RU2108455C1 - Method for isolation of brine water inflow - Google Patents
Method for isolation of brine water inflow Download PDFInfo
- Publication number
- RU2108455C1 RU2108455C1 RU97107315A RU97107315A RU2108455C1 RU 2108455 C1 RU2108455 C1 RU 2108455C1 RU 97107315 A RU97107315 A RU 97107315A RU 97107315 A RU97107315 A RU 97107315A RU 2108455 C1 RU2108455 C1 RU 2108455C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- salt
- salts
- injection
- earth metal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract 2
- XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;dihydrate Chemical compound O.O.[Na+].[Cl-] XZPVPNZTYPUODG-UHFFFAOYSA-M 0.000 title abstract 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 74
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 57
- 150000007519 polyprotic acids Polymers 0.000 claims abstract description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 27
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 22
- 229910052784 alkaline earth metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 21
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000011575 calcium Substances 0.000 claims abstract description 18
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 18
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 17
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910052788 barium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 3
- DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N barium atom Chemical compound [Ba] DSAJWYNOEDNPEQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 claims abstract 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 claims abstract 2
- 229960005069 calcium Drugs 0.000 claims description 17
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 11
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 claims description 11
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 claims description 11
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 10
- -1 alkaline earth metal salt Chemical class 0.000 claims description 10
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 10
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 9
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 claims description 8
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 claims description 8
- 150000001342 alkaline earth metals Chemical class 0.000 claims description 7
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 5
- JTDPJYXDDYUJBS-UHFFFAOYSA-N quinoline-2-carbohydrazide Chemical compound C1=CC=CC2=NC(C(=O)NN)=CC=C21 JTDPJYXDDYUJBS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 5
- YYRMJZQKEFZXMX-UHFFFAOYSA-L calcium bis(dihydrogenphosphate) Chemical compound [Ca+2].OP(O)([O-])=O.OP(O)([O-])=O YYRMJZQKEFZXMX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 4
- 229940062672 calcium dihydrogen phosphate Drugs 0.000 claims description 4
- 229910000389 calcium phosphate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019691 monocalcium phosphate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 claims description 4
- GJPYYNMJTJNYTO-UHFFFAOYSA-J sodium aluminium sulfate Chemical compound [Na+].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GJPYYNMJTJNYTO-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 20
- 239000000725 suspension Substances 0.000 abstract description 11
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000003841 chloride salts Chemical class 0.000 abstract 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 abstract 1
- 150000003467 sulfuric acid derivatives Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 34
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 34
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 18
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 10
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 9
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 8
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 6
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N calcium nitrate Chemical compound [Ca+2].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O ZCCIPPOKBCJFDN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 4
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L barium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ba+2] WDIHJSXYQDMJHN-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 229910001626 barium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 3
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 3
- 229910000162 sodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K trisodium phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[O-]P([O-])([O-])=O RYFMWSXOAZQYPI-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 2
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 2
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- BPLYVSYSBPLDOA-GYOJGHLZSA-N n-[(2r,3r)-1,3-dihydroxyoctadecan-2-yl]tetracosanamide Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)N[C@H](CO)[C@H](O)CCCCCCCCCCCCCCC BPLYVSYSBPLDOA-GYOJGHLZSA-N 0.000 description 2
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000000945 filler Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000008236 heating water Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 235000011008 sodium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для изоляции притока пластовых вод в скважинах при разработке месторождения заводнением с целью увеличения нефтедобычи пластов. The invention relates to the oil industry and can be used to isolate the influx of formation water in wells during field development by flooding in order to increase oil production of the reservoirs.
Известен способ изоляции притока пластов вод, включающий циклическую закачку водных растворов хлорида кальция и кальцинированной среды с концентрациями (мас.%) соответственно 20-21 и 19-20 в соотношении 1:1 [1]. Недостатком способа является низкая эффективность на пластах с зональной неоднородностью, обусловленная образованием осадка карбоната кальция в прискважинной зоне пласта (ПЗП). \\2 Наиболее близким техническим решением, принятым за прототип, является способ изоляции приток пластовых вод, включающий последовательную закачку водного раствора хлорида кальция и 6-10%-го раствора сульфата натрия в соотношении реагентов 1:1 [2]. A known method of isolating the influx of water layers, including the cyclic injection of aqueous solutions of calcium chloride and calcined medium with concentrations (wt.%), Respectively 20-21 and 19-20 in a ratio of 1: 1 [1]. The disadvantage of this method is the low efficiency in formations with zonal heterogeneity due to the formation of a precipitate of calcium carbonate in the near-wellbore zone of the formation (PZP). \\ 2 The closest technical solution adopted for the prototype is a method of isolating the influx of formation water, which includes the sequential injection of an aqueous solution of calcium chloride and a 6-10% sodium sulfate solution in a reagent ratio of 1: 1 [2].
основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на высокопроницаемых пористых и трещиновато-пористых коллекторах, что обусловлено отсутствием изолирующего действия способа в ПЗП скважины и замедленным образованием осадка в объеме пласта. Кроме того, недостатком способа является необходимость изолирования раствора в ограниченной области концентрации реагентов и при их эквивалентном соотношении. the main disadvantage of this method is the low efficiency when used on highly permeable porous and fractured-porous reservoirs, which is due to the lack of insulating action of the method in the bottomhole formation zone and delayed formation of sediment in the reservoir volume. In addition, the disadvantage of this method is the need to isolate the solution in a limited concentration range of the reagents and at their equivalent ratio.
Задачей изобретения является снижение проницаемости водопромытых интервалов нефтяного пласта с целью перераспределения фильрационных потоков в прискваженной зоне пласта скважины и в объеме пласта и подключения к разработке слабодренируемых и застойных зон. The objective of the invention is to reduce the permeability of water-washed intervals of the oil reservoir in order to redistribute the filtration flows in the well bore zone of the well and in the volume of the reservoir and connect to the development of weakly drained and stagnant zones.
Поставленная задача решается путем использования способа изоляции притока пластовых вод, способствующего образованию в водопромытых интервалах малорастворимых осадков и увеличения в них фильтрационного сопротивления закачиваемой в пласт воде. The problem is solved by using a method of isolating the influx of formation water, contributing to the formation of poorly soluble precipitation in the water-washed intervals and increasing the filtration resistance of the water injected into the formation.
Сущностью разработанного способа изоляции притока пластовых вод является закачка в пласт соли многоосновной кислоты и водного раствора соли щелочноземельного металла, при этом предусматривают, что первоначально закачивают водный раствор или суспензию в воде, содержащее 1-30 мас.% соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот, приготовленные на воде, содержащей до 20 г/л солей кальция и магния, а затем закачивают водный раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, при этом соотношение последовательно закачиваемых солей составляет 1:(0,1-1). В рамках способа в качестве соли многоосновной кислоты используют преимущественно натрия сульфат, натрия карбонат, натрия метасиликат, натрия гексафторсиликат, алюминия натрия сульфат, кальция дигидрофосфат или составы на их основе, а в качестве соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты используют преимущественно хлорид кальция, или магния, или бария. The essence of the developed method for isolating the influx of formation water is the injection into the formation of a salt of a polybasic acid and an aqueous solution of an alkaline earth metal salt, it being envisaged that initially an aqueous solution or suspension in water containing 1-30 wt.% Of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids prepared on water containing up to 20 g / l of calcium and magnesium salts, and then an aqueous solution of an alkaline earth metal salt and a monobasic acid is pumped, the ratio of kachivaemyh salts is 1: (0.1-1). In the framework of the method, mainly sodium sulfate, sodium carbonate, sodium metasilicate, sodium hexafluorosilicate, aluminum sodium sulfate, calcium dihydrogen phosphate or compositions based on them are used as the salt of the polybasic acid, and mainly calcium or magnesium chloride is used as the alkaline earth metal salt and the monobasic acid , or barium.
Предложенная последовательность закачки реагентов, содержание соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот в растворе или суспензии, а также предлагаемые для закачки вода и соотношение реагентов обеспечивают снижение проницаемости водопромытых интервалов пласта вблизи прискважинной зоны пласта и в объеме пласта и способствуют перераспределению фильтрационных потоков с целью увеличения нефтеотдачи. Указанная направленность действия способа обусловлена протеканием в пластовых условиях ряда процессов. Закачиваемые в пласт соли многоосновных кислот при взаимодействии с солями кальция и магния, содержащимися в пластовой или закачиваемой воде, а также с дополнительно закачиваемой солью щелочноземельного металла и одноосновной кислоты способны образовывать осадки, блокирующие поры и трещины пласта. Образование осадков происходит исключительно в водопромытых интервалах, так как соли многоосновных кислот закачиваются на первом этапе, что предотвращает их проникновение в нефтенасыщенные интервалы. При закачке солей многоосновных кислот в виде суспензии в воде возможно увеличение концентрации солей в закачиваемой воде выше растворимости при обычной температуре за счет нагрева воды по мере ее продвижения по стволу скважины. Это позволяет увеличить количество осадка, образующегося в объеме закачиваемой жидкости и усилить воздействие на пласт. При неполном растворении соли многоосновной кислоты в воде или в случае взаимодействия соли многоосновной кислоты с солями кальция и магния с образованием осадка в пласт закачивается твердая фаза, которая обеспечивает предварительную кольматацию наиболее крупных пор и трещин. The proposed sequence of injection of reagents, the content of the polybasic acid salt or a mixture of salts of polybasic acids in the solution or suspension, as well as the water and ratio of reagents proposed for injection, reduce the permeability of water-washed intervals of the formation near the borehole zone of the formation and in the volume of the formation and facilitate the redistribution of filtration flows in order to increase oil recovery. The specified focus of the method is due to the occurrence in reservoir conditions of a number of processes. The salts of polybasic acids injected into the formation interact with calcium and magnesium salts contained in the produced or injected water, as well as with the additionally injected alkaline earth metal salt and monobasic acid, which can form sediments that block pores and fractures of the formation. The formation of precipitation occurs exclusively in water-washed intervals, since salts of polybasic acids are pumped at the first stage, which prevents their penetration into oil-saturated intervals. When injecting salts of polybasic acids in the form of a suspension in water, it is possible to increase the concentration of salts in the injected water above solubility at ordinary temperature due to heating of the water as it moves along the wellbore. This allows you to increase the amount of sediment formed in the volume of injected fluid and increase the impact on the reservoir. In case of incomplete dissolution of the polybasic acid salt in water or in the case of the interaction of the polybasic acid salt with calcium and magnesium salts with the formation of sediment, a solid phase is pumped into the formation, which provides preliminary colmatization of the largest pores and cracks.
Существенными отличительными признаками являются следующие:
1. Предлагаемая последовательность закачки реагентов в пласт. Первоначально закачивают соль многоосновной кислоты или смесь солей многоосновных кислот. Затем закачивают раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты. Выбор указанной последовательности закачки реагентов обусловлен их различным характером взаимодействия с породой пласта. Анионы солей многоосновных кислот способны адсорбироваться на поверхности породы, катионы щелочноземельных металлов адсорбируются в меньшей степени. Поэтому скорость их распространения в объеме пласта различная. Предложенная последовательность закачки обеспечивает возможность наиболее эффективного смешения и взаимодействия реагентов в пористой среде с образованием осадка. Кроме того, первоначальная закачка соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот предотвращает их попадание в нефтенасыщенные интервалы и обеспечивает образование осадка только в водопромытых интервалах.The salient features are the following:
1. The proposed sequence of injection of reagents into the reservoir. The polybasic acid salt or a mixture of polybasic acid salts is initially pumped. Then, a solution of alkaline earth metal salt and monobasic acid is pumped. The choice of the indicated sequence of injection of reagents is due to their different nature of interaction with the formation rock. Anions of salts of polybasic acids are adsorbed on the rock surface, alkaline earth metal cations are adsorbed to a lesser extent. Therefore, the speed of their distribution in the reservoir volume is different. The proposed injection sequence enables the most efficient mixing and interaction of reagents in a porous medium with the formation of a precipitate. In addition, the initial injection of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids prevents them from entering oil-saturated intervals and ensures the formation of sediment only in water-washed intervals.
2. Закачка соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот в виде раствора или суспензии в воде с содержанием соли 1-30 мас.%. Использование различных форм (раствор или суспензия) для закачки в пласт солей многоосновных кислот и их различную растворимость в воде позволяет регулировать концентрацию соли в растворе, долю нерастворившейся соли, количество образующегося осадка и глубину его проникновения в пласт. Нерастворившаяся часть соли способствует временной кольматации водопромытых интервалов. При закачке смеси солей многоосновных кислот образуются осадки различной дисперсности и плотности и, как следствие, проникающей и кольматирующей способности. 2. Injection of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids in the form of a solution or suspension in water with a salt content of 1-30 wt.%. The use of various forms (solution or suspension) for injecting salts of polybasic acids into the formation and their different solubility in water allows controlling the concentration of salt in the solution, the fraction of insoluble salt, the amount of sediment formed and the depth of its penetration into the formation. The insoluble part of the salt contributes to the temporary colmatation of water-washed intervals. When a mixture of salts of polybasic acids is injected, sediments of various dispersion and density and, as a result, penetrating and clogging properties are formed.
3. Использование для приготовления водного раствора или суспензии в воде соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот воды, содержащей до 20 г/л солей кальция и магния. Это позволяет получать часть осадка в стволе скважины и с его помощью снижать проницаемость наиболее крупных пор и трещин непосредственно в ПЗП скважины, создавая условия для ограничения притока пластовых вод в водопромытые интервалы и перераспределения фильтрационных потоков в пласте. 3. Use for the preparation of an aqueous solution or suspension in water of a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids of water containing up to 20 g / l of calcium and magnesium salts. This makes it possible to obtain a part of the sediment in the wellbore and, with its help, reduce the permeability of the largest pores and cracks directly into the BHP of the well, creating conditions for limiting the influx of formation water into water-washed intervals and the redistribution of filtration flows in the formation.
4. Выбор соотношения соли многоосновной кислоты или смеси солей многоосновных кислот и соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты в пределах 1: (0,1-1). Такое соотношение последовательно закачиваемых солей позволяет регулировать скорость осадкообразования и глубину проникновения осадка в пласт. Полнота выделения осадка достигается за счет наличия "естественного" реагента - солей кальция и магния в закачиваемой и/или пластовой воде. 4. The choice of the ratio of salts of polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids and salts of alkaline earth metal and monobasic acid in the range 1: (0.1-1). This ratio of sequentially injected salts allows you to control the rate of sedimentation and the depth of penetration of the sediment into the reservoir. The completeness of precipitation is achieved due to the presence of a "natural" reagent - calcium and magnesium salts in the injected and / or produced water.
5. Использование в качестве соли многоосновной кислоты (СМК) натрия сульфата, аммония сульфата, натрия карбоната, натрия метасиликата, натрия гексафторосиликата, натрия-алюминия сульфата, натрия фосфата, кальция дигидрофосфата и т.п. Указанные вещества образуют с солью щелочноземельного металла и одноосновной кислоты малорастворимые осадки, различающиеся проникающим и кольматирующим действием, что позволяет воздействовать на пласты с различными геолого-физическими характеристиками. 5. The use of sodium sulfate, ammonium sulfate, sodium carbonate, sodium metasilicate, sodium hexafluorosilicate, sodium aluminum sulfate, sodium phosphate, calcium dihydrogen phosphate and the like as a salt of a polybasic acid (QMS) These substances form, with a salt of an alkaline earth metal and monobasic acid, sparingly soluble precipitates that differ in penetrating and colmatizing effects, which makes it possible to act on formations with different geological and physical characteristics.
6. Использование в качестве соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты кальция хлорида, кальция нитрата, магния хлорида, бария хлорида. Указанные вещества способны эффективно высаждать анионы многоосновных кислот, с образованием осадков различной дисперсности. 6. Use as a salt of an alkaline earth metal and monobasic acid calcium chloride, calcium nitrate, magnesium chloride, barium chloride. These substances are able to efficiently precipitate anions of polybasic acids, with the formation of precipitates of various dispersion.
Для реализации разработанного способа используют товарные реагенты и составы на их основе: соль многоосновной кислоты: натрия сульфат, аммония сульфат, натрия-алюминия сульфат, натрия карбонат, натрия метасиликат, натрия гексафторосиликат, натрия фосфат, кальция дигидрофосфат, жидкое стекло, сульфатно-содовая смесь (технический продукт - смесь натрия сульфата и натрия карбоната) и т.п.; соль щелочноземельного металла и одноосновной кислоты: кальция хлорид, кальция нитрат, магния хлорид, бария хлорид. To implement the developed method, commodity reagents and compositions based on them are used: polybasic acid salt: sodium sulfate, ammonium sulfate, sodium aluminum sulfate, sodium carbonate, sodium metasilicate, sodium hexafluorosilicate, sodium phosphate, calcium dihydrogen phosphate, water glass, sulfate-soda mixture (technical product is a mixture of sodium sulfate and sodium carbonate) and the like; salt of an alkaline earth metal and monobasic acid: calcium chloride, calcium nitrate, magnesium chloride, barium chloride.
Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях путем оценки их изолирующего действия и влияния на процесс фильтрации жидкости, прокачиваемой через неоднородную модель нефтяного пласта. Оценку эффективности проводили по изменению скорости фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения. The effectiveness of the developed and known methods was investigated in laboratory conditions by evaluating their insulating effect and the effect on the filtering process of the fluid pumped through an inhomogeneous model of the oil reservoir. Efficiency assessment was carried out by changing the filtration rate through a highly permeable and low permeable interlayers and by an increase in oil displacement coefficients.
Исследования проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка моделирует реальные пластовые условия и позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. The studies were carried out on a facility designed on the basis of a standard facility of type UIPK. The installation simulates real reservoir conditions and allows you to maintain the necessary pressure and temperature, as well as to control the flow of water and oil, filtered through the reservoir model.
В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости. Проницаемость колонок варьировалась от 217 до 948 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 1,8-3,3. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами". Пример 1. Определение эффективности изолирующего действия способа и прироста коэффициента нефтевытеснения в условиях, моделирующие пластовые. Two steel columns 60 cm long and 3.7 cm in diameter, filled with disintegrated core and simulating interlayers of different permeability, were used as a reservoir model. The permeability of the columns ranged from 217 to 948 mD; the permeability ratio in the model was 1.8-3.3. Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiments was carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by reagents." Example 1. Determining the effectiveness of the insulating action of the method and the increase in the coefficient of oil displacement in conditions simulating reservoir.
Модель пласта с соотношением проницаемостей колонок, равным 2,9, насыщают минерализованной водой с содержанием солей кальция и магния 5 г/л, а затем нефтью. Далее модель термостатируют при температуре 75oС и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.A reservoir model with a column permeability ratio of 2.9 is saturated with mineralized water containing 5 g / l of calcium and magnesium salts, and then with oil. Next, the model is thermostated at a temperature of 75 o C and displace oil with saline water to 100% watering of the extracted fluid. At the end, they measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the coefficient of oil displacement by water.
Затем в соответствии с разработанным способом в модель пласта закачивают подогретый до 75oС 25%-ный раствор соли многоосновной кислоты - сульфата натрия (в реальных промысловых условиях это соответствует закачке суспензии сульфата натрия при 20oС и последующего растворения сульфата натрия за счет нагрева воды в стволе скважины) в минерализованной воде с содержанием солей кальция и магния 5 г/л объемом 10% Vпор. Далее закачивают буфер воды и 10%-ный раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты (хлорида кальция) объемом 10% Vпор (опыт 6, соотношение реагентов порядка 1: 0,4). По окончании через модель прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти из модели пласта. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения.Then, in accordance with the developed method, a 25% solution of a salt of polybasic acid - sodium sulfate, heated to 75 ° C, is pumped into the reservoir model (in actual field conditions this corresponds to the injection of a suspension of sodium sulfate at 20 ° C and subsequent dissolution of sodium sulfate by heating water in the wellbore) in mineralized water with a content of calcium and magnesium salts of 5 g / l with a volume of 10% Vpor. Next, a water buffer and a 10% solution of a salt of an alkaline earth metal and monobasic acid (calcium chloride) with a volume of 10% Vpor are pumped (experiment 6, reagent ratio of the order of 1: 0.4). At the end, mineralized water is pumped through the model until the oil is stopped from the reservoir model. Measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the increase in oil displacement coefficient.
Пример 2. Определение эффективности изолирующего действия способа и прироста коэффициента нефтевытеснения в условиях, моделирующие пластовые. Example 2. Determining the effectiveness of the insulating action of the method and the increase in the coefficient of oil displacement in conditions simulating reservoir.
Модель пласта с соотношением проницаемостей колонок, равным 2,7, насыщают минерализованной водой с содержанием солей кальция и магния 10 г/л, а затем нефтью. Далее модель термостатируют при 75oС и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.A reservoir model with a column permeability ratio of 2.7 is saturated with mineralized water containing 10 g / l of calcium and magnesium salts, and then with oil. Next, the model is thermostated at 75 o C and displace oil with saline water to 100% watering of the extracted fluid. At the end, they measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the coefficient of oil displacement by water.
Затем в модель пласта в соответствии с разработанным способом закачивают раствор, содержащий смесь солей многоосновных кислот (5 мас.% карбоната натрия и 5 мас.% фосфата натрия) в минерализованной воде с содержанием солей кальция и магния 10 г/л объемом 10% Vпор. Далее закачивают буфер воды и 10%-ный раствор соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты (хлорида бария) объемом 10% Vпор (опыт 7, соотношение реагентов порядка 1: 0,6). По окончании через модель прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти из модели пласта. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения. Then, in accordance with the developed method, a solution containing a mixture of salts of polybasic acids (5 wt.% Sodium carbonate and 5 wt.% Sodium phosphate) in mineralized water with a content of calcium and magnesium salts of 10 g / l with a volume of 10% Vpor is pumped into the reservoir model. Next, a water buffer and a 10% solution of an alkaline earth metal salt and monobasic acid (barium chloride) are pumped with a volume of 10% Vpor (
Аналогичным образом в рамках предложенного способа, изменяя объемы и концентрации закачиваемых реагентов, проводят испытания при других соотношениях реагентов. Эффективность способа по прототипу оценивают в тех же условиях, при этом первоначально закачивают раствор хлорида кальция. Результаты опытов представлены в таблице. Similarly, within the framework of the proposed method, by changing the volumes and concentrations of injected reagents, tests are carried out with other ratios of reagents. The effectiveness of the prototype method is evaluated under the same conditions, while the calcium chloride solution is initially pumped. The results of the experiments are presented in the table.
В опытах 1, 11 и 12 (таблица) представлены результаты испытаний разработанного способа при запредельных значениях выбранных параметров, а в опытах 2 и 9 при предельных значениях параметров, определяющих область наиболее эффективного использования способа. In
Выбранные значения параметров и полученные результаты обусловлены следующими причинами. Диапазон используемых концентраций солей многоосновных кислот определен исходя из различной растворимости СМК в воде и эффективности воздействия на пласт образующихся осадков. Закачка растворов с содержанием СМК < 1 мас.% малоэффективна (опыт 1), что обусловлено делокализацией образующегося осадка в объеме пласта. Однако использование в рамках разработанного способа высокореакционноспособных солей многоосновных кислот и солей с ограниченной растворимостью позволяет получать положительный эффект при содержании СМК ≥ 1 мас.% (опыт 2, 3). Высокореакционноспособные соли, например натрия силикат, при контакте с минерализованной водой сразу же образуют осадок, воздействующий на водопромытые интервалы, а соли с ограниченной растворимостью, например натрия гексафторосиликат (растворимость в воде 0,6517), первоначально выступают в роли дисперсного наполнителя, снижающего проницаемость водопромытого интервала, а затем по мере растворения в нагнетаемой воде и последующего реагирования образуют новые более нерастворимые соединения. Использование растворов и суспензий солей многоосновных кислот с содержанием соли свыше 30 мас.% нецелесообразно, так как могут возникнуть технические трудности в процессе их приготовления и закачки. При этом дополнительный эффект получен не был (опыт 11). The selected parameter values and the results are due to the following reasons. The range of used concentrations of salts of polybasic acids is determined based on the different solubility of SMC in water and the effectiveness of the effect on the formation of precipitates. The injection of solutions with a content of SMC <1 wt.% Is ineffective (experiment 1), which is due to the delocalization of the formed sediment in the reservoir volume. However, the use of highly reactive salts of polybasic acids and salts with limited solubility within the framework of the developed method allows a positive effect to be obtained when the content of SMC is ≥ 1 wt.% (
Водный раствор или суспензию в воде, содержащие соль многоосновной кислоты или смесь солей многоосновных кислот готовят на воде, содержащей до 20 г/л солей кальция и магния, что позволяет получать часть осадка предварительно до проникновения закачиваемой жидкости в модель пласта (пласт). За счет этого происходит кольматация наиболее крупных пор и трещин, предотвращающая основные прорывы воды. An aqueous solution or suspension in water containing a salt of a polybasic acid or a mixture of salts of polybasic acids is prepared in water containing up to 20 g / l of calcium and magnesium salts, which allows you to obtain a portion of the sediment before penetration of the injected fluid into the reservoir model (reservoir). Due to this, the largest pores and cracks are clogged, preventing major water breakthroughs.
Граничное значение содержания солей кальция и магния, равное 20 г/л, определено с учетом количества образующегося осадка при взаимодействии солей многоосновных кислот с водой такой минерализации, а именно, не более 2-3% от массы закачиваемой жидкости. Как показывает промысловый опыт, указанное содержание осадка в закачиваемой жидкости является допустимым при обработке высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов с целью изоляции притока пластовых вод. Получаемые в процессе закачки жидкости осадки имеют малые размеры частиц и поэтому не высаждаются в стволе скважины, а проникают в ПЗП скважины и объем пласта. Более высокое (> 20 г/л) содержание солей кальция и магния в закачиваемой воде может привести к преждевременному образованию большого количества осадка, который может закольматировать как водопромытый интервал, так и нефтенасыщенный, что приведет к снижению проницаемостей обоих интервалов и окажет влияние на прирост коэффициента нефтевытеснения. Это установлено в опыте 12. The boundary value of the content of calcium and magnesium salts, equal to 20 g / l, is determined taking into account the amount of precipitate formed during the interaction of salts of polybasic acids with water of such mineralization, namely, not more than 2-3% by weight of the injected liquid. As field experience shows, the specified sediment content in the injected fluid is acceptable when processing highly permeable and fractured reservoirs in order to isolate the influx of formation water. Sediments obtained during the fluid injection process are small in particle size and therefore do not settle in the wellbore, but penetrate into the well borehole zone and formation volume. A higher (> 20 g / l) content of calcium and magnesium salts in the injected water can lead to the premature formation of a large amount of sediment, which can both agglomerate and oil saturated, which will lead to a decrease in the permeability of both intervals and will affect the coefficient growth oil displacement. This is established in
Предлагаемое в разработанном способе соотношение соли многоосновной кислоты и соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, равное 1: (0,1-1), позволяет регулировать скорость образования осадка и глубину его проникновения в объем пласта (пласт). Использование для закачки СМК воды, содержащей соли кальция и магния, позволяет эффективно воздействовать на пласт с целью изоляции притока пластовых вод и выравнивания скоростей фильтрационных потоков в различных интервалах при соотношении СМК/СЩМ < 1. Недостающее до стехиометрического по отношению к СМК количество соли щелочноземельного металла и одноосновной кислоты, необходимое для полного высаждения СМК, компенсируется наличием указанных солей в минерализованной пластовой или закачиваемой воде, что, в свою очередь, обеспечивает образование осадка исключительно в водопромытых зонах пласта. Выбор соотношения СМК/СЩМ < 0,1 приведет к замедленному образованию осадка в объеме пласта, что не позволит эффективно перераспределить потоки жидкости. В реальных пластовых условиях это не приведет к заметному изменению профиля приемистости скважины и подключению к разработке застойных и слабодренируемых зон. The ratio of a salt of a polybasic acid and a salt of an alkaline earth metal and a monobasic acid, proposed in the developed method, equal to 1: (0.1-1), allows you to control the rate of formation of sediment and the depth of its penetration into the reservoir volume (reservoir). The use of water containing calcium and magnesium salts for the injection of the SMC allows it to effectively act on the formation in order to isolate the influx of formation water and equalize the filtration flow rates at various intervals with a ratio of SMK / SCM <1. The amount of alkaline earth metal salt that is stoichiometric to the SMK is not enough and monobasic acid, necessary for the complete precipitation of the QMS, is compensated by the presence of these salts in the mineralized formation or injected water, which, in turn, ensures ducation sediment solely vodopromytyh formation zones. The choice of the ratio of QMS / SCHM <0.1 will lead to delayed formation of sediment in the reservoir volume, which will not allow to effectively redistribute fluid flows. In real reservoir conditions, this will not lead to a noticeable change in the injectivity profile of the well and connection to the development of stagnant and slightly drained zones.
При использовании разработанного способа на практике необходимые количества реагентов, концентрации и их соотношение выбирают с учетом геолого-физических особенностей пласта, характера прорыва воды в скважине, особенностей опытного участка и состава закачиваемой воды. When using the developed method in practice, the required amounts of reagents, concentrations and their ratio are selected taking into account the geological and physical features of the formation, the nature of the breakthrough of water in the well, the features of the experimental section and the composition of the injected water.
На практике различные варианты разработанного способа реализованы на нефтяных месторождениях Западной Сибири. In practice, various variants of the developed method are implemented in oil fields of Western Siberia.
Вариант 1. Закачка в пласт водного раствора смеси солей многоосновных кислот 10%-ый раствор смеси солей многоосновных кислот: сульфата натрия и карбоната натрия (7 и 3 мас.% соответственно), приготовленный на воде с содержанием солей кальция и магния 2,1 г/л объемом 100 м3, закачали в нагнетательную скважину высокопродуктивной нефтяной залежи. Продавали буфером воды, затем закачали 37 м 10%-го раствора кальция хлористого (соотношение реагентов порядка 1: 0,4). После этого продолжили закачку воды. Обработка скважины привела к снижению приемистости на 14% и снижению обводненности добываемой продукции в целом на опытном участке на 4,5% (с 92,5 до 88,0%). Дополнительная добыча нефти за 14 мес после обработки скважины составила 10604 т.
Вариант 2. Закачка суспензии в воде, содержащей соль многоосновной кислоты. Кристаллический сульфат натрия в количестве 20 т с помощью эжектора при давлении нагнетания дозировали в поток нагнетаемой в пласт жидкости в расчете на 22%-ное содержание по массе соли многоосновной кислоты в закачиваемой суспензии. Для закачки суспензии в нагнетательную скважину использовали воду с содержанием солей кальция и магния 4,3 г/л. Суспензию продавили в пласт буфером воды. Затем в пласт закачали раствор хлорида кальция, содержащий 9,6 т реагента (соотношение реагентов 1:0,48). После этого продолжили закачку воды. Обработка скважины привела к снижению приемистости скважины на 11% и снижению обводненности добываемой продукции в целом на опытном участке на 4,6% с 96,1 до 91,5%. Дополнительная добыча нефти за 3 мес после обработки скважины составила 2652 т.
В целом разработанный способ за счет предложенной совокупности признаков обладает высокой универсальностью и позволяет эффективно воздействовать на нефтяные пласты с различными геолого-физическими параметрами с целью изоляции притока пластовых вод и увеличения за счет этого прироста коэффициента нефтеотдачи. In general, the developed method due to the proposed combination of features is highly versatile and allows you to effectively act on oil reservoirs with various geological and physical parameters in order to isolate the influx of formation water and increase due to this increase in the oil recovery coefficient.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97107315A RU2108455C1 (en) | 1997-05-19 | 1997-05-19 | Method for isolation of brine water inflow |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97107315A RU2108455C1 (en) | 1997-05-19 | 1997-05-19 | Method for isolation of brine water inflow |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2108455C1 true RU2108455C1 (en) | 1998-04-10 |
| RU97107315A RU97107315A (en) | 1998-12-10 |
Family
ID=20192649
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97107315A RU2108455C1 (en) | 1997-05-19 | 1997-05-19 | Method for isolation of brine water inflow |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2108455C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169261C1 (en) * | 2000-11-23 | 2001-06-20 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Method of formation of temporary barrier in filter zone of development well and equalization of injectivity profile of injection wells |
| RU2187629C1 (en) * | 2001-05-21 | 2002-08-20 | Мазаев Владимир Владимирович | Method of shut-off of formation water inflow to wells |
| RU2204016C1 (en) * | 2001-10-12 | 2003-05-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Method of oil pool development |
| RU2209302C2 (en) * | 2001-05-24 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of development of oil deposit at late stage |
| RU2210665C2 (en) * | 2001-06-04 | 2003-08-20 | Крючков Владимир Иванович | Method of oil pool development |
| RU2412333C1 (en) * | 2010-04-15 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string of well |
| RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
| RU2619575C1 (en) * | 2016-04-29 | 2017-05-16 | Закрытое акционерное общество "Технология 99" | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1700199A1 (en) * | 1988-12-23 | 1991-12-23 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Method for insulating water inflow in well |
| SU1747680A1 (en) * | 1990-01-15 | 1992-07-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for oil displacement from carbonate beds of heterogeneous permeability |
-
1997
- 1997-05-19 RU RU97107315A patent/RU2108455C1/en active
Patent Citations (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1700199A1 (en) * | 1988-12-23 | 1991-12-23 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт По Освоению Месторождений Нефти И Газа "Гипроморнефтегаз" | Method for insulating water inflow in well |
| SU1747680A1 (en) * | 1990-01-15 | 1992-07-15 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for oil displacement from carbonate beds of heterogeneous permeability |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2169261C1 (en) * | 2000-11-23 | 2001-06-20 | Гаджибеков Гюльахмед Магомедович | Method of formation of temporary barrier in filter zone of development well and equalization of injectivity profile of injection wells |
| RU2187629C1 (en) * | 2001-05-21 | 2002-08-20 | Мазаев Владимир Владимирович | Method of shut-off of formation water inflow to wells |
| RU2209302C2 (en) * | 2001-05-24 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of development of oil deposit at late stage |
| RU2210665C2 (en) * | 2001-06-04 | 2003-08-20 | Крючков Владимир Иванович | Method of oil pool development |
| RU2204016C1 (en) * | 2001-10-12 | 2003-05-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Method of oil pool development |
| RU2412333C1 (en) * | 2010-04-15 | 2011-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for recovery of tightness in flow string of well |
| RU2475622C1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" | Lining method of bottom-hole zone of productive formation of gas wells |
| RU2619575C1 (en) * | 2016-04-29 | 2017-05-16 | Закрытое акционерное общество "Технология 99" | Method for development of water-flooded oil reservoir with unhomogeneous geologic structure |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| RU2111351C1 (en) | Method of shutoff of formation water inflow | |
| RU2089723C1 (en) | Method of developing oil pools | |
| RU2108455C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2101486C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2080450C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2581070C1 (en) | Using titanium coagulant for treatment of water-flooded oil reservoir | |
| RU2167280C2 (en) | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool | |
| RU2169832C1 (en) | Process of preservation of collecting properties of face zone of pool of production well | |
| RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
| US4095651A (en) | Process for selectively plugging areas in the vicinity of oil or gas producing wells in order to reduce water penetration | |
| RU2078919C1 (en) | Composition for restriction of influx of formation waters | |
| RU2114991C1 (en) | Method for isolation of brine water inflow | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2160832C1 (en) | Method of restriction of water influx to well | |
| RU2097538C1 (en) | Method of reducing loss of flooding agent and method of secondary extraction of hydrocarbons | |
| RU2164589C1 (en) | Process preventing escape of sand and reduction of water inflow in production oil wells | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2597593C1 (en) | Method for balancing injection well water-intake capacity profile and restriction of water influx to production wells | |
| RU2138629C1 (en) | Oil production method | |
| RU2191894C1 (en) | Method of oil formation development control | |
| RU2616893C1 (en) | Method for limiting water influx in producing oil wells | |
| US4643254A (en) | Process for the correction of oil well productivity and/or injectivity profiles | |
| RU2118453C1 (en) | Compound for isolation of brine water inflow | |
| RU2168618C2 (en) | Method of developing oil deposit |