RU2558565C1 - Способ повышения добычи нефти - Google Patents
Способ повышения добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2558565C1 RU2558565C1 RU2014119728/03A RU2014119728A RU2558565C1 RU 2558565 C1 RU2558565 C1 RU 2558565C1 RU 2014119728/03 A RU2014119728/03 A RU 2014119728/03A RU 2014119728 A RU2014119728 A RU 2014119728A RU 2558565 C1 RU2558565 C1 RU 2558565C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- suspension
- polyacrylamide
- water
- gel
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 24
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 19
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 10
- 239000007900 aqueous suspension Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 6
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 claims description 3
- GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J potassium aluminium sulfate Chemical compound [Al+3].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O GRLPQNLYRHEGIJ-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 15
- 239000007863 gel particle Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 5
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 3
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 3
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 239000004971 Cross linker Substances 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K chromium(3+);triacetate Chemical compound [Cr+3].CC([O-])=O.CC([O-])=O.CC([O-])=O WYYQVWLEPYFFLP-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N potassium dichromate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Cr](=O)(=O)O[Cr]([O-])(=O)=O KMUONIBRACKNSN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 1
- WZUKKIPWIPZMAS-UHFFFAOYSA-K Ammonium alum Chemical compound [NH4+].O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O WZUKKIPWIPZMAS-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N Ammonium chloride Substances [NH4+].[Cl-] NLXLAEXVIDQMFP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 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
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N [K].[Cr] Chemical compound [K].[Cr] WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 aluminum ion Chemical class 0.000 description 1
- 235000019270 ammonium chloride Nutrition 0.000 description 1
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 description 1
- 239000003899 bactericide agent Substances 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 238000011221 initial treatment Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052914 metal silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000004848 polyfunctional curative Substances 0.000 description 1
- 239000002861 polymer material Substances 0.000 description 1
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 230000000276 sedentary effect Effects 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах. В способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы изобретения. Технический результат - повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине. 2 з.п. ф-лы, 2 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобыче, точнее к способам увеличения дебита нефти в добывающих скважинах.
В ряду важнейших на месторождениях в поздних стадиях разработки постоянно находится проблема водопритоков в нефтяных скважинах. Предложено множество способов решения этой проблемы, причем значительная доля этих способов включает применение полиакриламида в качестве компонента используемых систем. Например, по способу [1] в скважину производят закачку раствора полиакриламида, бихромата калия и бактерицида. В способе по [2] суспензию полиакриламида в органической жидкости закачивают в пласт и продавливают ее водой. По способу [3] в скважину закачивают водный раствор полиакриламида с отвердителем и водную дисперсию глины. По способу [4] рекомендуется закачка гелеобразующего состава, содержащего полиакриламид, ацетат хрома или хромкалиевые квасцы, хлорид аммония и воду. Аналогичные составы предлагаются в способах по [5-7].
Недостатком использования систем на основе полиакриламида и химического сшивателя является низкая эффективность производимых работ и многокомпонентность используемых составов. В качестве сшивателя полиакриламида наиболее часто используется ацетат хрома - нежелательный компонент в экологической системе нефтяных месторождений.
Наиболее близким аналогом для заявленного изобретения является способ повышения добычи нефти, включающий закачку в пласт через скважину состава, содержащего полиакриламид, обработанный в твердой фазе ускоренными электронами дозой 0,3-10 Мрад, в виде суспензии в водном растворе силиката натрия с последующим нагнетанием растворов солей кальция, магния, алюминия или аммония [8]. Этот известный способ использует свойство частиц сшитого полиакриламида связывать часть воды в малоподвижный гель. Применение в качестве водных растворов солей указанных металлов и силиката натрия дополнительно снижает подвижность воды в поровом объеме за счет образования осадка нерастворимых солей.
Недостатком данного способа является низкая селективность, причиной которой являются низкие упругие свойств полиакриламидного раствора в высококонцентрированных солевых растворах силиката натрия.
Целью изобретения является повышение эффективности способа и упрощение работ на скважине.
Поставленная цель достигается тем, что в способе повышения добычи нефти, включающем закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 кПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.
Причем одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют до 15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия, одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.
Сущность изобретения состоит в том, что данный способ позволяет получать упругие полимерные дисперсные гели непосредственно на скважине в контролируемых условиях.
Предварительная обработка порошкообразного полиакриламида ускоренными электронами дозой 3-30 кГр и энергией электронов 5-10 МэВ. Данные параметры ионизирующего излучения выбраны с одной стороны, исходя из требований отсутствия наведенной активности продукта, возможной при энергии ускоренных электронов свыше 10 МэВ, а при энергии электронов менее 5 МэВ резко возрастает неоднородность поля излучения вследствие поглощения электронов в материале полимера. Одновременно указанные параметры обработки полиакриламида позволяют получить при смешении такого полимера с водой дисперсные гели с определенным модулем упругости в интервале 5-30 кПа. Возможность эффективной закачки суспензии дисперсных гелей в скважину и пласт обеспечивается требованием, чтобы при смешении 1 вес. ч. обработанного полиакриламида с 25-150 вес. ч. воды условная вязкость находилась в пределах 1,5-30. Такие упругие свойства получаемых гелей обеспечивают надежное удержание гелей в высокопроницаемых участках пласта от напора пластовых вод и соответственно ограничение их притока. Дополнительный эффект повышения упругих свойств достигается введением в структуру гелевых частиц иона алюминия с образованием металлополимерного комплекса, повышающих стабильность гелевых частиц к температуре и механическому воздействию.
Этого удается достичь за счет быстрого растворения сульфата алюминия и алюмокалиевых квасцов, применяемых в виде кристаллогидрата. Дополнительное снижение выноса воды в добывающие скважины получается при одновременной обработке как добывающих, так и нагнетательных скважин, которые гидродинамически связаны с ними. Упрощение работ на скважине при использовании данного способа достигается за счет возможности проведения работ без подъема скважинного оборудования, через пространство между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорной трубой.
Пример 1
Для приготовления суспензии полиакриламидных гелей 1 вес. ч. (10 г) порошка полиакриламида с молекулярной массой 18 млн ед. и степенью гидролиза 29%, обработанного ускоренными электронами с энергией 8 МэВ дозой 7 кГр, смешали со 100 вес. ч. (1000 г) воды при перемешивании до состояния равновесного набухания гелевых частиц. Из суспензии была отобрана гелевая частица и определен ее модуль упругости путем измерения зависимости напряжения в гелевой частице от величины деформации. Его величина составила 15 кПа. Далее была определена условная вязкость образца. Вязкость определяли путем измерения времени истечения 1 л суспензии гелей через воронку-вискозиметр с патрубком диаметром 15 мм. Предварительно было определено время истечения воды из воронки-вискозиметра. Условная вязкость рассчитывалась как отношение времени истечения суспензии гелей к времени истечения воды, в итоге измеренная вязкость оказалась равной 3,7. Дальнейшие испытания суспензии гелей проводили на модели пласта, представляющей собой цилиндрическую трубу диаметром 30 мм и длиной 200 мм, заполненную кварцевым песком проницаемостью 1200 мД. Модель пласта на входе и выходе снабжена манометрами. К модели пласта подведена линия подачи воды от водяного насоса, причем предусмотрена возможность изменять направление закачки воды через модель пласта для моделирования процесса закачки жидкостей из скважины в пласт и из пласта в скважину. Дальнейшая проверка способа проводилась следующим образом. В модель пласта закачивали воду с постоянной скоростью до стабилизации показаний манометров на входе. Далее со стороны нагнетательной линии вводили в модель пласта приготовленную суспензию гелевых частиц и измеряли возросшее давление. Закачку проводили до полного пропускания объема приготовленной гелевой суспензии и продавки ее в модель пласта водой и фиксировали возросшее давление. Далее изменяли направление нагнетания воды в модель пласта и проводили обратную фильтрацию воды через модель пласта и фиксировали максимальное давление при обратной фильтрации на входе пласт. Результаты измерений показали, что при прямой фильтрации в модель пласта давление закачки составило 72 атм, а при обратной фильтрации давление составило 29 атм. Таким образом, пример показывает, что предлагаемый способ позволяет вводить в поровое пространство модели пласта гели с модулем упругости 15 кПа и при этом создавать остаточное сопротивление при обратной фильтрации на уровне 29 атм. Аналогичные опыты были проведены при других исходных параметрах исследуемого способа. Результаты приведены в таблице 1.
Пример 2
На участке разработки нефтяного месторождения, разрабатываемого с применением поддержания пластового давления закачкой воды через одну нагнетательную скважину с приемистостью по воде 430 т воды в сутки, отобраны из ближайшего окружения 4 добывающие скважины. Предыдущими мероприятиями по увеличению нефтеотдачи пластов за счет нагнетания в нагнетательную скважину гелевой системы установлено, что из 4 скважин только в половине скважин произошло снижение притока воды и при этом дополнительно получено за 6 месяцев нефти в количестве 450 т. В двух скважинах обводненность добываемой жидкости не изменилась. На этом же участке после окончания эффекта произведена повторная обработка нагнетательной скважины в количестве 1,2 т реагента в виде водной суспензии, использованной в примере 1, и на двух скважинах, не показавших при первоначальной обработке снижения обводненности добываемой жидкости, произведена обработка этих добывающих скважин смесью 1 вес. ч. (400 кг) полиакриламида, обработанного ускоренными электронами дозой 12 кГр, при которой модуль упругости набухших в воде гелевых частиц этого полимера составил 14 кПа. При этом пропорция полимера и воды составила 1 : 50. В результате таких обработок удалось снизить обводненность добываемой жидкости во всех четырех скважинах в среднем на 9-15% от первоначальной.
Источники информации
1. Пат РФ 2148149
5. Пат РФ 2382185
2. Пат РФ 2188930
6. Пат РФ 2424426
3. Пат РФ 2234590
7. Пат РФ 2431741
4. Пат РФ 2277573
8. Пат РФ 2283423.
Claims (3)
1. Способ повышения добычи нефти, включающий закачку через добывающую скважину в пласт водной суспензии полиакриламида, обработанного ионизирующим излучением, отличающийся тем, что суспензию получают смешением 1 вес. ч. порошкообразного полиакриламида со степенью гидролиза 20-35% и молекулярной массой 14-23 млн ед., обработанного ускоренными электронами с энергией электронов 5-10 МэВ дозой 3-30 кГр, с 25-150 вес. ч. воды с последующим набуханием суспензии до образования геля с модулем упругости 5-30 КПа и условной вязкостью суспензии геля в интервале 1,5-60.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанным полиакриламидом в воду добавляют 5-15 мас.% стабилизатора - кристаллогидратов алюмокалиевых квасцов или сульфата алюминия.
3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что одновременно с указанной обработкой добывающей скважины дополнительно производят аналогичную обработку нагнетательной скважины, гидродинамически связанной с добывающей скважиной.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014119728/03A RU2558565C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ повышения добычи нефти |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014119728/03A RU2558565C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ повышения добычи нефти |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2558565C1 true RU2558565C1 (ru) | 2015-08-10 |
Family
ID=53795928
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014119728/03A RU2558565C1 (ru) | 2014-05-16 | 2014-05-16 | Способ повышения добычи нефти |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2558565C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2656654C2 (ru) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ увеличения добычи нефти |
| RU2711202C2 (ru) * | 2017-12-27 | 2020-01-15 | Учреждение Российской академии наук, Институт проблем нефти и газа РАН, Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
| RU2712902C2 (ru) * | 2018-04-03 | 2020-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
| RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3841401A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Process for recovering hydrocarbon using polymer obtained by radiation polymerization |
| US3973629A (en) * | 1972-11-06 | 1976-08-10 | Knight Bruce L | Injection profiles with radiation induced copolymers |
| SU1242000A3 (ru) * | 1977-01-21 | 1986-06-30 | Геркулес Инкорпорейтед (Фирма) | Способ разработки нефт ных залежей |
| RU2046927C1 (ru) * | 1991-06-25 | 1995-10-27 | Научно-внедренческое товарищество с ограниченной ответственностью "Реотек" | Гелеобразующий состав для изоляции поглощающего пласта |
| RU2136878C1 (ru) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах |
| RU2148149C1 (ru) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
| RU2188930C2 (ru) * | 2000-11-02 | 2002-09-10 | Евстифеев Сергей Владиленович | Способ изоляции водопритока в скважине |
| RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
| RU2277573C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2283423C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2006-09-10 | Давид Аронович Каушанский | Способ изоляции водопритоков |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2431741C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
-
2014
- 2014-05-16 RU RU2014119728/03A patent/RU2558565C1/ru active
Patent Citations (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3841401A (en) * | 1972-11-06 | 1974-10-15 | Ici America Inc | Process for recovering hydrocarbon using polymer obtained by radiation polymerization |
| US3973629A (en) * | 1972-11-06 | 1976-08-10 | Knight Bruce L | Injection profiles with radiation induced copolymers |
| SU1242000A3 (ru) * | 1977-01-21 | 1986-06-30 | Геркулес Инкорпорейтед (Фирма) | Способ разработки нефт ных залежей |
| RU2046927C1 (ru) * | 1991-06-25 | 1995-10-27 | Научно-внедренческое товарищество с ограниченной ответственностью "Реотек" | Гелеобразующий состав для изоляции поглощающего пласта |
| RU2148149C1 (ru) * | 1998-11-16 | 2000-04-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Состав для ограничения водопритоков в скважину |
| RU2136878C1 (ru) * | 1999-01-05 | 1999-09-10 | Мамедов Борис Абдулович | Состав для селективной изоляции водопритоков в нефтяных скважинах |
| RU2188930C2 (ru) * | 2000-11-02 | 2002-09-10 | Евстифеев Сергей Владиленович | Способ изоляции водопритока в скважине |
| RU2234590C1 (ru) * | 2003-10-06 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ изоляции водопритоков в скважину |
| RU2277573C1 (ru) * | 2004-12-14 | 2006-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Гелеобразующий состав для изоляции водопритока в скважину |
| RU2283423C1 (ru) * | 2005-11-21 | 2006-09-10 | Давид Аронович Каушанский | Способ изоляции водопритоков |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2424426C1 (ru) * | 2010-04-19 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2431741C1 (ru) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2464415C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-10-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ заводнения нефтяного пласта |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2656654C2 (ru) * | 2016-02-19 | 2018-06-06 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ увеличения добычи нефти |
| RU2711202C2 (ru) * | 2017-12-27 | 2020-01-15 | Учреждение Российской академии наук, Институт проблем нефти и газа РАН, Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Способ ограничения водопритоков в газовых скважинах с аномально низким пластовым давлением |
| RU2712902C2 (ru) * | 2018-04-03 | 2020-01-31 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения |
| RU2744686C2 (ru) * | 2019-05-23 | 2021-03-15 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническая фирма "Атомбиотех" | Композиция, способ и реагент для нефтедобычи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP2489715B1 (en) | A process for achieving improved friction reduction in hydraulic fracturing and coiled tubing applications in high salinity conditions | |
| RU2558565C1 (ru) | Способ повышения добычи нефти | |
| HUE025249T2 (en) | Surfactants and Friction Reducing Polymers for Reducing Water Stopper and Gas Precipitation and Associated Methods | |
| RU2382185C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) | |
| CN106947449B (zh) | 一种屏蔽暂堵剂及其制备方法、使用方法 | |
| RU2398102C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи трещиноватых и пористых пластов с искусственно созданными трещинами после гидравлического разрыва пласта - грп | |
| da Camara et al. | Polyacrylamide and polyethylenimine mixed hydrogels tailored with crude glycerol for conformance fluids: Gelation performance and thermal stability | |
| RU2424426C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| RU2483092C1 (ru) | Состав полисахаридного геля для глушения высокотемпературных скважин | |
| Yadav et al. | In situ gelation study of organically crosslinked polymer gel system for profile modification jobs | |
| EP3159390B1 (en) | Composition in particulate form comprising a polymer and a proppant useful for hydraulic fracturing operation | |
| WO2021209150A1 (en) | Processes and devices for making aqueous wellbore treating fluids | |
| RU2154160C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2541973C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
| CN118684820B (zh) | 低分子量粉剂耐盐减阻剂 | |
| RU2482152C1 (ru) | Технологическая скважинная жидкость с низкими повреждающими свойствами и контролируемым поглощением в термобарических условиях пласта | |
| RU2661973C2 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающие скважины | |
| RU2597593C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательных и ограничения водопритока в добывающих скважинах | |
| RU2346151C1 (ru) | Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты) | |
| RU2168618C2 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| RU2562642C1 (ru) | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием | |
| CA1102030A (en) | Process for the treatment of aqueous solutions of partially hydrolyzed polyacrylamides | |
| RU2283423C1 (ru) | Способ изоляции водопритоков | |
| RU2712902C2 (ru) | Порошковая композиция для ограничения водопритоков в скважины и способ ее применения | |
| Mimouni et al. | Compatibility of hydraulic fracturing additives with high salt concentrations for flowback water reuse |