RU2026968C1 - Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability - Google Patents
Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2026968C1 RU2026968C1 SU5012668A RU2026968C1 RU 2026968 C1 RU2026968 C1 RU 2026968C1 SU 5012668 A SU5012668 A SU 5012668A RU 2026968 C1 RU2026968 C1 RU 2026968C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- volume
- lignosulfonate
- solution
- permeability
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title abstract description 15
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 22
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 claims abstract description 15
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 4
- UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N Sulphide Chemical compound [S-2] UCKMPCXJQFINFW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- PZNOBXVHZYGUEX-UHFFFAOYSA-N n-prop-2-enylprop-2-en-1-amine;hydrochloride Chemical compound Cl.C=CCNCC=C PZNOBXVHZYGUEX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 16
- 239000000872 buffer Substances 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 7
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 7
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 6
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 6
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 5
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 5
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000012062 aqueous buffer Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 229920006317 cationic polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 231100000252 nontoxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000003000 nontoxic effect Effects 0.000 description 1
- 229920000867 polyelectrolyte Polymers 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам увеличения нефтеотдачи разнопроницаемых пластов нефтяных и газовых месторождений путем закачки загущенной полимерами воды. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for increasing oil recovery of permeable layers of oil and gas fields by pumping polymer-thickened water.
Известны способы воздействия на нефтяные пласты с целью увеличения нефтеотдачи путем закачки воды, загущенной полимером [1, 2]. Known methods of exposure to oil reservoirs in order to increase oil recovery by pumping water, thickened with polymer [1, 2].
Недостатки известных методов - подверженность растворов полимеров деструкциям и снижение в связи с этим вязкости растворов, невозможность в достаточной мере изолировать промытые предыдущим заводнением более высокопроницаемые пропластки или трещины с проницаемостью более 2 мкм2. Охват разнопроницаемого пласта воздействием очень незначителен.The disadvantages of the known methods are the susceptibility of polymer solutions to degradation and, therefore, the decrease in the viscosity of the solutions, the inability to sufficiently isolate the more highly permeable layers or cracks with a permeability of more than 2 μm 2 washed by the previous water flooding. The coverage of a multi-permeable formation by exposure is very negligible.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ вытеснения нефти, включающий закачку полимерa и воды [3]. Closest to the proposed invention in technical essence and the achieved result is a method of oil displacement, including the injection of polymer and water [3].
Недостатки данного раствора - недостаточная вязкость, малый охват пласта воздействием, невозможность выравнивания и изменения нефтяных потоков. The disadvantages of this solution are insufficient viscosity, low coverage of the formation by exposure, the inability to align and change oil flows.
Цель изобретения - увеличение нефтеотдачи путем доизвлечения нефти промытых зон и/или перераспределения потоков. The purpose of the invention is to increase oil recovery by re-extraction of oil from the washed zones and / or redistribution of flows.
Поставленная цель достигается предварительной перед раствором полидиметилдиаллиламоний хлорида закачкой раствора лигносульфоната и водного буфера. Закачка раствора лигносульфоната, буфер и полидиметилдиаллиламоний хлорида (ПДМДААХ) производится циклически суммарным объемом 20 - 30% объема пор обрабатываемой зоны, при этом содержание ПДМДААХ в воде составляет 1 - 5% (предпочтительные концентрации - 1,5 - 3%) и лигносульфоната (ЛС) от 17 до 30 мас. %. This goal is achieved by pre-injection of a solution of polydimethyldiallamonium chloride by injection of a solution of lignosulfonate and an aqueous buffer. The lignosulfonate solution, buffer and polydimethyl diallylamonium chloride (PDMDAAH) are pumped in cyclically with a total volume of 20-30% of the pore volume of the treated zone, while the content of PDMDAAH in water is 1-5% (preferred concentrations are 1.5-3%) and lignosulfonate (LS) ) from 17 to 30 wt. %
ПДМДААХ является катионным полиэлектролитом. Выпускается промышленностью в соответствии с ТУ-6-05-231-238-83. Лигносульфонат - технический, марки А, отход целлюлозно-бумажной промышленности ОСТ-13-183-83. PDMDAAH is a cationic polyelectrolyte. It is produced by industry in accordance with TU-6-05-231-238-83. Lignosulfonate - technical, grade A, waste of the pulp and paper industry OST-13-183-83.
Сопоставительный анализ заявляемого технического решения с прототипом показывает, что заявляемый способ отличается от известного по признакам, изложенным выше. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию изобретения "новизна". A comparative analysis of the proposed technical solution with the prototype shows that the claimed method differs from the known according to the signs set forth above. Thus, the claimed method meets the criteria of the invention of "novelty."
В известных технических решениях не были обнаружены признаки, отличающие заявляемое решение от прототипа. Это позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого способа критерию "существенные отличия". In the known technical solutions were not found signs that distinguish the claimed solution from the prototype. This allows us to conclude that the proposed method meets the criterion of "significant differences".
На фиг. 1 представлен график изменения эффективной вязкости композиции ЛС и ПДМДААХ во времени; на фиг. 2 - зависимость Ф-f(ΔР) при концентрации раствора ЛС 30%; на фиг. 3 - зависимость нефтеотдачи слоисто-неоднородного пласта от относительного объема закачки. In FIG. 1 is a graph of the effective viscosity of a composition of drugs and PDMDAAH over time; in FIG. 2 - dependence Ф-f (ΔР) at a drug solution concentration of 30%; in FIG. 3 - dependence of oil recovery of a layered heterogeneous formation on the relative volume of injection.
При закачке полимерного раствора в равнопроницаемые пласты он опережающе проникает в пропластки более высокой проницаемости, создавая в них за счет повышенной вязкости и адсорбционных явлений дополнительные сопротивления потоку. When polymer solution is injected into equally permeable formations, it penetrates ahead into the interlayers of higher permeability, creating additional flow resistance in them due to increased viscosity and adsorption phenomena.
Таким образом происходит выравнивание фронта вытеснения и увеличения охвата пласта воздействием. Однако известно, что величина остаточного фактора сопротивления полимерного раствора снижается с ростом проницаемости. При проницаемости более 2 мкм2 остаточный фактор сопротивления практически не реализуется. Вследствие этого применение просто полимерных растворов в разнопроницаемых (трещиновато-поровых) коллекторах является малоэффективным. Поэтому для более эффективного распределения потоков, создания повышенных сопротивлений в уже промытых зонах предлагается последовательно закачивать растворы лигносульфоната и ПДМДААХ. В результате взаимодействия этих двух агентов в пласте образуется пространственный физический гель, обладающий хорошей адгезией. Создание в пористой среде нетекучего геля не предполагает полную закупорку ее. Под действием перепада давления вода прошивает пористую среду, в которой образовался гель, вытесняя небольшую часть его из самых крупных каналов или двигаясь по каналам, в которых гель не образовался. При этом реализуется достаточно высокий фактор сопротивления.Thus, the displacement front is aligned and the formation coverage is increased by the impact. However, it is known that the value of the residual resistance factor of the polymer solution decreases with increasing permeability. With a permeability of more than 2 μm 2, the residual resistance factor is practically not realized. As a result, the use of simply polymer solutions in differently permeable (fractured-pore) reservoirs is ineffective. Therefore, in order to more efficiently distribute flows and create increased resistances in already washed zones, it is proposed to sequentially pump lignosulfonate and PDMDAAH solutions. As a result of the interaction of these two agents in the reservoir, a spatial physical gel is formed with good adhesion. The creation of a non-fluid gel in a porous medium does not imply a complete blockage of it. Under the action of a pressure drop, water pierces the porous medium in which the gel is formed, displacing a small part of it from the largest channels or moving along the channels in which the gel is not formed. In this case, a sufficiently high resistance factor is realized.
Одним из классических технологических методов определения гелеобразования является метод, основанный на измерении вязкости системы в ротационном приборе цилиндр-цилиндр. В данном случае для оценки времени гелеобразования использовался ротационный вискозиметр типа "Реостат-"". С его помощью определяли кинетику изменения вязкости изучаемых систем во времени (рис. 1). Увеличение вязкости системы во времени при постоянном напряжении сдвига 1,5 с-1 говорит об образовании геля.One of the classic technological methods for determining gelation is a method based on measuring the viscosity of a system in a cylinder-to-cylinder rotary device. In this case, we used a “Reostat-” type rotational viscometer to estimate gelation time. Using it, we determined the kinetics of the change in viscosity of the systems under study in time (Fig. 1). An increase in the viscosity of the system in time with a constant shear stress of 1.5 s -1 says about gel formation.
Экспериментальные исследования с целью определения остаточного фактора сопротивления проводились на моделях насыпных пористых сред, представляющих из себя трубки из нержавеющей стали. Длина образцов составляла 55 см, диаметр 3,0 см. Подача агентов осуществлялась с постоянным расходом. В качестве буфера применялась пресная вода. Experimental studies to determine the residual resistance factor were carried out on models of bulk porous media, which are stainless steel tubes. The length of the samples was 55 cm, the diameter was 3.0 cm. The agents were supplied at a constant flow rate. Fresh water was used as a buffer.
Как отмечалось выше, остаточный фильтр сопротивления (ФОС) для полимерных растворов при проницаемостях выше 2 мкм2 практически становится равным нулю. Причем создание достаточных сопротивлений для высоких проницаемостей, позволяющих выдерживать значительные перепады, является очень сложной задачей. Поэтому в наших экспериментах проницаемость превышала 10 мкм2. Таким образом моделировались довольно жесткие условия по проницаемости.As noted above, the residual resistance filter (FOS) for polymer solutions with permeabilities above 2 μm 2 practically becomes zero. Moreover, the creation of sufficient resistances for high permeabilities, which can withstand significant differences, is a very difficult task. Therefore, in our experiments, the permeability exceeded 10 μm 2 . In this way, fairly stringent permeability conditions were modeled.
Методика экспериментов заключалась в образовании в модели пласта геля по разным технологиям, а затем осуществлялась закачка воды с оценкой остаточного фактора сопротивлений (ФОС). The experimental technique consisted in the formation of a gel in the reservoir model using various technologies, and then water was injected with an estimate of the residual resistance factor (FOS).
Под ФОС понималось Ф = Кн/Кт, где Кн - проницаемость модели пласта по воде до обработки, Кт - проницаемость по воде после обработки одной из технологий (ЛС, буфер, ПДМДААХ).FOS was understood as Φ = K n / K t , where K n is the permeability of the reservoir model by water before treatment, K t is the water permeability after treatment of one of the technologies (drugs, buffer, PDMDAAH).
С целью определения оптимальных концентраций агентов проводились эксперименты, результаты которых представлены в табл. 1. In order to determine the optimal concentrations of agents, experiments were conducted, the results of which are presented in table. 1.
Из таблицы видно, что технология является наиболее эффективной для концентраций лигносульфоната 17 - 30% и концентраций полимера 1,5 - 5% при более предпочтительных 1,5 - 3,0 мас. %. Концентрации полимера выше 5% становятся экономически невыгодными, менее 1% - технологически мало эффективными. Оптимальными концентрациями лигносульфоната являются 17 - 30%. The table shows that the technology is most effective for concentrations of lignosulfonate 17-30% and polymer concentrations of 1.5-5% with more preferred 1.5-3.0 wt. % Polymer concentrations above 5% become economically disadvantageous, less than 1% become technologically inefficient. The optimal lignosulfonate concentrations are 17-30%.
В результате взаимодействия катионного полимера и ЛС образуется гель, обладающий выраженными вязкоупругими свойствами, не подчиняющимися закону Ньютона, поэтому при разных градиентах давления получались различные ФОС (фиг. 2). При концентрациях полимера меньше 17% ФОС не зависел от приложенного давления. As a result of the interaction of the cationic polymer and the LS, a gel is formed that has pronounced viscoelastic properties that do not obey Newton’s law; therefore, various FOSs were obtained at different pressure gradients (Fig. 2). At polymer concentrations less than 17%, the FOS was independent of the applied pressure.
Оптимальными объемами закачки (табл. 2) являются 0,2 - 0,3 объема обработанной модельной зоны. The optimal injection volumes (Table 2) are 0.2 - 0.3 volumes of the treated model zone.
ФОС сравнивается для градиента давления 0,2 МПа. FOS is compared for a pressure gradient of 0.2 MPa.
При взаимодействии ЛС и ПДМДААХ в пласте образуется объемный гель, обладающий способностью как фильтроваться по пласту с возможностью доотмыва остаточной нефти, так и полностью закупоривать высокопроницаемые пропластки. Возможности технологии зависят от величины буферной оторочки (табл. 3). During the interaction of drugs and PDMDAAH, a bulk gel is formed in the formation, which has the ability to both filter through the formation with the possibility of washing out the residual oil and completely plug high-permeability layers. Technology capabilities depend on the size of the buffer rim (table. 3).
Наличие буферной оторочки обуславливается следующими обстоятельствами: во-первых, необходимостью промывать ствол скважины от раствора реагента, закачиваемого первым с целью предотвращения образования геля в стволе скважины; во-вторых, буферная оторочка продвигает первый реагент вглубь пласта, что повышает глубину обработки скважин. Из табл. 3 следует, что в зависимости от геолого-технической необходимости наиболее оптимальной является величина размера буферной оторочки в 2-3 раза меньшая, чем величина каждого из агентов, закачанных в один цикл. The presence of a buffer rim is caused by the following circumstances: firstly, the need to flush the wellbore from a reagent solution injected first to prevent gel formation in the wellbore; secondly, the buffer rim pushes the first reagent deep into the reservoir, which increases the depth of processing wells. From the table. 3 it follows that, depending on the geological and technical necessity, the optimal value is the size of the buffer rim 2-3 times smaller than the value of each of the agents pumped in one cycle.
С целью увеличения зон смешения для технологий, осуществляемых методом двух растворов (ЛС и ПДМДААХ), к которым относится и предлагаемая, осуществляют циклически, считая за один - закачку лигносульфоната-буфера-ПДМДААХ. С увеличением числа циклов растут и реализуемые факторы остаточных сопротивлений в отрабатываемых зонах (табл. 4). In order to increase the mixing zones for technologies carried out by the method of two solutions (drugs and PDMDAAH), to which the proposed one belongs, they are carried out cyclically, counting for one - the injection of lignosulfonate-buffer-PDMDAAH. With an increase in the number of cycles, realizable factors of residual resistances in the worked out zones also grow (Table 4).
В экспериментах использовались: раствор ЛС = 30%; ПДМДААХ = 2,5. The following were used in the experiments: LS solution = 30%; PDMDAAH = 2.5.
Общий объем закачки 0,3 от величины обрабатываемого объема. The total injection volume of 0.3 of the processed volume.
Как показали исследования, образующийся гелеобразный экран обладает стойкостью к повышенным температурам (до 100оС) и с увеличением минерализации вод в буферной оторочке фактор остаточного сопротивления имеет тенденцию к росту (табл. 5 и 6).Studies have shown that the resulting gel-like screen is resistant to elevated temperatures (up to 100 ° C) and with increasing salinity of water in the buffer rim residual resistance factor tends to increase (Table. 5 and 6).
В первом опыте буфером являлась пресная вода, во втором - пластовая вода Мишкинского нефтяного месторождения с минерализацией 400 г/л. In the first experiment, the buffer was fresh water, in the second, the produced water of the Mishkinsky oil field with a salinity of 400 g / l.
Из табл. 5 видно, что с увеличением минерализации буферной жидкости растет и степень закупорки промытого пласта. From the table. Figure 5 shows that with an increase in the mineralization of the buffer fluid, the degree of blockage of the washed formation also increases.
Из табл. 6 видно, что температура положительно влияет на эффективность процесса. From the table. 6 shows that temperature positively affects the efficiency of the process.
Используемые в предлагаемом способе воздействия на разнопроницаемые пропластки агенты являются не токсичными. The agents used in the proposed method for acting on heterogeneous permeable layers are non-toxic.
Решается вопрос с использованием отхода производства целлюлозно-бумажной промышленности. The issue of using waste from the pulp and paper industry is being addressed.
Закачиваемые оторочки поступают в высокопроницаемые зоны пласта, трещины, где и происходит основное образование геля. Значительно растет сопротивление этих зон. Таким образом, достигается эффект перераспределения потоков и подключения не охваченных воздействием менее проницаемых зон. The injected rims enter the highly permeable zones of the formation, cracks, where the main gel formation occurs. Significantly increases the resistance of these zones. Thus, the effect of redistribution of flows and the connection of less permeable zones not affected by the effect is achieved.
В основе примера применения способа и сравнения с прототипом была проведена серия экспериментов на двухслойной насыпной модели пласта с изолированными пропластками, имеющими общий вход и раздельные выходы. Пропластки моделировались трубками из нержавеющей стали длиной 60 см и диаметром 3 см. Проницаемости пропластков отличались на порядок и составляли 3 и 30 мкм2. По стандартной методике данная модель пласта насыщалась рекомбинированной смесью нефти с керосином вязкостью 20 МПа.с. Создавалась связанная вода. Затем проводились серии экспериментов по воздействию с целью определения нефтеотдачи (фиг. 3). После 95% продукции модели разнопроницаемого пласта в модель пласта в количестве 0,3 объема обрабатываемой части пласта закачивался в два цикла раствор лигносульфоната концентрации 30%, буфер пресной воды в количестве 1/2 от величины объемов каждого из агентов одного цикла, раствор ПДМДААХ концентрации 2,5%. Затем проводилась дальнейшая закачка воды.A series of experiments on a two-layer bulk model of a reservoir with isolated interlayers having a common entrance and separate exits was carried out as an example of the application of the method and comparison with the prototype. The interlayers were modeled by
При такой значительной разнице проницаемостей в первую очередь обводнялся высокопроницаемый пропласток. По достижению 95% обводненности низкопроницаемый пропласток как при воздействии водой, так и полимерным раствором практически не подвергался выработке. При введении композиции нефтеотдача пласта увеличилась на 30-32%. Увеличение нефтеотдачи произошло как за счет перераспределения потоков и подключения низкопроницаемого пропластка, так и за счет частичной фильтрации отдельных сегментов геля по высокопроницаемому пропластку (коэффициент вытеснения увеличился на 7%) . With such a significant difference in permeability, a highly permeable layer was first flooded. Upon reaching 95% water cut, the low permeability interlayer, when exposed to both water and a polymer solution, practically did not undergo production. With the introduction of the composition, oil recovery increased by 30-32%. The increase in oil recovery occurred both due to the redistribution of flows and the connection of a low-permeability interlayer, and due to the partial filtration of individual segments of the gel over a highly permeable interlayer (displacement coefficient increased by 7%).
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5012668 RU2026968C1 (en) | 1991-11-25 | 1991-11-25 | Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5012668 RU2026968C1 (en) | 1991-11-25 | 1991-11-25 | Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2026968C1 true RU2026968C1 (en) | 1995-01-20 |
Family
ID=21589577
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5012668 RU2026968C1 (en) | 1991-11-25 | 1991-11-25 | Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2026968C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2116438C1 (en) * | 1996-12-11 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for stimulating oil bed having non-uniform reservoirs |
| WO1998048144A1 (en) * | 1997-04-23 | 1998-10-29 | Oil-Pt Rohölförderung-Consulting Gmbh | Process for improving the petroleum output of a petroleum-bearing layer |
| RU2127803C1 (en) * | 1998-06-26 | 1999-03-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Method for treating oil deposit with non-uniform reservoirs |
| WO1999051855A1 (en) | 1998-04-02 | 1999-10-14 | Oskar Schmidt | Method for improving the delivery of crude oil from a petroliferous bed |
| WO1998042806A3 (en) * | 1997-03-21 | 2000-08-24 | P O C Oil Industry Technology | Additive and process for stabilizing liquid hydrocarbon fuels against biological degrading |
| RU2162143C1 (en) * | 1999-12-14 | 2001-01-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of controlling oil deposit development by waterflooding |
| RU2527988C2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Improved methods for distribution and deviation of fluids in underground strata |
-
1991
- 1991-11-25 RU SU5012668 patent/RU2026968C1/en active
Non-Patent Citations (3)
| Title |
|---|
| 1. Патент США N 3796263, кл. 166 295, опубл.1974. * |
| 2. Патент США N 4648541, кл. 166-273, опубл.1984. * |
| 3. Авторское свидетельство СССР N 1501596, кл. E 21B 43/22, 1987. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2116438C1 (en) * | 1996-12-11 | 1998-07-27 | Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" | Method for stimulating oil bed having non-uniform reservoirs |
| WO1998042806A3 (en) * | 1997-03-21 | 2000-08-24 | P O C Oil Industry Technology | Additive and process for stabilizing liquid hydrocarbon fuels against biological degrading |
| WO1998048144A1 (en) * | 1997-04-23 | 1998-10-29 | Oil-Pt Rohölförderung-Consulting Gmbh | Process for improving the petroleum output of a petroleum-bearing layer |
| AT404968B (en) * | 1997-04-23 | 1999-04-26 | Oil Pt Rohoelfoerderung Consul | METHOD FOR IMPROVING PETROLEUM DELIVERY FROM A PETROLEUM LAYER |
| WO1999051855A1 (en) | 1998-04-02 | 1999-10-14 | Oskar Schmidt | Method for improving the delivery of crude oil from a petroliferous bed |
| RU2127803C1 (en) * | 1998-06-26 | 1999-03-20 | Поддубный Юрий Анатольевич | Method for treating oil deposit with non-uniform reservoirs |
| RU2162143C1 (en) * | 1999-12-14 | 2001-01-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of controlling oil deposit development by waterflooding |
| RU2527988C2 (en) * | 2009-09-01 | 2014-09-10 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Improved methods for distribution and deviation of fluids in underground strata |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| RU2062863C1 (en) | Method for selective motion of unripened flowing gel of cross-linked polymer through the area of the nearest drill well with lower water bearing bed with liquid communication to this area | |
| US11248161B2 (en) | Method of increasing the oil recovery from an oil-bearing formation | |
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| RU2125648C1 (en) | Method for increasing oil recovery from oil deposit | |
| RU2026968C1 (en) | Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability | |
| RU2112875C1 (en) | Method for isolation of brine water in fissured beds | |
| RU2044872C1 (en) | Method for stimulation of pool with nonuniform reservoirs | |
| CA1124171A (en) | Treating underground formations | |
| RU2085710C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2043494C1 (en) | Method for development of water-encroached nonuniform formation of oil pool | |
| RU2135756C1 (en) | Process of exploitation of inhomogeneous strata | |
| US3193007A (en) | Method for controlling injectivity profiles | |
| RU2167278C2 (en) | Method of developing nonuniform oil formation | |
| RU2116439C1 (en) | Method for development of flooded non-uniform oil bed | |
| RU2117755C1 (en) | Method for treating bottom-hole zone of productive oil bed | |
| RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2195546C1 (en) | Method of isolating flushed zones in oil formation | |
| Parmeswar et al. | A study of the reduction of brine permeability in Berea sandstone with the aluminum citrate process | |
| RU2263773C1 (en) | Conformance control method for injection wells | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2083813C1 (en) | Compound for treating down-hole zone of oil beds | |
| RU2145379C1 (en) | Method of selective water shutoff in well |