RU2232262C2 - Method for working of oil deposits - Google Patents
Method for working of oil deposits Download PDFInfo
- Publication number
- RU2232262C2 RU2232262C2 RU2001132070/03A RU2001132070A RU2232262C2 RU 2232262 C2 RU2232262 C2 RU 2232262C2 RU 2001132070/03 A RU2001132070/03 A RU 2001132070/03A RU 2001132070 A RU2001132070 A RU 2001132070A RU 2232262 C2 RU2232262 C2 RU 2232262C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- microemulsion
- oil
- injection
- acid
- viscosity
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к физико-химическим методам воздействия на пласт с целью увеличения продуктивности нефтедобывающих скважин. Способ предназначен для восстановления и улучшения коллекторских свойств карбонатных и терригенных пластов призабойной зоны добывающих и нагнетательных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to physicochemical methods of stimulating a formation in order to increase the productivity of oil producing wells. The method is intended to restore and improve the reservoir properties of carbonate and terrigenous strata of the bottom-hole zone of production and injection wells.
Известно, что для увеличения продуктивности нефтяных и газовых скважин используют различные способы воздействия на пласт: физико-химические, тепловые, гидродинамические, микробиологические, газовые, а также их различные комбинации. Среди разнообразия методов воздействия на пласт до сих пор большое распространение находит соляно-кислотная обработка призабойной зоны с карбонатными и терригенными коллекторами [1]. Недостатками данного метода является высокая скорость растворения породы в кислотном растворе, малая глубина обработки и невозможность удаления асфальто-смолистых и парафиновых отложений из призабойной зоны пласта (ПЗП).It is known that to increase the productivity of oil and gas wells, various methods of stimulating the formation are used: physicochemical, thermal, hydrodynamic, microbiological, gas, as well as their various combinations. Among the variety of methods of stimulating the formation, hydrochloric acid treatment of the bottom-hole zone with carbonate and terrigenous reservoirs is still widespread [1]. The disadvantages of this method are the high rate of dissolution of the rock in an acidic solution, the shallow depth of processing and the inability to remove asphalt-resinous and paraffin deposits from the bottom-hole formation zone (PZP).
Существуют различные способы увеличения проникающей способности кислоты в призабойную зону пласта (ПЗП) путем введения в кислоту гидрофобизаторов, поверхностно-активных веществ (ПАВ), замены соляной кислоты на сульфаминовую или капсулирование соляной кислоты в углеводородную дисперсионную фазу в виде кислотных эмульсий типа (В/М) [2]. Наличие в составе инвертных эмульсий ПАВ с высокой адгезией к гидрофильной породе коллектора в промытых водой каналах придает им способность как при движении по фильтрационным каналам, так и после разложения гидрофобизировать скелет коллектора с увеличением фазовой проницаемости по нефти.There are various ways to increase the penetration of acid into the bottom-hole formation zone (PZP) by introducing hydrophobizing agents, surfactants into acid, replacing hydrochloric acid with sulfamic acid, or encapsulating hydrochloric acid into a hydrocarbon dispersion phase in the form of acidic emulsions of the type (W / M ) [2]. The presence in the invert emulsions of surfactants with high adhesion to the hydrophilic rock of the collector in the channels washed with water gives them the ability, both when moving along the filtration channels and after decomposition, to hydrophobize the skeleton of the collector with an increase in phase permeability to oil.
Наиболее близким аналогом к заявленному изобретению является способ добычи нефти из продуктивной залежи, включающий обработку ПЗП добывающих и/или нагнетательных скважин закачкой высокодисперсного водо- и кислотоотталкивающего гидрофобного материала - химически модифицированного кремнеземома концентрации 0,5-1 мас.% в углеводородной жидкости и последующую закачку раствора соляной кислоты для обеспечения глубокого растворения карбонатных соединений и образования высокопроницаемой пористой структуры в призабойной зоне, вытеснение нефти и последующую доставку ее из призабойной зоны [3]. При этом обработку ПЗП добывающих и/или нагнетательных скважин осуществляют последовательно в несколько этапов гидрофобным материалом и кислотой.The closest analogue to the claimed invention is a method of extracting oil from a productive reservoir, comprising treating the bottomhole formation zone of production and / or injection wells by injection of a highly dispersed hydrophobic and water-repellent hydrophobic material — chemically modified silica with a concentration of 0.5-1 wt.% In a hydrocarbon liquid and subsequent injection hydrochloric acid solution to ensure deep dissolution of carbonate compounds and the formation of a highly permeable porous structure in the bottomhole zone, displacement oil and its subsequent delivery from the bottomhole zone [3]. In this case, the processing of the bottomhole formation zone of production and / or injection wells is carried out sequentially in several stages with hydrophobic material and acid.
В качестве высокодисперсного гидрофобного материала используют суспензию диоксида кремния с содержанием 0,1-0,5 мас.% в органическом растворителе (нестабильный бензин и другие углеводороды), а в качестве кислоты применяют 12-20%-ную соляную кислоту в количестве, равном 1-2 т на 1 м обрабатываемой толщины карбонатного пласта. Предварительная гидрофобизация поверхности поровых каналов препятствует быстрому реагированию НСl с породой, благодаря чему увеличивается объем охвата обрабатываемой толщины пласта.As a highly dispersed hydrophobic material, a suspension of silicon dioxide with a content of 0.1-0.5 wt.% In an organic solvent (unstable gasoline and other hydrocarbons) is used, and 12-20% hydrochloric acid in an amount equal to 1 is used -2 tons per 1 m of the processed thickness of the carbonate reservoir. Preliminary hydrophobization of the surface of the pore channels impedes the rapid reaction of Hcl with the rock, thereby increasing the coverage of the treated formation thickness.
К недостаткам данного способа следует отнести:The disadvantages of this method include:
1. Многостадийность операций, увеличивающих время работы ремонтной бригады и оборудования на скважине.1. Multi-stage operations that increase the operating time of the repair crew and equipment at the well.
2. Последовательность закачки в пласт гидрофобной суспензии и кислоты не обеспечивает защиту нефтепромыслового оборудования от коррозионного воздействия НСl.2. The sequence of injection into the reservoir of a hydrophobic suspension and acid does not protect the oilfield equipment from the corrosive effects of Hcl.
3. Ограниченная возможность регулирования скорости взаимодействия соляной кислоты с гидрофобизированной карбонатной породой, определяемая объемом закачиваемой гидрофобной суспензии и концентрацией раствора НСl.3. The limited ability to control the rate of interaction of hydrochloric acid with hydrophobized carbonate rock, determined by the volume of injected hydrophobic suspension and the concentration of the Hcl solution.
Указанные недостатки преодолены в заявляемом изобретении.These disadvantages are overcome in the claimed invention.
Задачей данного изобретения является разработка одностадийного способа воздействия на пласт гидрофобным кислотным составом, позволяющим регулировать скорость взаимодействия НСl с породой и защищающим нефтепромысловое оборудование от коррозионного воздействия агрессивной среды.The objective of this invention is to develop a one-stage method of exposure to the formation of a hydrophobic acid composition, which allows you to adjust the rate of interaction of Hcl with the rock and protects the oilfield equipment from the corrosive effects of aggressive environments.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяных месторождений, включающем обработку призабойной зоны добывающей и/или нагнетательной скважины, закачку в пласт гидрофобного материала - гидрофобного химически модифицированного кремнезема, углеводородной жидкости и водного раствора соляной кислоты, вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой ее из призабойной зоны, закачку указанных реагентов осуществляют в одну стадию в виде инвертной кислотной микроэмульсии, содержащей указанный кремнезем с размером дискретных частиц 0,005-0,1 мкм в концентрации 0,5-1,5 мас.% и дополнительно регулятор стабильности микроэмульсии - поверхностно-активное вещество, при этом соотношение дисперсная : дисперсионная фазы микроэмульсии от 1/1 до 3/1, вязкость указанной микроэмульсии в пределах от 300 до 2500 мПа·с, количество указанной микроэмульсии в пределах от 0,5 до 11 м3 на 1 м вскрытой перфорацией эффективной мощности пласта, а при обработке коллекторов со значительными различиями в проницаемости пропластков предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых обводненных участков путем закачки в призабойную зону пласта указанной микроэмульсии вязкостью 2500-3500 мПа.с.The technical result is achieved by the fact that in the method of developing oil fields, which includes treating the bottom-hole zone of the producing and / or injection well, injecting hydrophobic material — hydrophobic chemically modified silica, hydrocarbon liquid and aqueous hydrochloric acid into the formation, displacing the oil from the reservoir and then delivering it from the bottomhole zone, the injection of these reagents is carried out in one stage in the form of an invert acid microemulsion containing the specified silica with a size rum of discrete particles of 0.005-0.1 μm in a concentration of 0.5-1.5 wt.% and additionally, the microemulsion stability regulator is a surfactant, the dispersion: dispersion phase of the microemulsion from 1/1 to 3/1, viscosity said microemulsion in the range of 300 to 2500 mPa · s, an amount of said microemulsion in the range of 0.5 to 11 m 3 per 1 m of the exposed perforations effective capacity of the reservoir, and in the processing of collectors with large differences in permeability interlayers previously conducted temporary isolation vysokoproni valuable flooded areas by injection into the bottomhole formation zone of the specified microemulsion with a viscosity of 2500-3500 MPa.s.
Совмещение процессов гидрофобизации и кислотной обработки ПЗП с применением кислотных эмульсионных растворов имеет несомненные преимущества перед прототипом, заключающиеся в следующем:The combination of the processes of hydrophobization and acid treatment of PZP with the use of acidic emulsion solutions has undoubted advantages over the prototype, which are as follows:
- способность обеспечивать низкое (менее 0,1 мН/м) межфазное натяжение на границе раздела фаз нефть - вода, что позволяет вытеснять в зоне обработки оставшуюся нефть и воду и получать более высокие коэффициенты отбора по нефти;- the ability to provide low (less than 0.1 mN / m) interfacial tension at the oil-water interface, which allows the remaining oil and water to be displaced in the treatment zone and to obtain higher oil recovery rates;
- способность растворять карбонатные коллектора, а также глинистые включения более медленно, чем водный раствор кислоты, и расширять радиус воздействия, увеличивая при этом проницаемость коллектора.- the ability to dissolve carbonate reservoirs, as well as clay inclusions more slowly than an aqueous acid solution, and to expand the radius of impact, while increasing the permeability of the reservoir.
Обладая всеми преимуществами инвертных эмульсионных растворов, разработанный кислотный состав реагирует с породой только через некоторое время (2-24 ч) после закачки его в пласт, что позволяет проводить глубоко проникающую обработку коллектора. В качестве гидрофобного материала используют кремнезем (аэросил, белая сажа и др.), подвергнутый химической модификации (ХМК) в соответствии с изобретением по патенту РФ № 2152967, 1999. Благодаря ультрадисперсности частиц при диспергировании в кислотно-углеводородной среде ХМК обеспечивает создание микроэмульсии. После разложения кислотной микроэмульсии в пласте ХМК гидрофобизирует поверхность поровых каналов коллектора, увеличивая фазовую проницаемость по нефти.Possessing all the advantages of invert emulsion solutions, the developed acid composition reacts with the rock only after some time (2-24 hours) after it is injected into the reservoir, which allows for deep penetration of the reservoir. As a hydrophobic material, silica (aerosil, white carbon black, etc.) is used, subjected to chemical modification (CMS) in accordance with the invention of the RF patent No. 2152967, 1999. Due to the ultrafine dispersion of particles when dispersed in an acid-hydrocarbon medium, CMS provides the creation of a microemulsion. After the decomposition of the acidic microemulsion in the reservoir, KMK hydrophobizes the surface of the pore channels of the reservoir, increasing the phase permeability of the oil.
Применение в эмульсии регуляторов стабильности (ПАВ) с концентрацией от 0,1 до 0,3 мас.% позволяет регулировать “время жизни”, т.е. обеспечение определенного времени нахождения эмульсии в стабильном состоянии, необходимое для приготовления на скважине рабочей жидкости, ее закачки и продавки в пласт.The use in the emulsion of stability regulators (surfactants) with a concentration of from 0.1 to 0.3 wt.% Allows you to adjust the "lifetime", i.e. providing a certain time for the emulsion to be in a stable state, necessary for preparing a working fluid at the well, pumping it and forcing it into the formation.
Вязкость кислотного микроэмульсионного раствора, где дисперной фазой является водный раствор соляной кислоты, а дисперсионной фазой - углеводород, определяется соотношением фаз 1/1-3/1 и изменяется в пределах от 300 до 2500 мПа·с.The viscosity of an acidic microemulsion solution, where the dispersed phase is an aqueous solution of hydrochloric acid and the dispersion phase is hydrocarbon, is determined by the ratio of the phases 1 / 1-3 / 1 and varies from 300 to 2500 MPa · s.
При проницаемостной неоднородности пластов, различающихся в 2-3 раза, предварительно проводят временную изоляцию высокопроницаемых зон путем направленной закачки в призабойную зону пласта кислотной микроэмульсии с вязкостью 2500-3500 мПа·с. В этом случае происходит временная блокировка высокопроницаемого интервала и появляется возможность последующей доставки активной соляной кислоты в низкопроницаемые нефтенасыщенные пропластки. Это позволяет увеличить охват пласта воздействием за счет подключения ранее не работавших интервалов. Применение для этих целей гидрофобной кислотной микроэмульсии с более высокими реологическими свойствами целесообразно, на наш взгляд, вследствие того, что после выполнения блокирующей функции кислотная эмульсия реализует свой химический потенциал более замедленно, вступая в реакцию с породой пласта.In case of permeability heterogeneity of formations that differ by a factor of 2–3, temporary isolation of highly permeable zones is carried out by direct injection of acid microemulsion with a viscosity of 2500-3500 mPa · s into the bottomhole zone of the formation. In this case, the high-permeability interval is temporarily blocked and the possibility of subsequent delivery of active hydrochloric acid to low-permeable oil-saturated layers occurs. This allows you to increase the coverage of the formation by exposure due to the connection of previously not working intervals. The use for this purpose of a hydrophobic acidic microemulsion with higher rheological properties is advisable, in our opinion, due to the fact that after performing the blocking function, the acidic emulsion realizes its chemical potential more slowly, reacting with the formation rock.
При значительных различиях в проницаемости трещин и матрицы карбонатного коллектора (на 1-2 порядка) вместо временной изоляции высокопроницаемых зон проводят закрытие последних стабильными инвертными эмульсионными растворами, не содержащими кислоты.With significant differences in the permeability of cracks and matrix of the carbonate reservoir (by 1-2 orders of magnitude), instead of temporarily isolating highly permeable zones, the latter are closed with stable invert emulsion solutions that do not contain acid.
При обработке по предлагаемому изобретению количество кислотной микроэмульсии выбирают по известным рекомендациям в отрасли из расчета 0,5-11 м3/м обрабатываемой толщины.When processing according to the invention, the amount of acidic microemulsion is selected according to well-known industry recommendations from the calculation of 0.5-11 m 3 / m of the processed thickness.
С использованием установки АКМ-коллектор были определены скорости реакции различных кислотных составов с карбонатной породой башкирских отложений. В процессе исследования фиксировался объем выходящей из образца жидкости во времени. Полученные результаты приведены в таблице 1. В таблице приведены также сравнительные данные по скорости взаимодействия карбонатного керна с кислотой (опыт 2, 3). В опыте 2 керн был предварительно обработан суспензией гидрофобного ХМК в нестабильном бензине с концентрацией 0,33 мас.% в объеме, равном одному поровому пространству образца.Using the installation AKM-collector, the reaction rates of various acid compositions with the carbonate rock of the Bashkir deposits were determined. During the study, the volume of liquid exiting the sample was recorded over time. The results are shown in table 1. The table also shows comparative data on the rate of interaction of carbonate core with acid (experiment 2, 3). In experiment 2, the core was pretreated with a suspension of hydrophobic CMC in unstable gasoline with a concentration of 0.33 wt.% In a volume equal to one pore space of the sample.
Опыт с неэмульгированной 10%-ной НСl (опыт 3) показал, что при поступлении в образец первой капли кислоты проницаемость его резко возрастала. Из таблицы видно, что предварительное насыщение образца гидрофобной суспензией (опыт 2) неэффективно, т.к. при контактировании с карбонатной породой кислота сразу же вступает в реакцию и в этом случае удаленная зона продуктивного пласта оказывается без воздействия.An experiment with non-emulsified 10% HCl (experiment 3) showed that when a first drop of acid enters the sample, its permeability sharply increased. The table shows that the preliminary saturation of the sample with a hydrophobic suspension (experiment 2) is inefficient, because upon contact with the carbonate rock, the acid immediately reacts, and in this case, the remote zone of the reservoir is unaffected.
Принципиально иное действие на образец карбонатной породы оказывает кислотная микроэмульсия с показателем электростабильности 208 В (опыт 1).A fundamentally different effect on a sample of carbonate rock is exerted by an acid microemulsion with an electrical stability index of 208 V (experiment 1).
Это хорошо видно из анализа величин соотношения конечной и начальной проницаемости образцов Кк/Ко (сравн. 30,3 и 260). В отличие от опытов 2-3 разработанная гидрофобная кислотная микроэмульсия не образует больших каналов в породе. Ее действие пролонгировано и ориентировано на увеличение проницаемости коллектора в более удаленной части пласта.This is clearly seen from the analysis of the ratio of the final and initial permeability of the Kk / Co samples (cf. 30.3 and 260). In contrast to experiments 2-3, the developed hydrophobic acid microemulsion does not form large channels in the rock. Its action is prolonged and focused on increasing the permeability of the reservoir in a more remote part of the reservoir.
В таблице 2 приведены результаты по стабильности кислотных микроэмульсий в зависимости от их состава. Как видно из таблицы, увеличение содержания дисперсной фазы (опыты 5, 8, 9) приводит к снижению электростабильности и увеличению вязкости. Повышение температуры состава увеличивает скорость расслоения (опыты 5-7). При температуре 20°С все образцы эмульсии в выбранных интервалах концентрации эмульгатора-стабилизатора сохраняют стабильность в течение нескольких суток. Для тех случаев, когда для временной изоляции более проницаемого пропластка необходимо применение более вязкой и стабильной эмульсии, целесообразно использовать составы с высокими значениями вязкости (опыт 9).Table 2 shows the results on the stability of acidic microemulsions depending on their composition. As can be seen from the table, an increase in the content of the dispersed phase (
Приведенные в табл.1 и 2 данные показывают, что для создания кислотных микроэмульсий с регулируемым “временем жизни” электростабильность растворов должна быть не ниже 100-120 В. Оптимальные концентрации эмульгатора - гидрофобного ХМК и регулятора стабильности микроэмульсии составляют 0,5-1,5 мас.% и 0,1-0,3 мас.% соответственно.The data given in Tables 1 and 2 show that in order to create acidic microemulsions with an adjustable “lifetime”, the electrostability of the solutions should be no lower than 100-120 V. The optimal concentration of emulsifier - hydrophobic CMC and microemulsion stability regulator is 0.5-1.5 wt.% and 0.1-0.3 wt.%, respectively.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific performance.
Пример 1. На скважине № 1241 с карбонатным коллектором (НГДУ “ТатРИТЭКнефть”) с низким дебитом жидкости (около 10 м куб/сут) и неустойчивой работой скважины была проведена обработка пласта гидрофобной кислотной микроэмульсией следующего состава, мас.%:Example 1. At well No. 1241 with a carbonate reservoir (NGDU TatRITEKneft) with a low flow rate (about 10 m3 / day) and unstable well operation, the formation was treated with a hydrophobic acid microemulsion of the following composition, wt.%:
Дизельное топливо 48,7Diesel 48.7
18%-ная соляная кислота 5018% hydrochloric acid 50
ХМК с гидрофобностью 99,2% 1,0CMC with hydrophobicity 99.2% 1.0
Эмультал 0,3Emultal 0.3
Смешение компонентов проводили следующим образом: в дизельное топливо через эжектор вводили эмульгатор и стабилизатор с помощью цементировочного агрегата ЦА-320. Образующуюся суспензию перемешивали в течение 30 мин. В другой емкости был приготовлен водный раствор 18%-ной соляной кислоты. Для получения микроэмульсии приготовленные растворы прокачивали двумя встречными потоками через диспергатор и подвергали принудительной циркуляции в течение 2-х часов.The components were mixed as follows: an emulsifier and a stabilizer were introduced into diesel fuel through an ejector using a cementing unit ЦА-320. The resulting suspension was stirred for 30 minutes. In another vessel, an aqueous solution of 18% hydrochloric acid was prepared. To obtain a microemulsion, the prepared solutions were pumped by two counter flows through a dispersant and subjected to forced circulation for 2 hours.
Первоначально в скважину для определения приемистости закачали 20 м3 конденсата при производительности насосов 1,2 м3/мин и давлении на устье 20 МПа. Затем была закачана кислотная микроэмульсия с вязкостью 810 мПа·с в объеме 30 м3, которая была продавлена в пласт 40 м3 конденсата.Initially, 20 m 3 of condensate was pumped into the well to determine injectivity at a pump capacity of 1.2 m 3 / min and a wellhead pressure of 20 MPa. Then, an acid microemulsion with a viscosity of 810 mPa · s was injected in a volume of 30 m 3 , which was forced into a reservoir of 40 m 3 of condensate.
В результате проведенной обработки дебит скважины увеличился более чем в три раза (с 10 до 37 м3). Наблюдения за работой скважины в течение шести месяцев показали, что после обработки ПЗП кислотной микроэмульсией скважина работает с устойчивым дебитом.As a result of the treatment, the well production rate increased by more than three times (from 10 to 37 m 3 ). Observations of the operation of the well over a period of six months showed that after processing the bottomhole formation zone with an acid microemulsion, the well works with a steady flow rate.
Пример 2. На скважине № 1356 (НГДУ “ТатРИТЭКнефть”) с высоким дебитом и высокой обводненностью (98,0%) была проведена обработка ПЗП кислотной микроэмульсией с предварительной изоляцией высокопроницаемых частей карбонатного коллектора (проницаемость матрицы 5-20 мД, проницаемость трещин до 1500 мД). В качестве временного тампонажного материала была приготовлена инвертная микроэмульсия следующего состава, мас.%:Example 2. At well No. 1356 (NGDU TatRITEKneft) with high flow rate and high water cut (98.0%), the bottomhole treatment was treated with acid microemulsion with preliminary isolation of highly permeable parts of the carbonate reservoir (matrix permeability 5-20 mD, fracture permeability up to 1500 MD). An invert microemulsion of the following composition was prepared as a temporary grouting material, wt.%:
Дизельное топливо 32Diesel 32
ХМК с гидрофобностью 99,6% 1,5CMC with hydrophobicity 99.6% 1.5
Нефтенол-НЗ 0,3Neftenol-NZ 0.3
12%-ная соляная кислота 67.12% hydrochloric acid 67.
Было закачано в пласт 36 м3 временно изолирующей кислотной микроэмульсии с вязкостью 2510 мПа·с и после продавки в скважину закачали 18 м3 состава аналогичного примеру 1. После обработки эта скважина, так же как и предыдущая, была выдержана на реакции в течение 48 часов.36 m 3 of temporarily insulating acidic microemulsion with a viscosity of 2510 mPa · s were injected into the reservoir and after being pumped into the well, 18 m 3 of the composition of Example 1 were pumped into the well. After treatment, this well, like the previous one, was able to withstand the reaction for 48 hours .
В результате проведенной обработки обводненность скважины снизилась до 48%, дебит нефти увеличился в 2,4 раза, а продолжительность эффекта составила более года.As a result of the treatment, the water cut of the well decreased to 48%, the oil production rate increased by 2.4 times, and the duration of the effect was more than a year.
Источники информацииSources of information
1. М.Т.Абасов и др. Современные методы увеличения нефтеотдачи пластов. РМНТК “Нефтеотдача”. - М.: Наука, 1992, с.5-130.1. MT Abasov and others. Modern methods of increasing oil recovery. RMNTK “Oil recovery”. - M .: Nauka, 1992, p. 5-130.
2. Д.Ф.Матвеев и др. Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта. А.С. СССР № 861561, 1976, патент России № 1647201 А1, 1991.2. DF Matveev et al. Hydrophobic emulsion for processing a carbonate formation. A.S. USSR No. 861561, 1976, Russian patent No. 1647201 A1, 1991.
3. Р.А.Ишкаев и др. Способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, патент России № 2149989, 1999.3. R.A. Ishkaev et al. Method for oil production from oil-containing carbonate formations, Russian patent No. 2149989, 1999.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001132070/03A RU2232262C2 (en) | 2001-11-28 | 2001-11-28 | Method for working of oil deposits |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001132070/03A RU2232262C2 (en) | 2001-11-28 | 2001-11-28 | Method for working of oil deposits |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001132070A RU2001132070A (en) | 2004-03-10 |
| RU2232262C2 true RU2232262C2 (en) | 2004-07-10 |
Family
ID=33412174
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001132070/03A RU2232262C2 (en) | 2001-11-28 | 2001-11-28 | Method for working of oil deposits |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2232262C2 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109215464A (en) * | 2018-09-11 | 2019-01-15 | 中国石油大学(华东) | Trap and oil reservoir three-dimensional concept model building method |
| RU2817425C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of limiting water influx into well |
Families Citing this family (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2018213050A1 (en) | 2017-05-15 | 2018-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Composition and method for water and gas shut-off in subterranean formations |
| CA3153304A1 (en) | 2019-09-05 | 2021-03-11 | Saudi Arabian Oil Company | Propping open hydraulic fractures |
| US11802232B2 (en) | 2021-03-10 | 2023-10-31 | Saudi Arabian Oil Company | Polymer-nanofiller hydrogels |
| US11572761B1 (en) | 2021-12-14 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using colloidal silica |
| US11708521B2 (en) | 2021-12-14 | 2023-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Rigless method for selective zonal isolation in subterranean formations using polymer gels |
-
2001
- 2001-11-28 RU RU2001132070/03A patent/RU2232262C2/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109215464A (en) * | 2018-09-11 | 2019-01-15 | 中国石油大学(华东) | Trap and oil reservoir three-dimensional concept model building method |
| RU2817425C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of limiting water influx into well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2001132070A (en) | 2004-03-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2094088C (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
| US7823642B2 (en) | Control of fines migration in well treatments | |
| US9828815B2 (en) | Foamed fluid compositions having high salinity using anionic surfactants and methods therefor | |
| US5031700A (en) | Method of improving formation permeability using chlorine dioxide | |
| US4044831A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| US20090062153A1 (en) | Enzyme enhanced oil/gas recovery (EEOR/EEGR) using non-gel hydraulic fracturing in hydrocarbon producing wells | |
| RU2232262C2 (en) | Method for working of oil deposits | |
| US4110224A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| US20030083206A1 (en) | Oil and gas production optimization using dynamic surface tension reducers | |
| RU2467163C1 (en) | Method of processing primarily flat horizontal well hole for removal of mud bulk from bottom-hole formation zone | |
| US4261422A (en) | Method for treating underground formations | |
| RU2270913C2 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| US3525397A (en) | Method of temporarily plugging an earth formation | |
| RU2540767C1 (en) | Method for colmatage removal from bottomhole formation zone upon first opening to restore permeability and porosity of header | |
| US4130165A (en) | Method for selectively plugging water zones | |
| US7316991B1 (en) | Composition and process for oil extraction | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2314332C1 (en) | Oil formation critical area treatment reagent and a method for using the same | |
| WO2021168315A1 (en) | Application of enzyme-based green solvents for the recovery of subsurface fluids | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2540742C1 (en) | Hydrophobic micellar acid-based compound for killing, development and completion of producing strata drilled with use of non-aqueous based muds | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2162146C1 (en) | Method of mudded formations treatment | |
| RU2054533C1 (en) | Method for treatment of bottom-hole formation zone |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20050930 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20101019 |