RU2811129C1 - Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков - Google Patents
Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков Download PDFInfo
- Publication number
- RU2811129C1 RU2811129C1 RU2023108501A RU2023108501A RU2811129C1 RU 2811129 C1 RU2811129 C1 RU 2811129C1 RU 2023108501 A RU2023108501 A RU 2023108501A RU 2023108501 A RU2023108501 A RU 2023108501A RU 2811129 C1 RU2811129 C1 RU 2811129C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- displacement
- composition
- model
- water
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title abstract description 35
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 7
- 230000000670 limiting effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920005552 sodium lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 4
- DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N Etidronic acid Chemical compound OP(=O)(O)C(O)(C)P(O)(O)=O DBVJJBKOTRCVKF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 3
- 229960004585 etidronic acid Drugs 0.000 claims abstract 2
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 10
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 15
- 238000000034 method Methods 0.000 description 15
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 14
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 9
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N Glycine Chemical compound NCC(O)=O DHMQDGOQFOQNFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 4
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000004471 Glycine Substances 0.000 description 2
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 238000011049 filling Methods 0.000 description 2
- 238000001595 flow curve Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000588625 Acinetobacter sp. Species 0.000 description 1
- HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N Acrylamide Chemical compound NC(=O)C=C HRPVXLWXLXDGHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M Acrylate Chemical compound [O-]C(=O)C=C NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000000178 monomer Substances 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000002791 soaking Methods 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 231100000167 toxic agent Toxicity 0.000 description 1
- 239000003440 toxic substance Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности вытеснения остаточной нефти за счет изоляции высокопроницаемых зон нефтяного пласта, снижения поверхностного натяжения на границе фаз нефть-вода, увеличения охвата породы коллектора вытеснением. Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков содержит, мас.%: хлорид натрия 16,5-18,0; лигносульфонат натрия технический 9,5-10,0; Нефтенол-ВКС 5,0-7,0; Нефтенол-ГФ 0,5-3; оксиэтилидендифосфоновую кислоту 2,0; воду остальное. 3 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к составам для интенсификации добычи нефти на поздних стадиях разработки с целью вовлечения в разработку остаточной нефти, путем перераспределения фильтрационных потоков в пласте и снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть-вода.
Составы, включающие лигносульфонат, могут быть использованы в качестве вытесняющих агентов при разработке обводненных пластов с неоднородными фильтрационно-ёмкостными свойствами. При высокой концентрации лигносульфоната технического в составе может быть реализована селективная изоляция высокопроницаемых областей пласта, что способствует выравниванию профилей приемистости и изоляции водопромытых зон при поддержании пластового давления.
Одними из наиболее распространенных веществ для решения указанных задач, связанных с увеличением охвата нефтеносных пластов заводнением, а также обеспечением увеличения коэффициента извлечения нефти являются сополимеры акриламида и акрилата соды; сульфонированные мономеры; полимеры, приготовленные на основе частично гидролизованного полиакриламида и т.д.
Известен способ изоляции вод в скважинах, включающий закачку в обводненный пласт гидролизованного полиакриламида, силиката натрия и воды (авт. свид. СССР № 1329240, МКИ E21В 33/138, опубл. 1995 г.).
Данный способ недостаточно эффективен вследствие низкого остаточного фактора сопротивления и коэффициента нефтеотдачи.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (пат. РФ № 1274372, опубл. 27.08.1995), содержащий неионогенное ПАВ оксиэтилированные алкилфенолы (ОП10, АФ9-12, превоцел), щелочную добавку и минерализованную воду. В качестве щелочной добавки используют глицин и аммиак при следующем соотношении компонентов, мас. %: оксиэтилированные алкилфенолы (ОП-10, АФ2-12, превоцел) - 0,1- 2,0; глицин - 1,0-4,0; аммиак - 0,3-2,0; минерализованная вода - остальное.
Недостатком известного состава является использование аммиака в качестве компонента состава, так как аммиак относится к сильнодействующим ядовитым веществам, вследствие чего необходимо предъявить особые требования к его транспортировке, хранению и применению.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (авт. свид. SU 1521866, опубл. 07.02.1981 г.). Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать реологические параметры пластовой нефти.
Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.
Известен способ увеличения нефтеотдачи, включающий закачку водной дисперсии ПАВ биологического происхождения (биоПАВ), приготовленной заранее на пункте приготовления (пат. США 4811791, 165-246, 1989 г.).
Недостатком данного способа является низкая эмульгирующая активность, используемого биоПАВ, по отношению к углеводородам.
Известен также состав для интенсификации добычи нефти, содержащий биоПАВ и биополимер Acinetobacter sp. - "Симусан" (пат. РФ 2132941, Е21В 43/22, 1997 г.).
Данный состав образует недостаточно устойчивую микроэмульсию с нефтяной фазой во времени, недостаточно эффективен в процессе нефтеотдачи.
Вышеупомянутые составы, обладая невысокой вязкостью, недостаточно эффективны в процессе нефтеотдачи пласта, т.к. дают небольшой охват пласта заводнением.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является состав для интенсификации добычи нефти, содержащий ПАВ КШАС-М, нефть, дополнительно содержит лигносульфонат (пат. РФ 2188935, Е21В 43/22, 2001 г.).
Известному способу присущи следующие недостатки: малая устойчивость к размыву образующегося в пласте осадка, недостаточно высокий показатель коэффициента прироста нефтеотдачи, необходимость остановки скважины "на выдержку" перед продолжением заводнения пласта.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности извлечения остаточной нефти за счёт изоляции высокопроницаемых зон нефтяного пласта, снижения поверхностного натяжения на границе фаз нефть-вода, увеличения охвата породы коллектора вытеснением.
Селективная изоляция водопритоков обеспечивается, в том числе увеличенной вязкостью состава по сравнению с пластовой водой, а также наличием флокуляционных сгустков, которые изолируют высокопроницаемые зоны пласта, обеспечивая увеличение охвата заводнением низкопроницаемых областей порового пространства пород-коллекторов, а поверхностно-активные свойства раствора способствуют довытеснению остаточной нефти.
Заявляемый состав для повышения нефтеотдачи пластов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие (мас. %):
- хлорид натрия 16,5-18,0%, выпускаемый по ГОСТ 4233-77;
- лигносульфонат натрия технический 9,5-10,0%, выпускаемый по ТУ 2455-055-58901825-2008;
- Нефтенол-ВКС 5,0-7,0%, выпускаемый по ТУ 2483-048-17197708-99;
- Нефтенол-ГФ 0,5-3%, выпускаемый по ТУ 2484-035-17197708-97;
- Оксиэтилидендифосфоновая кислота (ОЭДФ) 2,0%, выпускаемая по ТУ 2439-363-05763441-2002;
- вода - остальное.
Эффективность состава достигается за счет комплексного действия: увеличение охвата пласта вытеснением и увеличения коэффициента вытеснения нефти. Коэффициент охвата пласта повышается увеличенной вязкостью состава, закупоркой частицами лигносульфоната высокопроницаемых зон порового пространства породы-коллектора нефти, перераспределением фильтрационных потоков. Коэффициент вытеснения нефти увеличивается благодаря поверхностно-активным свойствам компонентов состава и эффективному доотмыву остаточной нефти.
Состав готовят простым смешением и встряхиванием компонентов. Исследование реологических свойств выполнялось на реометре типа BROOKFIELD модели PVS согласно РД 39-0147103-329-86 и инструкции к реометру.
Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков поясняется следующими фигурами:
фиг. 1 - Реологические кривые течения лигносульфоната технического (10%) при температурах 20, 40, 60, 80°С;
фиг. 2 - Зависимость динамической вязкости лигносульфоната технического (10%) от температуры;
фиг. 3 - Зависимость динамической вязкости лигносульфоната технического при температуре 21°С от концентрации в водном растворе.
Состав проявляет свойства ньютоновских жидкостей. Об этот свидетельствует тот факт, что на всех исследуемых температурах статическое напряжение сдвига практически равно нулю, кривые течения имеют линейный характер. Динамическая вязкость при снижении температуры растет и при температурах 60, 40, 20°С увеличивается по сравнению с вязкостью при 80°С в 1,3; 1,9; 2,8 раз соответственно. Получена зависимость динамической вязкости состава от температуры.
На этапе фильтрационных испытаний исследовалась вытесняющая способность раствора. Всего были подготовлены четыре насыпные модели. Первая и вторая модели характеризовались относительно высокой проницаемостью; размер частиц кварцевого песка в моделях находился в диапазоне от 160 до 300 мкм. Третья и четвертая насыпные модели характеризовались относительно низкой проницаемостью; размер частиц в моделях находился в диапазоне от 63 до 160 мкм. При этом первые две насыпные модели характеризовали высокопроницаемую зону породы-коллектора, третья и четвертая модели характеризовали относительно низкопроницаемую зону. В лабораторных исследованиях, выполняемых с целью изучения закономерностей вытеснения нефти из послойно неоднородных пластов, на практике, как правило, используются насыпные модели пористых сред.
После забивки песком высокопроницаемых моделей № 1 и № 2, производилась оценка их пористости, которая составила в среднем 32,72%. Создавалось пластовое давление и противодавление в 20 МПа. Далее производилась фильтрация через модели пластовой воды минерализацией 180 г/литр при различных расходах. Проницаемости насыпных моделей по модели пластовой воды составили 28 и 62 Дарси соответственно. После этого было проведено вытеснение модели пластовой воды нефтью с определением проницаемости насыпных моделей по нефти. Проницаемости составили 34 и 95 Дарси соответственно.
На следующем этапе было проведено вытеснение нефти из насыпных моделей моделью пластовой воды для первой насыпной модели и предлагаемым составом для второй насыпной модели. Вытеснение проводилось с использованием высокоточной бюретки. Процесс вытеснения моделью пластовой воды шел с постоянной скоростью, наблюдался процесс поршневого вытеснения, более восьмидесяти объемных процентов всего вытесненного нефти были вытеснены при фильтрации первых 2-х поровых объемов насыпной модели. При остановках процесса фильтрации уровень вытесненной жидкости в бюретке прекращал движение в тот же момент. Суммарный коэффициент вытеснения составил 35,80%.
Процесс вытеснения нефти из насыпной модели раствором лигносульфоната технического (10% масс.) показал неоднозначный результат. В отличие от вытеснения моделью пластовой воды, процесс вытеснения шёл с изменяющейся скоростью, при остановке фильтрации в процессе вытеснения указанным раствором уровень жидкости в бюретке продолжал увеличиваться в течение некоторого времени. На выходе из насыпной модели даже на начальных этапах вытеснения (первые 2 поровых объёма) выходила смесь воды с нефтью, сам лигносульфонат технический вероятно закупорил часть поровых каналов модели и не оказался подвержен вытеснению по причине значительного увеличения вязкости, вследствие чего произошло значительное снижение его гидродинамической подвижности. Коэффициент вытеснения составил 60,99%.
При разборке модели визуально установлено, что раствор лигносульфоната технического успешно прошёл через фильтр на входе и проник на 5-7 см внутрь модели. Лигносульфонат технический при вытеснении образовал гелеобразный слой, что обуславливается его полимерными физическими свойствами.
Исследования на низкопроницаемых моделях № 3 и № 4 проводились аналогичным образом. Модели наполнялись песком и утрамбовывались одинаково. После забивки моделей песком производилась оценка их пористости, которая составила в среднем 26,21%. Температура насыпной модели составляла 21 °С. Пластовое давление и противодавление были смоделированы на уровне в 20 МПа.
Далее производилась фильтрация модели пластовой воды при различных расходах. Проницаемость по модели пластовой воды для модели № 3 составила 315,87 мД, для модели № 4 - 358,25 мД. Вероятно, такая разница обусловлена различным усилием утрамбовки песка в модели. После этого было проведено вытеснение модели пластовой воды нефтью с определением проницаемости насыпных моделей по нефти. Проницаемость по нефти для модели № 3 составила 252,52 мД, для модели № 4 - 315,24 мД.
На следующем этапе было проведено вытеснение нефти из насыпных моделей моделью пластовой воды для третьей насыпной модели и предлагаемым составом для четвёртой насыпной модели. Вытеснение проводилось с использованием высокоточной бюретки.
Процесс вытеснения нефти моделью пластовой воды из третьей модели шел достаточно равномерно, на что указывает динамика вытеснения нефти. Большая часть нефти была вытеснена при фильтрации первых 2-х поровых объемов модели. При остановках процесса фильтрации уровень вытесненной жидкости в бюретке прекращал движение в тот же момент. Коэффициент вытеснения составил 22,85%.
Процесс вытеснения нефти на насыпной модели № 4 водным составом был схожим по характеру с экспериментом, проведенным на модели № 2. В отличие от вытеснения моделью пластовой воды при остановке фильтрации в процессе вытеснения указанным раствором уровень жидкости в бюретке продолжал увеличиваться в течение некоторого времени. На выходе из насыпной модели даже на начальных этапах вытеснения (первые 2 поровых объёма) выходила смесь модели пластовой воды с нефтью, частицы лигносульфоната технического вероятно закупорили поровые каналы модели, и состав не оказался подвержен вытеснению. Коэффициент вытеснения составил 28,95%. При разборке насыпной модели визуально установлено, что состав лигносулфоната технического прошёл через фильтр на входе в модель и проник на 5-7 см внутрь модели как в предыдущих экспериментах.
Результаты фильтрационных испытаний состава для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков представлены в табл. 1.
| Таблица 1. Результаты фильтрационных испытаний состава для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | ||||
| Определяемый показатель |
Модель №1 (базовый опыт) (300-160 мкм) |
Модель №2 (предлагаемый состав) (300-160 мкм) |
Модель №3 (базовый опыт) (160-63 мкм) |
Модель №4 (предлагаемый состав) (160-63 мкм) |
| Проницаемость по пластовой воде, Д |
28 | 62 | 0,32 | 0,36 |
| Проницаемость по нефти, Д |
34 | 95 | 0,25 | 0,31 |
| Коэффициент вытеснения, % |
35,80 | 60,99 | 22,85 | 28,95 |
По результатам исследования установлено, что применение предлагаемого состава в качестве вытесняющего агента позволяет существенно увеличить коэффициент вытеснения нефти из высокопроницаемых пластов, а также незначительно увеличить коэффициент вытеснения в условиях низкой проницаемости. На основании полученных результатов был сделан вывод о том, что частицы лигносульфоната при фильтрации механически осаждаются в относительно крупных порах и каналах модели пласта и выравнивают профиль «продвижения» вытесняющего агента в поровом пространстве.
В низкопроницаемых моделях частицы породы, вероятно, имели размеры, незначительно отличающиеся друг от друга, а поровое пространство имело достаточно однородную структуру. Поэтому частицы лигносульфоната технического равномерно осаждались в поровом пространстве модели и в меньшей степени повлияли на увеличение коэффициента вытеснения.
Claims (2)
- Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков, содержащий лигносульфонат натрия технический, отличающийся тем, что дополнительно содержит хлорид натрия, Нефтенол-ВКС, Нефтенол-ГФ, оксиэтилидендифосфоновую кислоту ОЭДФ, воду при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
хлорид натрия 16,5-18,0 лигносульфонат натрия технический 9,5-10,0 Нефтенол-ВКС 5,0-7,0 Нефтенол-ГФ 0,5-3 ОЭДФ 2,0 вода остальное
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2811129C1 true RU2811129C1 (ru) | 2024-01-11 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1627677A1 (ru) * | 1989-04-07 | 1991-02-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки обводненной нефт ной залежи |
| RU2188935C1 (ru) * | 2001-04-06 | 2002-09-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Состав для интенсификации добычи нефти |
| RU2230900C2 (ru) * | 2002-02-21 | 2004-06-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки нефтяного пласта |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| RU2376337C1 (ru) * | 2008-07-22 | 2009-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1627677A1 (ru) * | 1989-04-07 | 1991-02-15 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки обводненной нефт ной залежи |
| RU2188935C1 (ru) * | 2001-04-06 | 2002-09-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Состав для интенсификации добычи нефти |
| RU2230900C2 (ru) * | 2002-02-21 | 2004-06-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ обработки нефтяного пласта |
| RU2337126C2 (ru) * | 2006-10-10 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Кислотный состав для обработки терригенных коллекторов и удаления солеотложений (варианты) |
| RU2376337C1 (ru) * | 2008-07-22 | 2009-12-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Состав для изоляции пластовых вод в высокотемпературных нефтяных и газовых скважинах |
| US7762329B1 (en) * | 2009-01-27 | 2010-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods for servicing well bores with hardenable resin compositions |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Seright et al. | Injectivity characteristics of EOR polymers | |
| Shi et al. | Necessity and feasibility of improving the residual resistance factor of polymer flooding in heavy oil reservoirs | |
| CN113646381B (zh) | 用于水力压裂的反相乳液 | |
| Li | Oil recovery by low salinity water injection into a reservoir: a new study of tertiary oil recovery mechanism | |
| Blinov et al. | Rheological and Filtration Parameters of the Polymer Salt Drilling Fluids | |
| CN109996930B (zh) | 处理井底地层带的方法 | |
| RU2476665C2 (ru) | Способ изоляции водопритока в скважине | |
| CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2528183C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2279540C1 (ru) | Способ регулирования разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| US11118101B2 (en) | Multiphase polymer suspension and use thereof | |
| RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
| Rogachev et al. | Experiments of fluid diversion ability of a new waterproofing polymer solution | |
| RU2167280C2 (ru) | Способ разработки неоднородной залежи углеводородов | |
| RU2322582C2 (ru) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2536070C1 (ru) | Способ разработки и повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов | |
| RU2451168C1 (ru) | Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов | |
| RU2480503C1 (ru) | Состав для водоизоляционных работ в газовых скважинах | |
| RU2530007C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2109939C1 (ru) | Состав для ограничения притока пластовых вод | |
| RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| RU2792491C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора верей-башкирских объектов |