RU2135756C1 - Process of exploitation of inhomogeneous strata - Google Patents
Process of exploitation of inhomogeneous strata Download PDFInfo
- Publication number
- RU2135756C1 RU2135756C1 RU98104355A RU98104355A RU2135756C1 RU 2135756 C1 RU2135756 C1 RU 2135756C1 RU 98104355 A RU98104355 A RU 98104355A RU 98104355 A RU98104355 A RU 98104355A RU 2135756 C1 RU2135756 C1 RU 2135756C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- partially hydrolyzed
- buffer volume
- hydrolyzed polyacrylamide
- polymer
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 239000004927 clay Substances 0.000 claims abstract description 18
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 17
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 18
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 239000003431 cross linking reagent Substances 0.000 claims description 15
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000011230 binding agent Substances 0.000 abstract 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N [K].[Cr] Chemical compound [K].[Cr] WKNIDMJWLWUOMZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 229940050271 potassium alum Drugs 0.000 description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 6
- 235000011126 aluminium potassium sulphate Nutrition 0.000 description 5
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N kaolin Chemical compound O.O.O=[Al]O[Si](=O)O[Si](=O)O[Al]=O NLYAJNPCOHFWQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 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
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 239000002245 particle 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
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 2-methyl-3-pyrimidin-4-ylpropanoic acid Chemical compound OC(=O)C(C)CC1=CC=NC=N1 JHWIEAWILPSRMU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 239000004815 dispersion polymer Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005189 flocculation Methods 0.000 description 1
- 230000016615 flocculation Effects 0.000 description 1
- 125000000524 functional group Chemical group 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородных пластов путем изоляции обводненных пропластков и зон поглощения в скважине. The invention relates to the oil industry, in particular to methods for developing heterogeneous formations by isolating flooded layers and absorption zones in the well.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта, включающий закачку водного раствора полиакриламида, глинистой суспензии с введенными в нее хромокалиевыми квасцами, последующее нагнетание вытесняющего агента (см. патент РФ N 2074307, МКИ E 21 B 33/13, публ. 1997 г.). A known method of developing a heterogeneous oil reservoir, including the injection of an aqueous solution of polyacrylamide, a clay suspension with chromium potassium alum introduced into it, subsequent injection of a displacing agent (see RF patent N 2074307, MKI E 21 B 33/13, publ. 1997).
Недостатком известного способа является необходимость предварительного приготовления глинистой суспензии с введенными в нее хромокалиевыми квасцами. The disadvantage of this method is the need for preliminary preparation of a clay suspension with chromium potassium alum introduced into it.
Известен способ разработки неоднородных нефтяных пластов, включающий заводнение, закачку водного раствора частично гидролизованного полиакриламида с ацетатом хрома, глинистой суспензии с хромокалиевыми квасцами и последующее нагнетание вытесняющего агента (см. патент РФ N 2078202, МКИ E 21 B 43/22; публ. 1997 г.). A known method for the development of heterogeneous oil reservoirs, including water flooding, injection of an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide with chromium acetate, a clay suspension with chromium potassium alum and subsequent injection of a displacing agent (see RF patent N 2078202, MKI E 21 B 43/22; publ. 1997 g. .).
Данный способ недостаточно эффективен из-за необходимости предварительного приготовления глинистой суспензии с хромокалиевыми квасцами. This method is not effective enough due to the need for preliminary preparation of a clay suspension with chromium potassium alum.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ разработки неоднородных пластов, включающий заводнение, циклически чередующуюся закачку компонентов полимердисперсной системы (ПДС), содержащей частично гидролизованный полиакриламид и глинистую суспензию, каждый из которых продавливают в пласт буферным объемом воды, последний цикл закачки ПДС осуществляют дополнительным введением в нее или после сшивающего агента и нагнетание вытесняющего агента (Инструкция по применению технологии нефтеотдачи обводненных пластов и ограничения водопритоков в добывающих скважинах месторождения НГДУ "Комсомольскнефть" с применением полимердисперсных систем (ПДС) со стабилизирующими добавками, М., Минтопэнерго, 1994, с. 3). The closest in technical essence and the achieved effect is a method for developing heterogeneous formations, including flooding, cyclically alternating injection of components of a polymer dispersed system (MPD) containing partially hydrolyzed polyacrylamide and clay slurry, each of which is pressed into the reservoir with a buffer volume of water, the last cycle of MPD injection is carried out additional introduction into it or after a crosslinking agent and injection of a displacing agent (Instruction for the application of oil recovery technology reservoirs and water inflows in production wells of the Komsomolskneft oil and gas production field using polymer dispersed systems (MPDs) with stabilizing additives, M., Mintopenergo, 1994, p. 3).
Известный способ недостаточно эффективен из-за недостаточного увеличения остального фактора сопротивления в промытых зонах пласта и низкого прироста нефтеотдачи. The known method is not effective enough due to insufficient increase in the remaining resistance factor in the washed zones of the reservoir and low oil recovery growth.
В основу настоящего изобретения положена задача создать высокоэффективный способ разработки неоднородных пластов, позволяющий за счет воздействия на обводненные пласты более полно извлечь нефть из неохваченных воздействием зон. The present invention is based on the task of creating a highly efficient method for developing heterogeneous formations, which allows to more fully extract oil from areas not covered by exposure to flooded formations.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки неоднородных пластов, включающем заводнение, циклически чередующуюся закачку компонентов полимердисперсной системы (ПДС), содержащей водный раствор частично гидролизованного полиакриламида и глинистую суспензию с введением в нее или после сшивающего агента, продавливание водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии буферным объемом воды и последующее нагнетание вытесняющего агента, дополнительно сшивающий агент вводят в буферный объем воды. The problem is solved in that in a method for the development of heterogeneous formations, including flooding, cyclically alternating injection of components of a polymer dispersed system (PDS) containing an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and a clay suspension with the introduction of or after a crosslinking agent, forcing an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide clay suspension with a buffer volume of water and the subsequent injection of a displacing agent, an additional crosslinking agent is introduced into the buffer volume into odes.
В качестве сшивающего агента, вводимого в ПДС или после и в буферный объем воды, используют хромокалиевые квасцы по ГОСТ 4162-79, ацетат хрома по ТУ 6-09-5380-88, бихромат калия по ГОСТ 2652-78, бихромат натрия по ГОСТ 2651-88 с концентрацией от 0,0001% до 1,0%. As a crosslinking agent introduced into the PDS or after and into the buffer volume of water, chromium potassium alum is used according to GOST 4162-79, chromium acetate according to TU 6-09-5380-88, potassium dichromate according to GOST 2652-78, sodium dichromate according to GOST 2651 -88 with a concentration of from 0.0001% to 1.0%.
Количество частично гидролизованного полиакриламида, глинистой суспензии и сшивающего агента берут в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта, причем путем подбора концентраций реагентов можно регулировать время гелеобразования и проводить перераспределение потоков в любой зоне неоднородного пласта. The amount of partially hydrolyzed polyacrylamide, clay slurry and a cross-linking agent is taken depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation, and by adjusting the concentrations of the reagents, the gelation time can be controlled and the flows redistributed in any zone of the heterogeneous formation.
При закачке сшивающего агента с буферным объемом воды между закачками водного раствора частично гидролизованного полиакриламида и глинистой суспензии, а также при закачке его перед закачкой водного раствора частично гидролизованного полиакриламида или с одновременной закачкой сшивающего агента с водным раствором частично гидролизованного полиакриламида или с глинистой суспензией, сшивающий агент внедряется в частицы полимера и глины. Закачиваемые или находящиеся в пласте частицы глинистой суспензии также начинают взаимодействовать со свободными функциональными группами полиакриламида. Происходит процесс флокуляции и сшивки с образованием сшитой полимердисперсной системы (СПДС) в высокопроницаемых зонах пласта, что приводит к перераспределению фильтрационных потоков и последующее нагнетание вытесняющего агента способствует извлечению нефти из низкопроницаемых зон пласта. Закачка сшивающего агента с буферным объемом воды модифицирует поверхность пористой среды, способствует более полному взаимодействию всей системы, что особенно важно при разработке неоднородного пласта закачкой реагентов через добывающие скважины для предотвращения обратного вымывания СПДС. When injecting a crosslinking agent with a buffer volume of water between injections of an aqueous solution of a partially hydrolyzed polyacrylamide and a clay suspension, as well as when injecting it before injecting an aqueous solution of a partially hydrolyzed polyacrylamide or simultaneously injecting a crosslinking agent with an aqueous solution of a partially hydrolyzed polyacrylamide or a clay slurry agent embedded in polymer and clay particles. Clay suspension particles injected or in the formation also begin to interact with the free functional groups of the polyacrylamide. The process of flocculation and crosslinking with the formation of a crosslinked polymer dispersion system (SPDS) in the highly permeable zones of the formation, which leads to a redistribution of filtration flows and subsequent injection of the displacing agent, helps to extract oil from the low-permeability zones of the formation. The injection of a cross-linking agent with a buffer volume of water modifies the surface of the porous medium, contributes to a more complete interaction of the entire system, which is especially important when developing a heterogeneous formation by pumping reagents through production wells to prevent backwashing of SPDS.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный способ разработки неоднородных пластов. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely to create an effective way to develop heterogeneous formations.
Способ осуществляется следующим образом. В обводненный нефтяной пласт, представленный неоднородными по проницаемости пропластками, закачивают компоненты ПДС, чередуя с закачкой буферного объема воды со сшивающим агентом через нагнетательную и добывающую скважины в 1-10 равных по объему циклах в следующей последовательности: водный раствор частично гидролизованного полиакриламида 0,001 - 0,1% концентрации - 5-6 м3 буферного объема воды со сшивающим агентом - глинистая суспензия с удельным весом 1,02 - 1,1 г/см3 5-6 м3 буферного объема воды со сшивающим агентом. Далее закачивают вытесняющий агент. Сшивающий агент также вводят или одновременно закачивают с водным раствором частично гидролизованного полиакриламида и/или с глинистой суспензией в одном, нескольких или во всех циклах закачки компонентов ПДС.The method is as follows. PDS components are pumped into the flooded oil reservoir, represented by heterogeneous permeability interlayers, alternating with the injection of a buffer volume of water with a crosslinking agent through injection and production wells in 1-10 equal volume cycles in the following sequence: aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide 0.001-0, 1% concentration - 5-6 m 3 of the buffer volume of water with a crosslinking agent - a clay suspension with a specific gravity of 1.02 - 1.1 g / cm 3 5-6 m 3 of a buffer volume of water with a crosslinking agent. Next, the displacing agent is pumped. The crosslinking agent is also administered or simultaneously injected with an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and / or with a clay suspension in one, several, or all cycles of the injection of PDS components.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного по заявленной совокупности существенных признаков и обладающего наличием нового технического результата заявленному изобретению, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного способа критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object similar in the claimed combination of essential features and having a new technical result to the claimed invention, which allows us to conclude that the claimed method meets the criteria of “novelty” and “inventive step”.
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры осуществления способа. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" we give specific examples of the method.
Исследования проводят на неоднородных моделях пласта, представляющих собой параллельно соединенные две гидродинамически не связанные разнопроницаемые пропластки, заполненные пористой средой - кварцевым песком. Далее модели насыщают водой с последующим вытеснением ее пластовой нефтью. Проводят первичное заводнение. Затем через модель прокачивают реагенты. Эффект от воздействия реагентов на неоднородный пласт определяют методом перераспределения скоростей фильтрационных потоков в разнопроницаемых пропластках и приростом коэффициента нефтеотдачи. The studies are carried out on heterogeneous reservoir models, which are two parallel hydrodynamically unconnected differently permeable layers filled with a porous medium - quartz sand. Next, the models are saturated with water, followed by its displacement with reservoir oil. Conduct primary flooding. Then reagents are pumped through the model. The effect of the action of reagents on a heterogeneous formation is determined by the method of redistribution of the filtration flow rates in differently permeable layers and an increase in the oil recovery coefficient.
Пример 1 (заявляемый способ) (см. табл. 1 в конце описания). Example 1 (the inventive method) (see table. 1 at the end of the description).
В модель неоднородного пласта с проницаемостью пропластков 0,25 и 3,43 мкм2 последовательно закачивают водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферный объем воды с хромокалиевыми квасцами, глинистую суспензию, буферный объем воды с хромокалиевыми квасцами, водный раствор частично гидролизованного полиакриламида, буферный объем воды с хромокалиевыми квасцами, глинистую суспензию, буферный объем воды с хромокалиевыми квасцами в количестве по 0,04 п.о. Затем закачивают вытесняющий агент. Коэффициент нефтеотдачи составил - 13,8%, остаточный фактор сопротивления - 5,16.An aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide, a buffer volume of water with chromium-potassium alum, a clay suspension, a buffer volume of water with chromium-potassium alum, an aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide, a buffer volume of water are sequentially injected into a model of a heterogeneous formation with a permeability of interlayers of 0.25 and 3.43 μm 2. with chromium-potassium alum, clay suspension, a buffer volume of water with chromium-potassium alum in an amount of 0.04 bp Then the displacing agent is pumped. The oil recovery coefficient was 13.8%, and the residual resistance factor was 5.16.
Пример 24 (известный способ). Example 24 (known method).
В модель неоднородного пласта с проницаемостью пропластков 0,26 и 3,87 мкм2 закачивают водный раствор частично гидролизованного полиакриламида и глинистую суспензию в количестве по 0,04 порового объема, затем 0,14 порового объема воды, затем раствор хромокалиевых квасцов в количестве 0,04 порового объема. Коэффициент прироста нефтеотдачи составил 12%, остаточный фактор сопротивления - 4,91.An aqueous solution of partially hydrolyzed polyacrylamide and a clay suspension in an amount of 0.04 pore volume, then 0.14 pore volume of water, then a solution of chromium-potassium alum in an amount of 0 are pumped into a model of a heterogeneous formation with interlayer permeability of 0.26 and 3.87 μm 2 . 04 pore volume. The oil recovery growth rate was 12%, and the residual resistance factor was 4.91.
Заявляемый способ при использовании позволяет достичь:
- увеличения остаточного фактора сопротивления с 4,91 до 5,00 - 5,78;
- повышения прироста коэффициента нефтеотдачи на 13,5 - 17,1%.The inventive method in use allows to achieve:
- increase in residual resistance factor from 4.91 to 5.00 - 5.78;
- increase in oil recovery coefficient growth by 13.5-17.1%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98104355A RU2135756C1 (en) | 1998-03-11 | 1998-03-11 | Process of exploitation of inhomogeneous strata |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98104355A RU2135756C1 (en) | 1998-03-11 | 1998-03-11 | Process of exploitation of inhomogeneous strata |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2135756C1 true RU2135756C1 (en) | 1999-08-27 |
Family
ID=20203186
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98104355A RU2135756C1 (en) | 1998-03-11 | 1998-03-11 | Process of exploitation of inhomogeneous strata |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2135756C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2167280C2 (en) * | 1999-08-06 | 2001-05-20 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool |
| RU2169256C1 (en) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of development of water-encroached oil deposit |
| RU2191894C1 (en) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of oil formation development control |
| RU2195548C1 (en) * | 2001-07-16 | 2002-12-27 | Поляков Владимир Николаевич | Method of developing waterflooded oil pool (versions) |
| RU2313665C1 (en) * | 2006-05-15 | 2007-12-27 | Закрытое акционерное общество "Технология-99" | Method for non-uniform oil reservoir development |
| RU2361898C1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-07-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| US4458753A (en) * | 1982-10-15 | 1984-07-10 | Pfizer Inc. | Stabilizing polysaccharide solutions for tertiary oil recovery at elevated temperature with borohydride |
| SU1736228A1 (en) * | 1990-05-29 | 1996-01-27 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Method for development of oil field |
| RU2057914C1 (en) * | 1993-04-27 | 1996-04-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Oil extraction method |
| SU1558084A1 (en) * | 1988-04-11 | 1996-07-10 | Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" | Method for exploitation of inhomogeneous oil pool |
| RU2074307C1 (en) * | 1993-10-15 | 1997-02-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for exploitation of heterogeneous oil seam |
| RU2078202C1 (en) * | 1995-03-27 | 1997-04-27 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method for development of nonuniform oil formations |
| RU2107812C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-03-27 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of oil deposit, non-uniform in permeability and oil saturation |
-
1998
- 1998-03-11 RU RU98104355A patent/RU2135756C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4081029A (en) * | 1976-05-24 | 1978-03-28 | Union Oil Company Of California | Enhanced oil recovery using alkaline sodium silicate solutions |
| US4458753A (en) * | 1982-10-15 | 1984-07-10 | Pfizer Inc. | Stabilizing polysaccharide solutions for tertiary oil recovery at elevated temperature with borohydride |
| SU1558084A1 (en) * | 1988-04-11 | 1996-07-10 | Научно-Производственное Объединение По Химизации Технологических Процессов В Нефтяной Промышленности "Союзнефтепромхим" | Method for exploitation of inhomogeneous oil pool |
| SU1736228A1 (en) * | 1990-05-29 | 1996-01-27 | Научно-производственное объединение по геолого-физическим методам повышения нефтеотдачи пластов | Method for development of oil field |
| RU2057914C1 (en) * | 1993-04-27 | 1996-04-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Oil extraction method |
| RU2074307C1 (en) * | 1993-10-15 | 1997-02-27 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for exploitation of heterogeneous oil seam |
| RU2078202C1 (en) * | 1995-03-27 | 1997-04-27 | Научно-производственное предприятие "Девон" | Method for development of nonuniform oil formations |
| RU2107812C1 (en) * | 1997-09-17 | 1998-03-27 | Юрий Ефремович Батурин | Method for development of oil deposit, non-uniform in permeability and oil saturation |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Инструкция по применению технологии нефтеотдачи обводненных пластов и ограничения водопритоков в добывающих скважинах месторождений НГДУ "Комсомольскнефть" с применением полимердисперсных систем (ПДС) со стабилизирующими добавками. - М.: Минтопэнерго, 1994, с. 3. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2167280C2 (en) * | 1999-08-06 | 2001-05-20 | Канзафаров Фидрат Яхьяевич | Method of developing nonuniform hydrocarbon pool |
| RU2169256C1 (en) * | 2000-04-03 | 2001-06-20 | Открытое акционерное общество "Сибирская инновационная нефтяная корпорация" | Method of development of water-encroached oil deposit |
| RU2195548C1 (en) * | 2001-07-16 | 2002-12-27 | Поляков Владимир Николаевич | Method of developing waterflooded oil pool (versions) |
| RU2191894C1 (en) * | 2001-07-17 | 2002-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственный центр "Интехпромсервис" | Method of oil formation development control |
| RU2313665C1 (en) * | 2006-05-15 | 2007-12-27 | Закрытое акционерное общество "Технология-99" | Method for non-uniform oil reservoir development |
| RU2361898C1 (en) * | 2007-12-17 | 2009-07-20 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Composition for regulating permeability of water flushed intervals of oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2078917C1 (en) | Method of development of nonuniform formations with cyclic waterflooding | |
| US3656550A (en) | Forming a barrier between zones in waterflooding | |
| RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
| RU2398102C1 (en) | Method for increase of oil recovery of cracked and porous beds with artificially created cracks after hydraulic bed rupture - hbr | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2079641C1 (en) | Method of waterflooding oil formation | |
| CA1064818A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
| RU2135756C1 (en) | Process of exploitation of inhomogeneous strata | |
| RU2131022C1 (en) | Method of treatment of injection wells | |
| RU2072422C1 (en) | Oil stratum watering method | |
| RU2162143C1 (en) | Method of controlling oil deposit development by waterflooding | |
| RU2547868C1 (en) | Method of development of oil pool with argilliferous reservoir | |
| RU2085710C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2146002C1 (en) | Method adjusting front of flooding of oil pools | |
| RU2254443C1 (en) | Method for isolation of non-pressurized range of column in a well | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2094591C1 (en) | Method for treating down-hole zone of injection well | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2026968C1 (en) | Method for stimulation of pool with beds of nonuniform permeability | |
| RU2094603C1 (en) | Method for treatment of watered down-hole zone of producing well | |
| RU2145381C1 (en) | Method of acid treatment of bottom-hole oil formation zone | |
| RU2195546C1 (en) | Method of isolating flushed zones in oil formation | |
| RU2162142C2 (en) | Method of developing oil formations nonuniform in permeability | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2186958C1 (en) | Method of isolation of formation high-permeability intervals |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20081119 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20110304 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130524 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20110304 Effective date: 20130524 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130710 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20130710 Effective date: 20130827 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20131205 Free format text: LICENCE Effective date: 20131206 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160312 |