RU2140535C1 - Method of controlling formation permeability - Google Patents
Method of controlling formation permeability Download PDFInfo
- Publication number
- RU2140535C1 RU2140535C1 RU98112902/03A RU98112902A RU2140535C1 RU 2140535 C1 RU2140535 C1 RU 2140535C1 RU 98112902/03 A RU98112902/03 A RU 98112902/03A RU 98112902 A RU98112902 A RU 98112902A RU 2140535 C1 RU2140535 C1 RU 2140535C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- composition
- waste
- oil
- permeability
- Prior art date
Links
- 230000035699 permeability Effects 0.000 title claims abstract description 14
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000034 method Methods 0.000 title description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 38
- JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N epsilon-caprolactam Chemical compound O=C1CCCCCN1 JBKVHLHDHHXQEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000002699 waste material Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 4
- 239000003513 alkali Substances 0.000 claims description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000004014 plasticizer Substances 0.000 abstract description 2
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 9
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 6
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 4
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N Benzene Chemical compound C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 3
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 2
- NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N Acrylonitrile Chemical compound C=CC#N NLHHRLWOUZZQLW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920006318 anionic polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 1
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 239000012716 precipitator Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для регулирования проницаемости пласта, применяемым для повышения нефтеотдачи неоднородных нефтяных пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for regulating the permeability of the reservoir, used to increase oil recovery of heterogeneous oil reservoirs.
В патенте РФ N 2039224, E 21 B 43/22, 33/138 предлагается для повышения нефтеотдачи неоднородных пластов проводить последовательную закачку водного раствора алюмохлорида (отхода алкилирования бензола), щелочного стока производства капролактама (ЩСПК) и вытесняющего агента. In RF patent N 2039224, E 21
Известен состав для вытеснения нефти из пласта, включающий ЩСПК и воду (патент РФ N 2060375, E 21 B 43/22). A known composition for the displacement of oil from the reservoir, including SHCHSPK and water (RF patent N 2060375, E 21
Недостатком известных технических решений является недостаточная технологическая и экономическая эффективность. A disadvantage of the known technical solutions is the lack of technological and economic efficiency.
В способе разработки обводненных нефтяных залежей (а.с. СССР N 1596875, E 21 B 43/22) предлагается проводить последовательную закачку ЩСПК и водного раствора многовалентного металла, в том числе 20 - 50% раствора хлорида кальция. In the method for developing flooded oil deposits (AS USSR N 1596875, E 21
Недостатком его является низкая эффективность при применении на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений. Its disadvantage is low efficiency when applied in the middle and late stages of oil field development.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому составу является состав, включающий щелочь и водорастворимый полимер (А.Т.Горбунов, Л.Н. Бученков "Щелочное заводнение". М.: Недра, 1989 г., с. 40 - 48). The closest in technical essence to the proposed composition is a composition comprising an alkali and a water-soluble polymer (A.T. Gorbunov, LN Buchenkov "Alkaline flooding". M: Nedra, 1989, p. 40 - 48).
Недостатком его является недостаточная эффективность. Its disadvantage is lack of effectiveness.
Задачей изобретения является повышение эффективности воздействия на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений. The objective of the invention is to increase the effectiveness of the impact in the middle and late stages of oil field development.
Указанная задача решается заявляемым составом, включающим щелочной отход производства капролактама (ЩОПК) или его смесь с технической пресной водой с содержанием щелочного отхода производства капролактама не менее 5,0 мас.% и водорастворимый полимер, при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Щелочной отход производства капролактама или его смесь с технической пресной водой - 95,0 - 99,99
Водорастворимый полимер - 0,01 - 5,0
ЩОПК является крупнотоннажным отходом производства капролактама. Данный реагент выпускается под двумя наименованиями: ЩСПК (ТУ 113-03-488-84) и пластификатор адипиновый щелочной (ТУ 2433-637-002090023-97). Характеристика ЩОПК приведена в табл. 1. В качестве технической пресной воды может быть использована вода из поверхностных пресных источников или артезианских скважин.This problem is solved by the claimed composition, including alkaline waste production of caprolactam (SCHOPK) or its mixture with industrial fresh water containing alkaline waste production of caprolactam of at least 5.0 wt.% And a water-soluble polymer, in the following ratio, wt.%:
Alkaline waste of caprolactam production or its mixture with technical fresh water - 95.0 - 99.99
Water soluble polymer - 0.01 - 5.0
SCHOPK is a large-capacity waste of caprolactam production. This reagent is available under two names: ShchSPK (TU 113-03-488-84) and an adipic alkaline plasticizer (TU 2433-637-002090023-97). Characteristics of SCHOPK are given in table. 1. Water from surface fresh sources or artesian wells can be used as technical fresh water.
В качестве водорастворимого полимера используют неионогенные или анионактивные полимеры, например полиакриламиды (ПАА) различных марок, карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) и т.п. As a water-soluble polymer, nonionic or anionic polymers are used, for example, polyacrylamides (PAA) of various grades, carboxymethyl cellulose (CMC), and the like.
Эффективность достигается следующим способом. При смешении состава в пласте с минерализованными водами или специально закаченными оторочками растворов солей двух- и трехвалентных металлов происходит образование дисперсной системы с повышенным фильтрационным сопротивлением. По мере старения дисперсной системы осаждаются объемные и рыхлые осадки. Полимер способствует стабилизации дисперсной системы и повышает ее вязкость, а также приводит к увеличению объема образующегося осадка и укрупнению частиц осадка. Фильтрация через пласт состава приводит к снижению проницаемости обводненных высокопроницаемых зон и пропластков, что способствует выравниванию фронта заводнения, вытеснению остаточной нефти, снижению обводненности продукции, уменьшению непроизводительной закачки воды и вовлечению в разработку плохо дренированных участков пласта. Efficiency is achieved in the following way. When the composition is mixed in the formation with mineralized waters or specially injected rims of solutions of salts of divalent and trivalent metals, a dispersed system with an increased filtration resistance is formed. As the dispersed system ages, bulk and loose sediments precipitate. The polymer helps to stabilize the dispersed system and increases its viscosity, and also leads to an increase in the volume of the formed precipitate and enlargement of the particles of the precipitate. Filtration through the reservoir of the composition leads to a decrease in the permeability of flooded highly permeable zones and interlayers, which helps to level the waterflood front, displace residual oil, reduce water cut of the product, reduce unproductive water injection and involve poorly drained sections of the reservoir in the development.
Состав готовят путем смешения ЩОПК, полимера и воды или ЩОПК и полимера. The composition is prepared by mixing ShchOPK, polymer and water, or ShchOPK and polymer.
Состав для регулирования проницаемости пласта может быть применен на средней и поздней стадиях разработки нефтяных месторождений с неоднородными пластами. The composition for controlling the permeability of the formation can be applied at the middle and late stages of the development of oil fields with heterogeneous formations.
Эффективность состава определяют экспериментально по ниже описанным методикам. Результаты исследований приведены в табл. 2 - 7. The effectiveness of the composition is determined experimentally by the methods described below. The research results are given in table. 2 - 7.
Пример 1. Исследование проводили на примере Арланского месторождения. В эксперименте использовали минерализованную воду плотностью 1116 кг/м3 и полимеры: КМЦ-500, ПАА CS-30, гидролизованное акрилонитрильное волокно "Гивпан" и ПАА Alcomer-507. Состав готовили путем растворения полимера в ЩОПК.Example 1. The study was conducted on the example of the Arlan field. The experiment used mineralized water with a density of 1116 kg / m 3 and polymers: KMTs-500, PAA CS-30, hydrolyzed acrylonitrile fiber "Givpan" and PAA Alcomer-507. The composition was prepared by dissolving the polymer in ShchOPK.
В мерных пробирках в различных объемных соотношениях смешивали состав и минерализованную воду, что моделировало процесс их смешения в пласте. Объем образующегося осадка измеряли визуально. Осадки выдерживали до прекращения изменения объема. Процесс старения осадка в основном завершался за 4 - 7 суток при 20oC. Осадкообразующее действие состава определяли по отношению объема состаренного осадка (Vос.) к общему объему смешанных состава и осадителя (Vоб.)
α = (Vос./Vоб.)•100%,
где α - объемная доля состаренного осадка от общего объема, %. Данные эксперимента приведены в табл. 2 - 4.In volumetric test tubes in different volume ratios, the composition and mineralized water were mixed, which simulated the process of their mixing in the reservoir. The volume of precipitate formed was measured visually. Precipitation was maintained until the termination of the change in volume. The process of aging the precipitate essentially completed after 4 - 7 days at 20 o C. rain-effect of the composition was determined by the volume ratio of the aged sludge (V a.) To the total volume of mixed composition and the precipitator (V on).
α = (V Os. / V vol. ) • 100%,
where α is the volume fraction of aged sludge from the total volume,%. The experimental data are given in table. 2 to 4.
Полученные данные показывают, что при смешении состава с минерализованными водами происходит образование значительных объемов осадка, что указывает на способность состава снижать проницаемость промытых водопроводящих зон и пропластков. Объем осадка и его плотность увеличивается по мере роста концентрации полимеров в растворе. Наибольший объем осадков образуется при использовании составов с CS-30. The data obtained show that when the composition is mixed with mineralized waters, significant amounts of sediment are formed, which indicates the ability of the composition to reduce the permeability of washed water-conducting zones and interlayers. The volume of the precipitate and its density increases as the concentration of polymers in the solution increases. The greatest amount of precipitation is formed when using formulations with CS-30.
Пример 2. Важной характеристикой составов для закачки в пласт является вязкость. Измерение вязкости проводили на ротационном вискозиметре "Реотест-2". Результаты эксперимента приведены в табл. 5. Example 2. An important characteristic of the compositions for injection into the reservoir is viscosity. The viscosity was measured on a Reotest-2 rotational viscometer. The results of the experiment are given in table. 5.
Полученные данные показывают, что добавка полимеров повышает вязкость состава. Рост концентрации полимера приводит к росту вязкости состава. Повышенная вязкость способствует росту регулирующей способности состава. The data obtained show that the addition of polymers increases the viscosity of the composition. An increase in polymer concentration leads to an increase in the viscosity of the composition. Increased viscosity contributes to the growth of the regulatory ability of the composition.
Пример 3. Исследование способности заявляемого состава регулировать (снижать) проницаемость водопроводящих каналов пласта испытывали на водонасыщенных моделях пласта Арланского месторождения. Подготовка модели включала набивку корпуса модели кварцевым песком и насыщение арланской минерализованной водой. В ходе фильтрационных опытов через керны фильтровали минерализованную воду до стабилизации перепада давления (ΔP), затем состав и опять минерализованную воду до стабилизации ΔP. Действие растворов ЩОПК оценивали по изменению фильтрационного сопротивления модели пласта
Fсопр.= (ΔPt/Qt)/(ΔP1/Q1),
где Fсопр. - фактор сопротивления, ΔP1 - перепад давления при первоначальной фильтрации воды, ΔPt и Qt - текущие перепад давления и скорости фильтрации, Q1 - средняя скорость фильтрации. В случае установившейся фильтрации:
Fсопр.=Fост.=k1/k2.Example 3. The study of the ability of the claimed composition to regulate (reduce) the permeability of the water supply channels of the formation was tested on water-saturated models of the formation of the Arlan field. Preparation of the model included stuffing the model’s body with quartz sand and saturation with Arlan mineralized water. In the course of filtration experiments, mineralized water was filtered through cores to stabilize the differential pressure (ΔP), then the composition and again mineralized water to stabilize ΔP. The effect of alkali-carbon dioxide solutions was evaluated by the change in the filtration resistance of the reservoir
F Res. = (ΔP t / Q t ) / (ΔP 1 / Q 1 ),
where F mat. - resistance factor, ΔP 1 - pressure drop during initial water filtration, ΔP t and Q t - current pressure drop and filtration rate, Q 1 - average filtration rate. In case of steady filtration:
F Res. = F ost. = k 1 / k 2 .
где Fост. - остаточное фильтрационное сопротивление, k1 и k2 - проницаемость кернов по воде до и после воздействия. Характеристика моделей пласта и результаты экспериментов приведены в табл. 6 - 7.where F ost. - residual filtration resistance, k 1 and k 2 - core permeability to water before and after exposure. The characteristics of the reservoir models and the experimental results are given in table. 6 - 7.
Данные табл. 7 показывают, что заявляемый состав способен значительно в большей степени снижать проницаемость пористых сред, чем прототип. Закачка 0,25 поровых объемов (п.о.) состава по прототипу привела к уменьшению проницаемости модели в 2.5 - 3.3 раза, а закачка 0.10 - 0.20 п.о. заявляемого состава снижает проницаемость моделей пласта в 12.2 - 62 раза. Прокачка через пористые среды больших объемов воды не приводит к увеличению проницаемости. Таким образом, полученные данные показывают возможность эффективного применения состава для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков на месторождениях с минерализованными пластовыми и закачиваемыми водами. Меняя концентрацию ЩОПК и полимера в составе можно регулировать свойства состава. The data table. 7 show that the claimed composition is able to significantly reduce the permeability of porous media than the prototype. The injection of 0.25 pore volumes (bp) of the composition according to the prototype led to a decrease in the permeability of the model by 2.5 - 3.3 times, and the injection of 0.10 - 0.20 bp of the claimed composition reduces the permeability of reservoir models in 12.2 - 62 times. Pumping large volumes of water through porous media does not increase permeability. Thus, the obtained data show the possibility of effective use of the composition for regulating the permeability of the formation and isolation of water inflows in the fields with mineralized formation and injected waters. By varying the concentration of SHCHPK and the polymer in the composition, the properties of the composition can be controlled.
Полученные данные подтверждают высокую эффективность заявляемого состава. Применение состава в нефтедобывающей промышленности позволит:
- повысить эффективность извлечения нефти из неоднородных коллекторов;
- уменьшить обводненность добываемой продукции и непроизводительную закачку воды;
- квалифицированно использовать вторичные материальные ресурсы (отходы) нефтехимической промышленности,
- улучшить охрану окружающей среды.The data obtained confirm the high efficiency of the claimed composition. The use of the composition in the oil industry will allow:
- increase the efficiency of oil recovery from heterogeneous reservoirs;
- reduce water cut in extracted products and unproductive water injection;
- qualified use of secondary material resources (waste) of the petrochemical industry,
- improve environmental protection.
Claims (1)
Щелочной отход производства капролактама или его смесь с технической пресной водой - 95,0 - 99,99
Водорастворимый полимер - 0,01 - 5,0Composition for regulating the permeability of the formation and isolation of water inflows, including a water-soluble polymer and alkali, characterized in that as alkali it contains alkaline waste from caprolactam production or its mixture with technical fresh water with an alkaline waste from caprolactam production of at least 5 wt.% In the following ratio components, wt.%:
Alkaline waste of caprolactam production or its mixture with technical fresh water - 95.0 - 99.99
Water soluble polymer - 0.01 - 5.0
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98112902/03A RU2140535C1 (en) | 1998-06-29 | 1998-06-29 | Method of controlling formation permeability |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98112902/03A RU2140535C1 (en) | 1998-06-29 | 1998-06-29 | Method of controlling formation permeability |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2140535C1 true RU2140535C1 (en) | 1999-10-27 |
Family
ID=20208078
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98112902/03A RU2140535C1 (en) | 1998-06-29 | 1998-06-29 | Method of controlling formation permeability |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2140535C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2172821C1 (en) * | 2000-09-20 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition controlling development of nonuniform oil formation |
| RU2175053C1 (en) * | 2000-02-14 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Procedure leveling profile of acceptance of injection wells |
| RU2305695C2 (en) * | 2005-10-04 | 2007-09-10 | Вера Викторовна Живаева | Grouting composition |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| SU1657609A1 (en) * | 1988-12-20 | 1991-06-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of isolating water inflow in oil pools |
| SU1596845A1 (en) * | 1989-02-17 | 1996-02-10 | Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" | Method for development of oil pools |
| RU2060375C1 (en) * | 1994-05-25 | 1996-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью - Фирма "Иджат" | Composition for displacing oil out of stratum |
| RU2097537C1 (en) * | 1995-02-09 | 1997-11-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for controlling permeability of bed and water-inflow shutoff |
| RU2103490C1 (en) * | 1996-06-25 | 1998-01-27 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Method for development of oil deposit |
| RU2107156C1 (en) * | 1996-08-20 | 1998-03-20 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Compound for regulation of developing oil deposits |
-
1998
- 1998-06-29 RU RU98112902/03A patent/RU2140535C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| US4977960A (en) * | 1985-08-20 | 1990-12-18 | Mobil Oil Corporation | Sodium hydroxide treatment of field water in a biopolymer complex |
| SU1657609A1 (en) * | 1988-12-20 | 1991-06-23 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method of isolating water inflow in oil pools |
| SU1596845A1 (en) * | 1989-02-17 | 1996-02-10 | Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" | Method for development of oil pools |
| RU2060375C1 (en) * | 1994-05-25 | 1996-05-20 | Товарищество с ограниченной ответственностью - Фирма "Иджат" | Composition for displacing oil out of stratum |
| RU2097537C1 (en) * | 1995-02-09 | 1997-11-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for controlling permeability of bed and water-inflow shutoff |
| RU2103490C1 (en) * | 1996-06-25 | 1998-01-27 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Method for development of oil deposit |
| RU2107156C1 (en) * | 1996-08-20 | 1998-03-20 | Акционерное общество открытого типа Нефтяная компания "Приобье" | Compound for regulation of developing oil deposits |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Горбунов А.Т. и др. Щелочное заводнение.-М.: Недра, 1989, с. 40-48. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2175053C1 (en) * | 2000-02-14 | 2001-10-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Procedure leveling profile of acceptance of injection wells |
| RU2172821C1 (en) * | 2000-09-20 | 2001-08-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition controlling development of nonuniform oil formation |
| RU2305695C2 (en) * | 2005-10-04 | 2007-09-10 | Вера Викторовна Живаева | Grouting composition |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2057914C1 (en) | Oil extraction method | |
| RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| RU2064571C1 (en) | Gel-forming compound for shutoff of water inflow and increase of oil recovery | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2169258C1 (en) | Method of equalization of injectivity profile in injection wells and restriction of water inflows to producing wells | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2140535C1 (en) | Method of controlling formation permeability | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2058479C1 (en) | Gel-forming composition to increase production of crude oil from inhomogeneous strata | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2078202C1 (en) | Method for development of nonuniform oil formations | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
| RU2005762C1 (en) | Compound for preparation of process liquids | |
| RU2162936C1 (en) | Compound controlling exploitation of inhomogeneous oil pool | |
| RU2150579C1 (en) | Formation permeability control method | |
| RU2447127C2 (en) | Composition for regulating permeability of inhomogeneous oil formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060630 |