жидкого углеводорода используют гексановую фракцию, стабильный бензин, газовый конденсат, дизельное топливо, а также маловязкую нефть. Эмульгатор Нефтенол НЗ представляет собой углеводородный раствор эфиров кислот талового масла и триэтаноламина.
Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с низкой агрегативной устойчивостью обратной эмульсии, которая является инвертной микроэмульсией, легко разрушаемой под действием пластового давления, и как следствие снижение изоляционной способности способа.
Известен способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта (патент RU №2660967, МПК Е21В 43/22, С09К 8/92, опубл. 11.07.2018 в бюл. № 20), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное – бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду. Перед закачкой дополнительно определяют допустимое давление закачки. Эмульсию получают перемешиванием эмульгатора и водного раствора в определенной пропорции. При приемистости скважины ниже 250 м3/сут эмульгатор перемешивают перед закачкой с минерализованной водой в объемном соотношении 2:1, а при приемистости выше 250 м3/сут - в соотношении 1:2, при этом закачку в обоих случаях ведут с контролем давления, при росте давления закачки в 1,1-1,2 раза от начального удваивают объемное отношение минерализованной воды в эмульсии до соотношения 1:4, при дальнейшем росте давления в 1,1-1,2 раза соотношение увеличивают до 1:10 и далее последовательно удваивают до 1:40, при этом давление закачки не должно превышать 0,95 от допустимого значения давления.
Недостатком способа является низкая эффективность нефтевытеснения при разработке неоднородных пластов, связанная с воздействием эмульсионной композиции только на охват пласта в высокопроницаемых зонах, при этом отсутствует способность доотмыть остаточную нефть в низкопроницаемых нефтенасыщенных зонах пласта.
Наиболее близким к предложенному техническому решению является способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта (патент RU № 2748198, МПК E21B 43/22, 43/16, C09K 8/584, опубл. 20.05.2021 в бюл. № 14), включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39 %, остальное – бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду. Инвертную эмульсию продавливают минерализованной водой в объеме 0,5 от объема инвертной эмульсии. При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора неионогенного поверхностно-активного вещества - НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(2-2,9). При приемистости скважины выше 250 м3/сут после закачки инвертной эмульсии закачивают оторочку углеводородного раствора НПАВ с концентрацией 4-6% мас. в соотношении объемов углеводородного раствора НПАВ и инвертной эмульсии 1:(3-4). При этом в качестве минерализованной воды используют сточную или пластовую воду с минерализацией от 1 до 300 г/л, а в качестве углеводородного раствора НПАВ используют углеводородные растворы алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 12 неонол АФ 9-12 или алкилфенола с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования - 6 неонол АФ 9-6.
Недостатком способа является низкая эффективность способа, связанная со слабым воздействием на охват низкопроницаемых зон пласта так, как закачиваемые оторочки подключают в работу низкопроницаемые зоны пласта, однако оторочка углеводородного растворителя НПАВ, обладая высокими нефтеотмывающими свойствами, но не имеет потокоотклоняющих свойств, в этой связи, ее продвижение в низкопроницаемых зонах будет неравномерным, в следствие чего, и охват воздействием низкопроницаемых зон пласта будет низким. Отсутствует комплексное и направленное действие закачиваемых оторочек на водонефтенасыщенный пласт, так как эмульсионная композиция оказывает воздействие только на охват пласта в высокопроницаемых зонах, при этом не способна доотмыть остаточную нефть в низкопроницаемых нефтенасыщенных зонах пласта, а оторочка углеводородного раствора НПАВ не оказывает воздействия на охват пласта как в высокопроницаемых, так и в низкопроницаемых зонах пласта, направлена только на до отмыв остаточной нефти.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет полного вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных зоны пласта, ранее не охваченных воздействием.
Техническая задача решается способом разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающим определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39 %, остальное – бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду.
Новым является то, что при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут закачивают в нагнетательную скважину оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активного вещества 2,2-4,95, воду – остальное, при этом в качестве углеводородного растворителя используют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в качестве поверхностно-активного вещества используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования –6, продавливают оторочку эмульсионного полимера в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки инвертной эмульсии, соотношение оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии составляет (от 4 до 5):1, при приемистости нагнетательной скважины выше или равной 250 м3/сут производят закачку в нагнетательную скважину оторочки инвертной эмульсии, продавливают оторочку инвертной эмульсии в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем закачивают оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активного вещества 2,2-4,95, воду – остальное, при этом в качестве углеводородного растворителя используют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в качестве поверхностно-активного вещества используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования –6, при этом соотношение оторочек инвертной эмульсии и эмульсионного полимера составляет 1:(от 5 до 6).
Для осуществления способа используют:
- в качестве эмульгатора инвертных эмульсий используется эмульгатор, содержащий оксиэтилированный алкилфенол АФ9-6 и олеиновую кислоту в соотношении 2:1 в суммарной концентрации 15-39 % и бензолсодержащую фракцию - остальное (патент RU №2613975, МПК B01F 17/00, C09K 8/00, C11D 1/04, 3/43, опубл. 22.03.2017, в бюл. № 9). Эмульгатор представляет собой прозрачную жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета с плотностью при 20°С не менее 0,750 г/см3;
- в качестве поверхностно-активного вещества (ПАВ) используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования –6 (неонол АФ9-6), выпускаемый ОАО «Нижнекамскнефтехим» согласно ТУ 2483-077-05766801-98;
- в качестве углеводородного растворителя могут применяться различные реагенты, представляющие собой смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, например, растворитель углеводородный производства Елховской НПУ согласно ТУ 19.20.23-030-60320171-2019, растворитель промышленный согласно ТУ 0258-007-60320171-2016, печное топливо согласно ТУ 0258-049-00151638- 2003, дистиллят 30/125 согласно ТУ 2411-139-05766801-2007 или толуол по ГОСТ 14710-78 или его аналоги. Применение любого углеводородного растворителя приводит к одному и тому же техническому результату;
- полиакриламид (ПАА) - порошок, массовая доля основного вещества не менее 90%, содержание фракции с размером частиц менее 0,25 мм не более 10%, содержание фракции с размером частиц более 1,00 мм не более 10 %, массовая доля нерастворимого осадка в пресной воде не более 0,3 %, молекулярная масса в пределах 5–12 млн., степень гидролиза (анионность) в пределах 5–12 % по массе, коэффициент солестойкости (по скрин-фактору) не менее 0,75 доли единиц, выпускаемый по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2 или его аналоги;
- в качестве воды используется минерализованная (сточная, пластовая) вода с минерализацией от 1 до 300 г/л.
Сущность изобретения
В процессе разработки нефтяных месторождений наблюдается снижение коэффициента вытеснения нефти и ухудшение проницаемостной неоднородности пласта в следствие образования обширных промытых зон с высокой проницаемостью.
Снижение проницаемости пласта и повышение коэффициента вытеснения нефти обеспечивается за счет совокупности свойств разнонаправленных и взаимодополняющих по воздействию на пласт оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии, и указанной последовательности их закачки, в зависимости от приемистости нагнетательной скважины. За счет избирательного воздействия на поверхность пород пласта применяемых оторочек изменяются молекулярно-поверхностные свойства породы, пластовой воды и нефти.
При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут закачивают оторочку эмульсионного полимера, затем оторочку инвертной эмульсии, что способствует сначала вовлечению низкопроницаемых нефтеносных пород пласта в работу, посредством снижения межфазного натяжения между нефтью и водой, увеличения скорости фазовых взаимодействий, что обеспечивает ускорение процессов отрыва нефти от поверхности пород и дальнейшее перемещение глобулярной нефти в каналах переменного сечения пласта, а затем блокированию высокопроницаемых зон пласта за счет ступенчатого увеличения водосодержания, перераспределения закачиваемой с целью поддержания пластового давления воды в ранее неохваченные воздействием участки пласта и тем самым увеличивает нефтеотдачу пласта в целом.
При приемистости нагнетательной скважины выше или равно 250 м3/сут закачивают оторочку инвертной эмульсии, затем оторочку эмульсионного полимера, что способствует увеличению охвата пласта воздействием, а затем селективно воздействует на пористую среду пласта, изменяя фильтрационные характеристики пласта для нефти, способствует вытеснению капиллярно удерживаемой нефти из ранее не охваченных воздействием зон пласта. Первоначально оторочка инвертной эмульсией обладает невысокой вязкостью, происходит фильтрация оторочки инвертной эмульсией в высокопроницаемую часть пласта. Далее вязкость инвертной эмульсией увеличивается и как следствие увеличивается фильтрационные сопротивления обводненных (наиболее проницаемых) интервалов пласта, что ведет к выравниванию профиля приёмистости нагнетательных скважин и приводит к увеличению охвата пласта заводнением. При этом оторочка эмульсионного полимера обладает вязкостью выше, чем вязкость закачиваемой воды, что также увеличивает фильтрационное сопротивление обводненных интервалов пласта, соответственно, также увеличивает охват низкопроницаемых зон пласта.
Введение ПАА в оторочку эмульсионного полимера незначительно увеличивает вязкость оторочки, способствует более равномерному продвижению оторочки в низкопроницаемых зонах пласта и максимальному охвату их воздействием за счет потокоотклоняющих свойств.
Введение углеводородного растворителя в оторочку эмульсионного полимера образует композиционную систему, способную удержать ПАА во взвешенном состоянии, придает эмульсионному полимеру нефтерастворяющие свойства.
Введение поверхностно-активного вещества в оторочку эмульсионного полимера образует композиционную систему, способную удержать ПАА в взвешенном состоянии, при этом поверхностно-активное вещество придает композиции нефтеотмывающие свойства.
Способ осуществляют в следующей последовательности.
На нагнетательной скважине выполняют геофизические и гидродинамические исследования. Определяют интервал перфорации пласта, толщину пласта и приемистости нагнетательной скважины.
При приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут закачивают в нагнетательную скважину оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активного вещества 2,2-4,95, воду – остальное.
Продавливают оторочку эмульсионного полимера в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 м3 от объема оторочки инвертной эмульсии для предотвращения преждевременного смешения оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии.
Затем производят закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор. В качестве эмульгатора применяют эмульгатор, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное – бензолсодержащая фракция. В качестве водного раствора используют минерализованную воду.
Соотношение оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии составляет (от 4 до 5):1.
Применение в способе оторочки эмульсионного полимера с содержанием полиакриламида менее 0,1 мас. % и более 0,2 мас. %, углеводородного растворителя менее 18,7 мас. % и более 29,7 мас. %, ПАВ менее 2,20 мас. % и более 4,95 мас. % не приводит к образованию эмульсионного полимера, который обладает неофтеотмывающими свойствами капиллярно удерживаемой нефти и направляющий вал отмытой нефти от нагнетательной скважины к добывающим скважинам.
Оторочка эмульсионного полимера готовиться следующим образом.
Раствор углеводородного растворителя с ПАВ готовят на базе по приготовлению химических составов путем растворения в углеводородном растворителе расчетных значений ПАВ в реакторе до полного их растворения. Готовый раствор углеводородного растворителя с ПАВ доставляют на нагнетательную скважину в автоцистерне.
Оторочку эмульсионного полимера готовят непосредственно на нагнетательной скважине следующим образом: полиакриламид засыпают в бункер с мешалкой, снабженный шнековым дозатором, предназначенным для дозирования и подачи сыпучих реагентов в струйный насос. Из бункера шнековым дозатором полиакриламид подают с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации в струйный аппарат, где смешивают с водой и в виде суспензии подают в смесительную емкость, перемешивают в течение 10-15 минут (времени достаточным для распределения полиакриламида по объему). Одновременно из емкости для жидких реагентов в емкость смешения насосами дозируют раствор углеводородного растворителя с ПАВ с расходом, обеспечивающим необходимые концентрации компонентов в оторочке эмульсионного полимера.
Полученную оторочку эмульсионного полимера перемешивают в течение 10 – 20 минут на максимально возможной производительности насосного агрегата до получения однородной системы и через насосно-компрессорные трубы расчетный объем оторочки эмульсионного полимера закачивают в нагнетательную скважину.
Оставляют нагнетательную скважину на реагирование в течение не менее 24 ч, после чего переводят нагнетательную скважину под стандартный режим работы установленной геологической службой. Через 3 месяца проводят геофизические исследования пластов.
При приемистости нагнетательной скважины выше 250 м3/сут производят закачку в нагнетательную скважину оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор. В качестве эмульгатора применяют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39%, остальное – бензолсодержащая фракция. В качестве водного раствора используют минерализованную воду.
Продавливают оторочку инвертной эмульсии в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 м3 от объема оторочки инвертной эмульсии для предотвращения преждевременного смешения оторочек инвертной эмульсии и эмульсионного полимера.
Затем закачивают оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 0,15-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активного вещества 2,2-4,95, воду – остальное.
При этом соотношение оторочек инвертной эмульсии и эмульсионного полимера составляет 1:(от 5 до 6).
Оставляют нагнетательную скважину на реагирование в течение не менее 24 ч, после чего переводят нагнетательную скважину под стандартный режим работы установленной геологической службой. Через 3 месяца проводят геофизические исследования пластов.
Примеры осуществления способа
Пример 1. На нагнетательной скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 130 м3/сут, интервал перфорации пласта – 5 м.
Произвели закачку оторочки эмульсионного полимера общим объемом 14,17 м3, при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 1,42 т (0,1 мас. %), растворитель углеводородный производства Елховской НПУ 3,60 м3 (18,7 мас. %), ПАВ 0,29 м3 (2,20 мас. %), вода 10,27 м3 (79 мас %).
Далее оторочку эмульсионного полимера продавливали минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью 1070 кг/м3 в объеме 1,42 м3 (в объеме 0,5 от объема оторочки инвертной эмульсии).
Затем закачали оторочку инвертной эмульсии (приходит готовая товарная форма) объемом 2,83 м3 и продавили ее минерализованной водой в объеме НКТ. Соотношение объемов оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии составило 5:1.
Далее осуществили на нагнетательной скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем перевели нагнетательную скважину в рабочий режим.
После выхода нагнетательной скважины на стабильный режим работы произвели исследования по участку по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.
Результаты исследований, добывающих скважин показали, что дебит нефти по участку составил 3,2 т/сут, прирост дебита нефти по участку – 1,4, обводненность – 75, обводненность уменьшилась на 22 % (пример 1, табл.1, 2).
Остальные примеры осуществления способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут выполняют аналогично, их условия проведения приведены в табл. 1 (примеры 1-6), результаты - в табл. 2 (примеры 1-6).
Пример 2. На нагнетательной скважине выполнили геофизические и гидродинамические исследования, приемистость составила 380 м3/сут, интервал перфорации пласта – 5,6.
Произвели закачку оторочки инвертной эмульсии (приходит готовая товарная форма) общим объемом 9,3 м3.
Далее оторочку инвертной эмульсии продавили минерализованной водой системы поддержания пластового давления плотностью 1100 кг/м3 в объеме 6,53 м3(в объеме 0,7 от объема оторочки инвертной эмульсии).
Затем произвели закачку оторочки эмульсионного полимера, общим объемом 46,67 м3, при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид 5,6 т (0,12 мас. %), растворитель углеводородный 12,68 м3 (20,1мас. %), ПАВ 1,58 м3 (3,60 мас. %), вода 32,42 м3 (76,18 мас %) и продавили ее минерализированной водой в объеме НКТ. Соотношение объемов инвертной эмульсии и эмульсионного полимера составило 1:5.
Далее осуществили на нагнетательной скважине технологическую выдержку продолжительностью 24 ч, затем перевели нагнетательную скважину в рабочий режим.
После выхода нагнетательной скважины на стабильный режим работы произвели исследования по участку по определению дебита нефти и обводненности добываемой продукции.
Результаты исследований, добывающих скважин показали, что дебит нефти по участку составил 5,3 т/сут, прирост дебита нефти – 2,4, обводненность – 83 %, обводненность уменьшилась на 15 % (пример 7, табл. 1, 2).
Остальные примеры осуществления способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины выше или равной 250 м3/сут выполняют аналогично, их условия проведения приведены в табл. 1 (примеры 7-28), результаты - в табл. 2 (примеры 7-28).
Из табл. 2 видно, что после проведения предлагаемого способа происходит увеличение среднесуточного дебита нефти на одну нагнетательную скважину в среднем на 2,30 т/сут и снижение обводненности добываемой продукции в среднем на 20,64 %.
Полученные результаты показывают, что происходит перераспределение фильтрационных потоков в пласте и как следствие подключение в работу неохваченных ранее воздействием низкопроницаемые нефтенасыщенные зоны пласта, которые приводят к увеличению охвата пласта воздействием в 1,5 раз.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта решает задачу повышения эффективности способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта путем увеличения охвата пласта воздействием за счет создания фильтрационного сопротивления закачкой инвертной эмульсии и увеличения коэффициента вытеснения нефти путем вовлечения в разработку низкопроницаемых нефтенасыщенных, ранее не охваченных воздействием, зон пласта закачкой оторочки эмульсионного полимера, а также применяется на любой стадии разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными пo проницаемости пластами.
Таблица 1 – Условия осуществления способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта
| № участка нагнетательной скважины | Приемистость, м3/сут | Оторочка эмульсионного полимера | Объем продавленной минерализованной воды, частей | Объем продавленной минерализованной воды, м3 | Оторочка инвертной эмульсии | Соотношение V(эмульсионный полимер):V(Инвертная эмульсия) | |||||||||||||||||
| Общий объем, м3 | ПАА | Углеводородный растворитель | НПАВ | Вода | Объем, м3 | Мас. % | |||||||||||||||||
| Масса, т | Мас. % | Растворитель углеводородный | Растворитель промышленный | Печное топливо | Дистиллят 30/125 | Толуол | Объем, м3 | Мас. % | Объем, м3 | Мас. % | |||||||||||||
| Объем, м3 | Мас. % | Объем, м3 | Мас. % | Объем, м3 | Мас. % | Объем, м3 | Мас. % | Объем, м3 | Мас. % | ||||||||||||||
| 1 | 130 | 14,17 | 1,42 | 0,10 | 3,60 | 18,70 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,29 | 2,20 | 10,27 | 79,00 | 0,50 | 1,42 | 2,83 | 100 | 5:1 |
| 2 | 175 | 16,80 | 2,02 | 0,12 | 5,48 | 24,60 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,48 | 3,10 | 10,84 | 72,18 | 0,75 | 3,15 | 4,20 | 100 | 4:1 |
| 3 | 249 | 24,23 | 4,85 | 0,20 | 9,33 | 29,70 | - | - | - | - | - | - | - | - | 1,08 | 4,95 | 13,82 | 65,15 | 1,00 | 5,77 | 5,77 | 100 | 4,2:1 |
| 4 | 180 | 25,46 | 2,80 | 0,11 | 7,32 | 21,40 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,69 | 2,90 | 17,45 | 75,59 | 1,00 | 5,54 | 5,54 | 100 | 4,6:1 |
| 5 | 85 | 9,60 | 0,96 | 0,10 | 2,52 | 19,40 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,23 | 2,60 | 6,84 | 77,90 | 0,50 | 1,20 | 2,40 | 100 | 4:1 |
| 6 | 230 | 29,79 | 4,17 | 0,14 | 10,31 | 26,30 | - | - | - | - | - | - | - | - | 1,33 | 4,90 | 18,15 | 68,66 | 1,00 | 6,21 | 6,21 | 100 | 4,8:1 |
| 7 | 380 | 46,67 | 5,60 | 0,12 | 12,68 | 20,10 | - | - | - | - | - | - | - | - | 1,58 | 3,60 | 32,42 | 76,18 | 0,70 | 6,53 | 9,33 | 100 | 5:1 |
| 8 | 300 | 34,88 | 3,49 | 0,10 | 8,87 | 18,70 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,86 | 2,60 | 25,16 | 78,60 | 0,60 | 3,67 | 6,12 | 100 | 5,7:1 |
| 9 | 410 | 56,57 | 7,92 | 0,14 | 21,52 | 29,30 | - | - | - | - | - | - | - | - | 2,50 | 4,90 | 32,55 | 65,66 | 1,00 | 9,43 | 9,43 | 100 | 6:1 |
| 10 | 480 | 66,00 | 13,20 | 0,20 | 25,42 | 29,70 | - | - | - | - | - | - | - | - | 2,94 | 4,95 | 37,63 | 65,15 | 1,00 | 11,00 | 11,00 | 100 | 6:1 |
| 11 | 390 | 42,90 | 5,15 | 0,12 | 14,95 | 26,50 | - | - | - | - | - | - | - | - | 1,25 | 3,20 | 26,71 | 70,18 | 0,90 | 7,29 | 8,10 | 100 | 5,3:1 |
| 12 | 250 | 26,75 | 2,68 | 0,10 | 8,69 | 24,50 | - | - | - | - | - | - | - | - | 0,71 | 2,90 | 17,35 | 72,50 | 0,50 | 2,62 | 5,25 | 100 | 5,1:1 |
| 13 | 90 | 8,80 | 0,88 | 0,10 | - | - | 2,22 | 18,70 | 0,18 | 2,20 | 6,39 | 79,00 | 0,60 | 1,32 | 2,20 | 100 | 4:1 | ||||||
| 14 | 180 | 18,96 | 2,84 | 0,15 | - | - | 7,13 | 29,10 | - | - | - | - | - | - | 0,62 | 3,61 | 11,21 | 67,14 | 1,00 | 4,04 | 4,04 | 100 | 4,7:1 |
| 15 | 250 | 31,87 | 5,42 | 0,17 | - | - | 9,07 | 21,30 | - | - | - | - | - | - | 1,07 | 3,58 | 21,74 | 74,95 | 0,50 | 3,06 | 6,13 | 100 | 5,2:1 |
| 16 | 320 | 42,00 | 8,40 | 0,20 | - | - | 14,79 | 27,00 | - | - | - | - | - | - | 1,90 | 4,95 | 25,31 | 67,85 | 0,70 | 4,90 | 7,00 | 100 | 6:1 |
| 17 | 120 | 11,45 | 1,26 | 0,11 | - | - | - | - | 2,57 | 18,70 | - | - | - | - | 0,25 | 2,20 | 8,63 | 78,99 | 0,50 | 1,27 | 2,55 | 100 | 4,5:1 |
| 18 | 240 | 30,77 | 5,54 | 0,18 | - | - | - | - | 9,75 | 26,90 | - | - | - | - | 1,16 | 3,90 | 19,87 | 69,02 | 1,00 | 7,23 | 7,23 | 100 | 4,1:1 |
| 19 | 260 | 33,94 | 4,75 | 0,14 | - | - | - | - | 11,78 | 29,70 | - | - | - | - | 1,48 | 4,57 | 20,67 | 65,59 | 0,60 | 3,64 | 6,06 | 100 | 5,6:1 |
| 20 | 365 | 43,71 | 8,74 | 0,20 | - | - | - | - | 12,59 | 24,30 | - | - | - | - | 2,07 | 4,90 | 29,05 | 70,60 | 0,90 | 6,56 | 7,29 | 100 | 6:1 |
| 21 | 110 | 12,17 | 1,58 | 0,13 | - | - | - | - | - | - | 3,23 | 18,70 | - | - | 0,26 | 2,30 | 8,68 | 78,87 | 1,00 | 2,83 | 2,83 | 100 | 4,3:1 |
| 22 | 230 | 19,10 | 2,67 | 0,14 | - | - | - | - | - | - | 6,45 | 24,50 | - | - | 0,68 | 3,95 | 11,97 | 71,41 | 0,50 | 1,95 | 3,90 | 100 | 4,9:1 |
| 23 | 270 | 36,38 | 3,64 | 0,10 | - | - | - | - | - | - | 13,40 | 27,10 | - | - | 1,46 | 4,50 | 21,53 | 68,30 | 0,80 | 5,29 | 6,62 | 100 | 4,5:1 |
| 24 | 390 | 51,84 | 9,33 | 0,18 | - | - | - | - | - | - | 20,67 | 29,70 | - | - | 2,26 | 4,95 | 28,91 | 65,17 | 1,00 | 10,16 | 10,16 | 100 | 4,1:1 |
| 25 | 140 | 17,04 | 1,70 | 0,10 | - | - | - | - | - | - | - | - | 4,54 | 18,80 | 0,41 | 2,60 | 12,09 | 78,50 | 1,00 | 3,96 | 3,96 | 100 | 4,3:1 |
| 26 | 248 | 25,75 | 3,60 | 0,14 | - | - | - | - | - | - | - | - | 8,34 | 23,40 | 0,93 | 3,96 | 16,48 | 72,50 | 1,00 | 5,25 | 5,25 | 100 | 4,9:1 |
| 27 | 270 | 28,33 | 3,40 | 0,12 | - | - | - | - | - | - | - | - | 11,10 | 29,10 | 0,91 | 3,64 | 16,32 | 67,14 | 1,00 | 5,67 | 5,67 | 100 | 5:1 |
| 28 | 310 | 38,57 | 7,33 | 0,19 | - | - | - | - | - | - | - | - | 14,53 | 27,80 | 1,70 | 4,95 | 22,34 | 67,06 | 0,50 | 3,21 | 6,43 | 100 | 6:1 |
Таблица 2 – Результаты осуществления способа разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта
| № участка нагнетательной скважины | Показатели работы добывающих скважин по участку | |||||
| Средний дебит нефти по участку, т/сут | Средняя обводненность добываемой продукции, % | |||||
| До закачки | После закачки | Прирост | До закачки | После закачки | Снижение | |
| 1 | 1,8 | 3,2 | 1,4 | 97 | 75 | 22 |
| 2 | 2,7 | 4,9 | 2,2 | 95 | 74 | 21 |
| 3 | 3,3 | 5,3 | 2 | 98 | 78 | 20 |
| 4 | 3 | 5,8 | 2,8 | 97 | 74 | 23 |
| 5 | 3,3 | 5,9 | 2,6 | 96 | 72 | 24 |
| 6 | 3,1 | 4,9 | 1,8 | 97 | 79 | 18 |
| 7 | 2,9 | 5,3 | 2,4 | 98 | 83 | 15 |
| 8 | 2,8 | 5,1 | 2,3 | 96 | 79 | 17 |
| 9 | 3,3 | 4,9 | 1,6 | 97 | 74 | 23 |
| 10 | 3,1 | 5,3 | 2,2 | 99 | 83 | 16 |
| 11 | 2,9 | 5,4 | 2,5 | 99 | 81 | 18 |
| 12 | 2,7 | 4,8 | 2,1 | 97 | 79 | 18 |
| 13 | 2,6 | 5 | 2,4 | 95 | 74 | 21 |
| 14 | 2,9 | 4,9 | 2 | 97 | 74 | 23 |
| 15 | 3,1 | 5,4 | 2,3 | 96 | 78 | 18 |
| 16 | 3,2 | 5,8 | 2,6 | 98 | 77 | 21 |
| 17 | 2,8 | 5,6 | 2,8 | 94 | 76 | 18 |
| 18 | 2,4 | 4,8 | 2,4 | 98 | 74 | 24 |
| 19 | 2,9 | 5,4 | 2,5 | 99 | 76 | 23 |
| 20 | 3,2 | 5,6 | 2,4 | 96 | 75 | 21 |
| 21 | 3,3 | 5,9 | 2,6 | 97 | 74 | 23 |
| 22 | 2,2 | 4,7 | 2,5 | 98 | 79 | 19 |
| 23 | 2,1 | 4,4 | 2,3 | 97 | 76 | 21 |
| 24 | 3,2 | 5,6 | 2,4 | 96 | 74 | 22 |
| 25 | 2,1 | 4,6 | 2,5 | 98 | 76 | 22 |
| 26 | 2,6 | 4,8 | 2,2 | 99 | 75 | 24 |
| 27 | 3,4 | 5,6 | 2,2 | 95 | 73 | 22 |
| 28 | 3,5 | 5,9 | 2,4 | 97 | 76 | 21 |
Claims (1)
- Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта, включающий определение приемистости нагнетательной скважины, закачку оторочки инвертной эмульсии, содержащей эмульгатор и водный раствор, в качестве эмульгатора используют состав, состоящий из оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в соотношении 2:1, а также бензолсодержащей фракции, причем суммарная концентрация оксиэтилированного алкилфенола АФ9-6 и олеиновой кислоты в эмульгаторе составляет 15-39 %, остальное – бензолсодержащая фракция, в качестве водного раствора применяют минерализованную воду, отличающийся тем, что при приемистости нагнетательной скважины ниже 250 м3/сут закачивают в нагнетательную скважину оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активное вещество 2,2-4,95, вода – остальное, при этом в качестве углеводородного растворителя используют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в качестве поверхностно-активного вещества используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования 6, продавливают оторочку эмульсионного полимера в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки инвертной эмульсии, соотношение оторочек эмульсионного полимера и инвертной эмульсии составляет (от 4 до 5):1, при приемистости нагнетательной скважины выше или равной 250 м3/сут производят закачку в нагнетательную скважину оторочки инвертной эмульсии, продавливают оторочку инвертной эмульсии в пласт минерализованной водой плотностью от 1060 до 1190 кг/м3, в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем закачивают оторочку эмульсионного полимера при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,1-0,2, углеводородный растворитель 18,7-29,7, поверхностно-активное вещество 2,2-4,95, вода – остальное, при этом в качестве углеводородного растворителя используют смесь углеводородов предельного алифатического и ароматического рядов, в качестве поверхностно-активного вещества используют алкилфенол с длиной углеродной цепи С-9 и степенью оксиэтилирования 6, при этом соотношение оторочек инвертной эмульсии и эмульсионного полимера составляет 1:(от 5 до 6).
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2778501C1 true RU2778501C1 (ru) | 2022-08-22 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5095989A (en) * | 1991-02-21 | 1992-03-17 | Texaco Inc. | Microemulsion method for improving the injectivity of a well |
| RU2165013C1 (ru) * | 1999-09-01 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи |
| RU2487234C1 (ru) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| RU2613975C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Эмульгатор инвертных эмульсий |
| RU2660967C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии |
| EP3656973A1 (en) * | 2017-07-21 | 2020-05-27 | Limited Liability Company Oilmind | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
| RU2748198C1 (ru) * | 2020-09-30 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5095989A (en) * | 1991-02-21 | 1992-03-17 | Texaco Inc. | Microemulsion method for improving the injectivity of a well |
| RU2165013C1 (ru) * | 1999-09-01 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Способ обработки терригенных и глинистых коллекторов нефтяной залежи |
| RU2487234C1 (ru) * | 2011-10-28 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов |
| RU2613975C1 (ru) * | 2016-04-26 | 2017-03-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Эмульгатор инвертных эмульсий |
| EP3656973A1 (en) * | 2017-07-21 | 2020-05-27 | Limited Liability Company Oilmind | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
| RU2660967C1 (ru) * | 2017-08-04 | 2018-07-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ обработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта закачкой инвертной эмульсии |
| RU2748198C1 (ru) * | 2020-09-30 | 2021-05-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11884879B2 (en) | Compositions for use in oil and gas operations | |
| RU2670808C9 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| CN112694885B (zh) | 高活性减阻剂、适用于页岩油藏的自渗吸增能提采型滑溜水压裂液体系及其制备方法与应用 | |
| RU2704166C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CN114752366A (zh) | 生物基类表面活性剂解堵增注剂及应用体系 | |
| RU2778501C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
| CN111154473B (zh) | 一种解堵驱油剂及其制备方法和应用 | |
| RU2483202C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2297523C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2754171C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| RU2748198C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта | |
| RU2313665C1 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2244812C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
| RU2681134C1 (ru) | Способ извлечения нефти из неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2789897C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2816723C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи карбонатного коллектора башкирского яруса | |
| RU2817425C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| RU2767497C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2109132C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2769612C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2728753C1 (ru) | Способ разработки нефтяной оторочки нефтегазового месторождения подошвенного типа | |
| RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2725205C1 (ru) | Способ разработки неоднородного по проницаемости нефтяного пласта |