RU2769612C1 - Method for developing a heterogeneous oil reservoir - Google Patents
Method for developing a heterogeneous oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2769612C1 RU2769612C1 RU2021131825A RU2021131825A RU2769612C1 RU 2769612 C1 RU2769612 C1 RU 2769612C1 RU 2021131825 A RU2021131825 A RU 2021131825A RU 2021131825 A RU2021131825 A RU 2021131825A RU 2769612 C1 RU2769612 C1 RU 2769612C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- xanthan
- solution
- injection
- mixture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 134
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 134
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 110
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 93
- 235000019838 diammonium phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 84
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 81
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 58
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 53
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 35
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 22
- 229920000168 Microcrystalline cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 20
- 235000019813 microcrystalline cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 20
- 239000008108 microcrystalline cellulose Substances 0.000 claims abstract description 20
- 229940016286 microcrystalline cellulose Drugs 0.000 claims abstract description 20
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 claims abstract description 11
- 239000005696 Diammonium phosphate Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 claims abstract description 6
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 229910000388 diammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 229920003124 powdered cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 235000019814 powdered cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims description 4
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 22
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 11
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 10
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 abstract description 7
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 5
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract description 2
- 101001126840 Mus musculus Protein O-glucosyltransferase 1 Proteins 0.000 abstract 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 29
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 18
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 16
- 239000000047 product Substances 0.000 description 12
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 10
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 9
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 8
- 238000011160 research Methods 0.000 description 8
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 7
- 239000012456 homogeneous solution Substances 0.000 description 6
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 description 4
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 3
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 description 3
- 235000010980 cellulose Nutrition 0.000 description 3
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 235000016709 nutrition Nutrition 0.000 description 3
- 230000035764 nutrition Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 2-(7-methyloctyl)phenol Chemical class CC(C)CCCCCCC1=CC=CC=C1O UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 description 2
- 241001524109 Dietzia Species 0.000 description 1
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 241001337904 Gordonia <angiosperm> Species 0.000 description 1
- 241000579722 Kocuria Species 0.000 description 1
- 241001465754 Metazoa Species 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 241000316848 Rhodococcus <scale insect> Species 0.000 description 1
- 102100038123 Teneurin-4 Human genes 0.000 description 1
- 101710122302 Teneurin-4 Proteins 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000002144 chemical decomposition reaction Methods 0.000 description 1
- 239000006071 cream Substances 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000007046 ethoxylation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 1
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 150000002484 inorganic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 229910010272 inorganic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 1
- 229940029985 mineral supplement Drugs 0.000 description 1
- 235000020786 mineral supplement Nutrition 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000003895 organic fertilizer Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 235000011007 phosphoric acid Nutrition 0.000 description 1
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 230000002194 synthesizing effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Micro-Organisms Or Cultivation Processes Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с применением микробиологического воздействия в условиях высокой минерализации закачиваемой и пластовой воды.The invention relates to the oil industry, in particular, to methods for developing a heterogeneous oil reservoir using microbiological impact under conditions of high salinity of the injected and formation water.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент RU № 2060373, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.05.1996 г., бюл. № 14), включающий закачку в пласт водного раствора полиакриламида и поверхностно-активного вещества, в качестве которого используют биологическое поверхностно-активное вещество КШАС (биоПАВ КШАС) ‒ продукт жизнедеятельности бактерий рода Pseuodomonas aеruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биоПАВ КШАС 1:2,5 соответственно.A known method for the development of an oil field (patent RU No. 2060373, IPC E21B 43/22, publ. -active substance KShAS (biosurfactant KShAS) is a product of the vital activity of bacteria of the genus Pseuodomonas aeruginosa S-7 at a mass ratio of polyacrylamide and biosurfactant KShAS 1:2.5, respectively.
Данный способ недостаточно эффективен в условиях высокой минерализации воды, т.к. не учитывает стабильность раствора полиакриламида и биологического поверхностно-активного вещества в пластовых условиях.This method is not effective enough in conditions of high mineralization of water, because. does not take into account the stability of the solution of polyacrylamide and biological surfactant in reservoir conditions.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 2078916, МПК С09К 8/582, С12N 1/38, Е21В 43/22, опубл. 10.05.1997 г., бюл. № 13), включающий закачку в пласт состава, содержащего углеводородокисляющие бактерии, питательную среду, минеральную добавку и воду. В качестве питательной среды он содержит органическое удобрение, а в качестве минеральной добавки ‒ диаммонийфосфат.Also known is a method for treating an oil reservoir (patent RU No. 2078916, IPC C09K 8/582, C12N 1/38, E21B 43/22, publ. bacteria, nutrient medium, mineral supplement and water. It contains organic fertilizer as a nutrient medium, and diammonium phosphate as a mineral additive.
Недостатком известного способа является его низкая эффективность в неоднородных пластах из-за невозможности обеспечить перераспределение потоков жидкости по пласту и эффективно вытеснять нефть из низкопроницаемых нефтенасыщенных зон из-за нецелевого синтеза нефтевытесняющих агентов в высокообводненных интервалах.The disadvantage of this method is its low efficiency in heterogeneous reservoirs due to the inability to ensure the redistribution of fluid flows in the reservoir and effectively displace oil from low-permeability oil-saturated zones due to non-targeted synthesis of oil-displacing agents in high water cut intervals.
Также известен способ обработки нефтяного пласта (патент RU № 1774691, МПК Е21В 43/22, С09К 8/582, опубл. 20.09.1995 г., бюл. № 26), включающий закачку в пласт углеводородокисляющих бактерий ‒ микроорганизмов в растворе питательного вещества. Also known is a method for treating an oil reservoir (patent RU No. 1774691, IPC E21V 43/22, C09K 8/582, publ. 20.09.1995, Bull. No. 26), which includes injection into the reservoir of hydrocarbon-oxidizing bacteria - microorganisms in a nutrient solution.
Недостатками известного способа являются использование микроорганизмов, не способных синтезировать нефтевытесняющие агенты при высокой минерализации воды, что делает невозможным его применение в условиях высокой минерализации воды.The disadvantages of this method are the use of microorganisms that are not capable of synthesizing oil-displacing agents at high water salinity, which makes it impossible to use it under conditions of high water salinity.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2644365, МПК Е21В 43/22, С09К 8/582, С09К 8/588, опубл. 09.02.2018 г., бюл. № 4), включающий последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля и воды, и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ, и технологическую выдержку.The closest in technical essence is the method of developing a heterogeneous oil reservoir (patent RU No. 2644365, IPC E21V 43/22, S09K 8/582, S09K 8/588, publ. 09.02.2018, bull. No. 4), including sequential injection into the injection well of a mixture of water-soluble natural polymer - WFP - xanthan, fermentation bacteria - sapropel and water, and a solution of diammonium phosphate - DAP with hydrocarbon-oxidizing bacteria - UOB, and technological exposure.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- низкие значения остаточного фактора сопротивления (ОФС), которые не обеспечивают продолжительный технологический эффект вследствие вымывания состава из высокопроницаемых интервалов;- low values of the residual resistance factor (RFR), which do not provide a long-term technological effect due to the washing out of the composition from high-permeability intervals;
- низкое содержание углеводородокисляющих бактерий в закачиваемом растворе, что приводит к низкой интенсивности образования нефтевытесняющих агентов и их недостаточным образованием в условиях высоковыработанных месторождений;- low content of hydrocarbon-oxidizing bacteria in the injected solution, which leads to a low intensity of the formation of oil-displacing agents and their insufficient formation in conditions of highly depleted fields;
- углеводородокисляющие микроорганизмы, используемые в данном способе, не обладают свойством галотолерантности (солестойкости) в условиях высокой (свыше 150 г/л) минерализации.- hydrocarbon-oxidizing microorganisms used in this method do not have the property of halotolerance (salt resistance) under conditions of high (over 150 g/l) salinity.
Техническими задачами являются создание эффективного способа разработки неоднородного нефтяного пласта, обеспечивающего увеличение охвата пласта за счёт блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых, нефтенасыщенных пропластков и зон, увеличение нефтеотдачи пласта за счет роста непосредственно в пласте микроорганизмов, устойчивых к высокой минерализации воды, способных осуществлять интенсивный синтез агентов, обеспечивающих эффективное вытеснение нефти с глубинных зон пласта, а также расширение технологических возможностей способа.The technical tasks are to create an effective method for the development of a heterogeneous oil reservoir, which provides an increase in the sweep of the reservoir by blocking highly permeable zones of the reservoir and involving low-permeability, oil-saturated layers and zones in the development, increasing oil recovery due to the growth directly in the reservoir of microorganisms that are resistant to high water salinity, capable of to carry out an intensive synthesis of agents that ensure the effective displacement of oil from the deep zones of the formation, as well as the expansion of the technological capabilities of the method.
Технические задачи решаются способом разработки неоднородного нефтяного пласта, включающим последовательную закачку в нагнетательную скважину смеси водорастворимого природного полимера – ВПП – ксантана, бродильных бактерий – сапропеля, воды и раствора диаммонийфосфата – ДАФ с углеводородокисляющими бактериями – УОБ и технологическую выдержку.Technical problems are solved by a method for developing a heterogeneous oil reservoir, including sequential injection into an injection well of a mixture of a water-soluble natural polymer - WFP - xanthan, fermentation bacteria - sapropel, water and a solution of diammonium phosphate - DAP with hydrocarbon-oxidizing bacteria - BOB and technological exposure.
Новым является то, что предварительно определяют приемистость нагнетательной скважины, при приемистости нагнетательной скважины от 100 м3/сут до 250 м3/сут закачку указанных раствора и смеси в пласт осуществляют оторочками, причем в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов, мас. %:What is new is that the injectivity of the injection well is preliminarily determined, when the injectivity of the injection well is from 100 m 3 /day to 250 m 3 /day, the indicated solution and mixture are injected into the reservoir by rims, and in the first rim, a DAF solution with VOB is pumped, which additionally contains xanthan and water, in the following ratio, wt. %:
а второй оторочкой закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля и воды, которая дополнительно содержит раствор ДАФ с УОБ и неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:and the second rim is pumped with a mixture of VPP - xanthan, sapropel and water, which additionally contains a solution of DAF with RBW and a nonionic surfactant - non-ionic surfactant - ethoxylated isononylphenol with a degree of oxyethylation of 12, in the following ratio of the mixture components, wt. %:
при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение, при приемистости нагнетательной скважины от 251 м3/сут и выше сначала осуществляют закачку смеси ВПП – ксантана или дисперсного компонента и воды, при следующем соотношении компонентов, мас. %:at the same time, the said first and second rims are pumped in a volume ratio of 1:1, after injection of the said rims, the well is stopped for a technological holding lasting 5-10 days and waterflooding is resumed, with an injection well injectivity of 251 m 3 /day and higher, the mixture of the runway is first injected - xanthan or dispersed component and water, in the following ratio of components, wt. %:
закачку указанной смеси ведут до увеличения давления закачки на 10-50 % от начального давления закачки, затем в пласт закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками, в первой оторочке закачивают раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит ксантан и воду, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:injection of this mixture is carried out until the injection pressure is increased by 10-50% of the initial injection pressure, then a DAP solution with VOB and a mixture of VPP - xanthan and fermentative bacteria are pumped into the reservoir, while injection is carried out in rims, in the first rim the DAP solution with VOB is pumped, which additionally contains xanthan and water, in the following ratio of components of the mixture, wt. %:
во второй оторочке закачивают смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствор ДАФ с УОБ, который дополнительно содержит неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:in the second slug, a mixture of VPP - xanthan, sapropel, water and a solution of DAF with RBW, which additionally contains a nonionic surfactant - nonionic surfactant - ethoxylated isononylphenol with a degree of oxyethylation of 12, is pumped in at the following ratio of the mixture components, wt. %:
при этом указанные первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1, после закачки указанных оторочек скважину останавливают на технологическую выдержку продолжительностью 5-10 сут и возобновляют заводнение.at the same time, said first and second rims are injected in a volume ratio of 1:1, after injection of said rims, the well is stopped for a technological exposure lasting 5-10 days and waterflooding is resumed.
Также новым является то, что в качестве дисперсного компонента используют порошковую целлюлозу или техническую микрокристаллическую целлюлозу.Also new is that powdered cellulose or technical microcrystalline cellulose is used as a dispersed component.
Для осуществления способа используют:To implement the method use:
- диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75, представляющий собой неорганическое соединение ‒ кислую аммонийную соль ортофосфорной кислоты;- food grade diammonium phosphate (DAF), produced in accordance with GOST 8515-75, which is an inorganic compound - an acidic ammonium salt of orthophosphoric acid;
- углеводородокисляющие бактерии – УОБ, в качестве которых используют галофильные и галотолерантные штаммы микроорганизмов – Kocuria, Rhodococcus, Gordonia, Dietzia и Pseudomonas, с высокой солеустойчивостью (способны выдерживать воздействие свыше 150 г/л растворенных солей);- hydrocarbon-oxidizing bacteria - VOB, which are used as halophilic and halotolerant strains of microorganisms - Kocuria , Rhodococcus , Gordonia , Dietzia and Pseudomonas , with high salt tolerance (capable of withstanding exposure to more than 150 g / l of dissolved salts);
- ксантан отечественного или импортного производства, представляющий собой экзополисахарид, полученный путём ферментации с использованием бактерии Xanthomonas campestris;- domestic or imported xanthan, which is an exopolysaccharide obtained by fermentation using the bacterium Xanthomonas campestris ;
- сапропель, который представляет собой отложения пресноводных водоёмов, состоящих из органического вещества и минеральных примесей, формирующихся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих водоём; - sapropel, which is a deposit of freshwater reservoirs, consisting of organic matter and mineral impurities, formed as a result of biochemical, microbiological and physico-mechanical processes from the remains of plant and animal organisms inhabiting the reservoir;
- неионогенное поверхностно-активное вещество – НПАВ, в качестве которого используют оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12, выпускаемый по ТУ 2483-077-05766801-98. Введение в состав смеси НПАВ способствует проникновению смеси второй оторочки в глубь пласта за счет повышения смачиваемости, снижению межфазного натяжения в системе «вода-нефть-порода», обусловленному адсорбцией НПАВ на поверхностях раздела фаз; - non-ionic surfactant - non-ionic surfactants, which is used as ethoxylated isononylphenol with a degree of oxyethylation of 12, produced according to TU 2483-077-05766801-98. The introduction of nonionic surfactants into the composition of the mixture contributes to the penetration of the mixture of the second slug into the depth of the reservoir by increasing the wettability, reducing the interfacial tension in the "water-oil-rock" system, due to the adsorption of nonionic surfactants on the phase separation surfaces;
- для приготовления закачиваемых раствора ДАФ с УОБ и смеси ВПП используют воду пресную или техническую с минерализацией 0,15-200 г/л.- for the preparation of the injected solution of DAP with DRR and the mixture of VPP, fresh or technical water with a salinity of 0.15-200 g/l is used.
- в качестве дисперсного компонента используют техническую микрокристаллическую целлюлозу (МКЦ), представляющую собой продукт химической деструкции целлюлозы, отличающийся высокой степенью чистоты и высоким содержанием упорядоченной части целлюлозы с кристаллографической ориентацией макромолекул (выпускаемую по ТУ 10.89.19-006-01141317-2019) или порошковую целлюлозу (ПЦ), представляющую продукт дробления из различных видов целлюлозы – порошок или мелкие волокна белого, серого или кремового цвета, например, марки С-0,5 и С-1,6 (выпускаемую по ТУ 5410-029-32957739-2007);- technical microcrystalline cellulose (MCC) is used as a dispersed component, which is a product of chemical degradation of cellulose, characterized by a high degree of purity and a high content of an ordered part of cellulose with a crystallographic orientation of macromolecules (manufactured according to TU 10.89.19-006-01141317-2019) or powder cellulose (PC), which is a product of crushing from various types of cellulose - powder or fine fibers of white, gray or cream color, for example, grades C-0.5 and C-1.6 (manufactured according to TU 5410-029-32957739-2007) ;
Сущность способа заключается в следующем. The essence of the method is as follows.
В процессе последовательной закачки в пласт указанных оторочек раствора и смеси, содержащих ВПП, происходит снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счёт их блокирования вязким раствором и, как следствие, увеличение охвата пласта воздействием. Кроме того, поскольку на первом этапе углеводородокисляющие бактерии используют остаточную нефть призабойной зоны пласта в качестве основного источника питания, ВПП является дополнительным источником углеводного питания УОБ. После закачки смеси второй оторочки, содержащей бродильные бактерии и НПАВ, по мере истощения запаса кислорода, углеводородокисляющая способность микрофлоры снижается и начинают активизироваться микроорганизмы бродильного типа, которым для окисления субстратов питания кислород не требуется.In the process of successive injection into the reservoir of the indicated slug of the solution and the mixture containing the WFP, there is a decrease in the permeability of highly permeable zones of the reservoir due to their blocking with a viscous solution and, as a result, an increase in the coverage of the reservoir by the impact. In addition, since at the first stage hydrocarbon-oxidizing bacteria use the residual oil of the bottomhole formation zone as the main source of nutrition, the WFP is an additional source of carbohydrate nutrition for the DRR. After injection of a mixture of the second slug containing fermentative bacteria and nonionic surfactants, as the oxygen supply is depleted, the hydrocarbon-oxidizing ability of the microflora decreases and fermentation-type microorganisms begin to become more active, which do not require oxygen to oxidize the nutrient substrates.
Во время технологической выдержки закаченных в пласт растворов и смеси происходит постепенное микробиологическое расщепление полисахаридов бактериями, что приводит к образованию комплекса нефтевытесняющих агентов (биоПАВ, летучих жирных кислот), улучшающих смачиваемость породы, снижающих межфазное натяжение в системе «вода-нефть-порода» и повышающих проницаемость пропластка, и нефтевытесняющих агентов, включающих растворители и спирты, способствующих улучшению извлечения остаточной нефти, характеризующейся повышенной вязкостью. В итоге формируется последовательно протекающий микробиологический процесс, что приводит к повышенной биопродукции нефтевытесняющих агентов, обеспечивающих более высокую технологическую эффективность, что приводит к увеличению нефтеотдачи.During the technological holding of the solutions and mixtures injected into the reservoir, gradual microbiological breakdown of polysaccharides by bacteria occurs, which leads to the formation of a complex of oil-displacing agents (biosurfactants, volatile fatty acids), which improve the wettability of the rock, reduce the interfacial tension in the "water-oil-rock" system and increase interlayer permeability, and oil-displacing agents, including solvents and alcohols, which improve the recovery of residual oil, which is characterized by increased viscosity. As a result, a sequential microbiological process is formed, which leads to increased bioproduction of oil-displacing agents, which provide higher technological efficiency, which leads to an increase in oil recovery.
Раствор ВПП – ксантана или дисперсного компонента выполняет функцию отклонителя оторочки и служит дополнительным источником питания микроорганизмов.A solution of VPP - xanthan or a dispersed component performs the function of a fringe deflector and serves as an additional source of nutrition for microorganisms.
Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.The method in field conditions is carried out as follows.
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины и проводят анализ его разработки. Проводят комплекс гидродинамических и геофизических исследований. Определяют приемистость (начальную приемистость до закачки раствора и оторочек) нагнетательной скважины при давлении закачки от водовода, минерализацию закачиваемой воды, максимальное допустимое давление на эксплуатационную колонну и продуктивные пласты. Определяют добывающие скважины, гидродинамически связанные с нагнетательной скважиной. На основе анализа геолого-технологических показателей (проницаемости коллектора, пористости, дебита по нефти и жидкости по участку, обводнённости добываемой продукции), начальной приёмистости нагнетательной скважины определяют объёмы закачки оторочек, состоящих из раствора ДАФ с УОБ и ВПП и смеси бродильных бактерий, НПАВ, ВПП и раствора ДАФ с УОБ, а при приемистости скважины от 251 м3/сут и выше дополнительно определяют объёмы закачки раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента.Preparatory work is carried out. Select a section of the injection well and analyze its development. Conduct a complex of hydrodynamic and geophysical studies. The injectivity (initial injectivity before injection of the solution and rims) of the injection well is determined at the injection pressure from the conduit, the salinity of the injected water, the maximum allowable pressure on the production string and productive formations. Production wells are determined that are hydrodynamically associated with the injection well. Based on the analysis of geological and technological indicators (reservoir permeability, porosity, oil and liquid flow rate for the area, water cut of the produced product), the initial injectivity of the injection well, the volumes of injection of rims consisting of a DAP solution with DRR and WFP and a mixture of fermentative bacteria, nonionic surfactants, The runway and the DAP solution with VOB, and at the well injectivity of 251 m 3 /day and above, the volumes of injection of a solution of a water-soluble natural polymer - xanthan or a dispersed component are additionally determined.
Объёмы закачиваемых композиций определяют в зависимости от приёмистости нагнетательной скважины (табл. 1).The volumes of injected compositions are determined depending on the injectivity of the injection well (Table 1).
Таблица 1 – Объем закачки оторочек и раствора водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонентаTable 1 - The volume of injection of slug and a solution of a water-soluble natural polymer - xanthan or a dispersed component
При приёмистости нагнетательной скважины от 100 м3/сут до 250 м3/сут закачку указанных оторочек в обводнённый нефтяной пласт производят стандартными установками типа КУДР, ЦА-320 и т.д. в следующей последовательности.When the injectivity of the injection well is from 100 m 3 /day to 250 m 3 /day, the injection of these rims into the flooded oil reservoir is carried out using standard installations such as KUDR, TsA-320, etc. in the following sequence.
Первую оторочку, состоящую из раствора ДАФ с УОБ и ВПП (ксантана), готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.The first slug, consisting of a solution of DAP with VOB and WFP (xanthan), is prepared immediately before injection into the formation through an injection well as follows.
Раствор ДАФ с УОБ готовят в цехе по подготовке химических продуктов следующим образом. В ёмкость с перемешивающим устройством вносят расчетное количество пресной воды, УОБ с концентрацией 0,005-0,5 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,01-0,2 мас. %, перемешивают в течение 30 мин для образования однородного раствора. Готовый раствор доставляют на скважину автоцистернами.A solution of DAP with VOB is prepared in the shop for the preparation of chemical products as follows. The calculated amount of fresh water, VOB with a concentration of 0.005-0.5 wt. % and DAF with a concentration of 0.01-0.2 wt. %, stirred for 30 min to form a homogeneous solution. The finished solution is delivered to the well by tank trucks.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же емкость из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Из промежуточной емкости полученную первую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. A pre-prepared solution of DAP with VOB with a concentration of 10.0-15.0 wt. %. The same container is supplied with water with mineralization from 0.15 g/l to 200 g/l, which is supplied through a conduit from a cluster pumping station or a pumping unit from a tank truck. Further, xanthan in dry form with a concentration of 0.03-0.5 wt. % and stirred until smooth. From the intermediate tank, the obtained first slug is pumped into the formation through the injection well by a pumping unit.
Затем закачивают вторую оторочку.Then the second slug is loaded.
Вторую оторочку – смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды, и раствора ДАФ с УОБ с НПАВ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину в следующей последовательности.The second rim - a mixture of VPP - xanthan, sapropel, water, and a solution of DAP with AHB with non-ionic surfactants is prepared immediately before injection into the reservoir through an injection well in the following sequence.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же ёмкость из емкости дозатора для жидких реагентов дозируют НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1-0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Затем в эту же смесительную ёмкость последовательно из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния, после чего из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют сапропель в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Из промежуточной емкости полученную вторую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. A pre-prepared solution of DAP with VOB with a concentration of 10.0-15.0 wt. %. The same container is supplied with water with mineralization from 0.15 g/l to 200 g/l, which is supplied through a conduit from a cluster pumping station or a pumping unit from a tank truck. Further, nonionic surfactants - oxyethylated isononylphenol with a degree of oxyethylation of 12 with a concentration of 0.1-0.5 wt. % and stirred for 10 min. Then, dry xanthan with a concentration of 0.03-0.5 wt. % and mixed until homogeneous, after which dry sapropel is dosed from the bunker using a screw dispenser with a concentration of 0.5-2.5 wt. % and stirred for 10 min. From the intermediate tank, the obtained second slug is pumped into the reservoir through the injection well by a pumping unit.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.The first and second rims are pumped in a 1:1 volume ratio.
После закачки запланированных объемов указанных оторочек раствора и смеси скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5-10 сут.After injection of the planned volumes of the indicated slug of the solution and mixture, the well is stopped for technological holding for 5-10 days.
После технологической выдержки производят заключительные работы на скважине и возобновляют заводнение.After technological exposure, final work is performed on the well and waterflooding is resumed.
При приёмистости нагнетательной скважины от 251 м3/сут и выше сначала закачивают смесь водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента и воды.When the injectivity of the injection well is from 251 m 3 /day and above, a mixture of a water-soluble natural polymer - xanthan or a dispersed component and water is first pumped.
Раствор водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента готовят в промежуточной ёмкости установки типа КУДР путем подачи воды с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающей по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой шнековым дозатором ксантана или дисперсного компонента в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и в течение 30 мин осуществляют перемешивание.A solution of a water-soluble natural polymer - xanthan or a dispersed component is prepared in an intermediate tank of a KUDR type installation by supplying water with a salinity of 0.15 g/l to 200 g/l, coming through a conduit from a cluster pumping station or a pumping unit from a tank truck, to the inlet of a jet pump with simultaneous dosing screw dispenser of xanthan or dispersed component in dry form with a concentration of 0.5-2.5 wt. % and stir for 30 min.
Приготовленный раствор водорастворимого природного полимера – ксантана или дисперсного компонента закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10-50 % от начального давления закачки, не превышающего максимального допустимого давления на эксплуатационную колонну или продуктивные пласты.The prepared solution of a water-soluble natural polymer - xanthan or a dispersed component is pumped into the formation through an injection well by a pumping unit until the injection pressure is increased by 10-50% of the initial injection pressure, not exceeding the maximum allowable pressure on the production string or productive formations.
Затем закачивают раствор ДАФ с УОБ и смесь ВПП – ксантана и бродильных бактерий, при этом закачку производят оторочками. Первую оторочку, состоящую из раствора ДАФ с УОБ, ксантана и воды, непосредственно готовят перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.Then, a DAP solution with VOB and a mixture of VPP - xanthan and fermentative bacteria are pumped in, while the pumping is carried out by slug. The first slug, consisting of a solution of DAP with VOB, xanthan and water, is directly prepared before injection into the reservoir through an injection well as follows.
Раствор ДАФ с УОБ готовят в цехе по подготовке химических продуктов следующим образом. В емкость с перемешивающим устройством вносят расчетное количество пресной воды, УОБ с концентрацией 0,005-0,5 мас. % и ДАФ с концентрацией 0,01-0,2 мас. %, перемешивают течение 30 мин для образования однородного раствора. Готовый раствор доставляют на скважину автоцистернами.A solution of DAP with VOB is prepared in the shop for the preparation of chemical products as follows. In a container with a mixing device contribute the estimated amount of fresh water, VOB with a concentration of 0.005-0.5 wt. % and DAF with a concentration of 0.01-0.2 wt. %, stirred for 30 min to form a homogeneous solution. The finished solution is delivered to the well by tank trucks.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же емкость из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Из промежуточной емкости полученную первую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. A pre-prepared solution of DAP with VOB with a concentration of 10.0-15.0 wt. %. The same container is supplied with water with mineralization from 0.15 g/l to 200 g/l, which is supplied through a conduit from a cluster pumping station or a pumping unit from a tank truck. Further, xanthan in dry form with a concentration of 0.03-0.5 wt. % and stirred until smooth. From the intermediate tank, the obtained first slug is pumped into the formation through the injection well by a pumping unit.
Затем закачивают вторую оторочку.Then the second slug is loaded.
Вторую оторочку – смесь ВПП – ксантана, сапропеля, воды и раствора ДАФ с УОБ и НПАВ готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину в следующей последовательности.The second slug - a mixture of VPP - xanthan, sapropel, water and a solution of DAP with VOB and nonionic surfactants is prepared immediately before injection into the reservoir through an injection well in the following sequence.
В промежуточную ёмкость установки типа КУДР из емкости дозатора для жидких реагентов подают приготовленный заранее раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10,0-15,0 мас. %. В эту же ёмкость подают воду с минерализацией от 0,15 г/л до 200 г/л, поступающую по водоводу с кустовой насосной станции или насосным агрегатом из автоцистерны. Далее в эту же ёмкость из емкости дозатора для жидких реагентов дозируют НПАВ – оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1-0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Затем в эту же смесительную ёмкость последовательно из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют ксантан в сухом виде с концентрацией 0,03-0,5 мас. % и перемешивают до однородного состояния, после чего из бункера с помощью шнекового дозатора дозируют сапропель в сухом виде с концентрацией 0,5-2,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин. Из промежуточной емкости полученную вторую оторочку насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. A pre-prepared solution of DAP with VOB with a concentration of 10.0-15.0 wt. %. The same container is supplied with water with mineralization from 0.15 g/l to 200 g/l, which is supplied through a conduit from a cluster pumping station or a pumping unit from a tank truck. Further, nonionic surfactants - oxyethylated isononylphenol with a degree of oxyethylation of 12 with a concentration of 0.1-0.5 wt. % and stirred for 10 min. Then, dry xanthan with a concentration of 0.03-0.5 wt. % and mixed until homogeneous, after which dry sapropel is dosed from the bunker using a screw dispenser with a concentration of 0.5-2.5 wt. % and stirred for 10 min. From the intermediate tank, the obtained second slug is pumped into the reservoir through the injection well by a pumping unit.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.The first and second rims are pumped in a 1:1 volume ratio.
После закачки запланированных объемов указанных оторочек раствора и смеси скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5-10 сут.After injection of the planned volumes of the indicated slug of the solution and mixture, the well is stopped for technological holding for 5-10 days.
После технологической выдержки производят заключительные работы на скважине и далее возобновляют заводнение.After technological exposure, final work is performed on the well and then waterflooding is resumed.
Нефтевытесняющую способность закачиваемых раствора и оторочек оценивали в лабораторных условиях по величине прироста коэффициента вытеснения (прирост Квыт) при проведении фильтрационных экспериментов. Для проведения фильтрационных экспериментов использовали установку для исследования кернов, позволяющую осуществлять фильтрацию жидкостей через физическую модель пласта при температуре и давлении, моделирующих пластовые условия. В модели создавали начальную нефтенасыщенность, затем прокачивали воду для моделирования первичного вытеснения водой, определяли Квыт после первичной прокачки воды, затем при моделировании приемистости от 100 м3/сут до 250 м3/сут прокачивали первую и вторую оторочки, далее проводили довытеснение водой и определяли общий Квыт. При моделировании приемистости от 251 м3/сут и выше дополнительно закачивали раствор ксантана или дисперсного компонента, затем последовательно закачивали первую и вторую оторочки, далее проводили довытеснение водой и определяли общий Квыт. По разнице полученных коэффициентов рассчитывали прирост Квыт.The oil-displacing ability of the injected solution and rims was evaluated in laboratory conditions by the magnitude of the increase in the displacement efficiency (increase in Kvyt ) during filtration experiments. To conduct filtration experiments, a core test facility was used, which allows fluids to be filtered through a physical reservoir model at a temperature and pressure simulating reservoir conditions. Initial oil saturation was created in the model, then water was pumped to simulate primary displacement with water, Kvyt was determined after primary pumping of water, then, when modeling injectivity from 100 m 3 /day to 250 m 3 /day, the first and second rims were pumped, then additional displacement was carried out with water and determined the total K vyt . When modeling the injectivity from 251 m 3 /day and above, a solution of xanthan or a dispersed component was additionally pumped, then the first and second rims were sequentially pumped, then additional displacement was carried out with water and the total K ex . The difference in the coefficients obtained was used to calculate the increase in K vyt .
Результаты исследований представлены в табл. 2.The research results are presented in table. 2.
Таблица 2 – Результаты исследований нефтевытесняющих свойств, закачиваемых раствора и оторочекTable 2 - Results of studies of oil-displacing properties, injected mud and rims
Продолжение таблицы 2Table 2 continued
Результаты проведенных исследований по предлагаемому способу разработки неоднородного нефтяного пласта (табл. 2) свидетельствуют о повышении остаточного фактора сопротивления (ОФС) в среднем в 3,3 раза по сравнению с прототипом и увеличении прироста коэффициента вытеснения нефти (прирост Квыт) в среднем в 1,4 раза, что подтверждает достижение более высокой технологической эффективности способа.The results of the research on the proposed method for the development of a heterogeneous oil reservoir (Table 2) indicate an increase in the residual resistance factor (RFR) by an average of 3.3 times compared with the prototype and an increase in the increase in the oil displacement efficiency (increase in K ex ) by an average of 1 .4 times, which confirms the achievement of a higher technological efficiency of the method.
Из табл. 2 видно, что ОФС и прирост коэффициента вытеснения нефти (прирост Квыт) при использовании способа с низкими концентрациями раствора ДАФ с УОБ (менее
10 мас. %) и ксантана (менее 0,03 мас. %) незначительно отличаются от прототипа
(опыты 5, 11, табл. 2). From Table. 2 it can be seen that the OFS and the increase in the oil displacement efficiency (increase in Kvyt ) when using the method with low concentrations of the DAP solution with VAR (less than
10 wt. %) and xanthan (less than 0.03 wt. %) differ slightly from the prototype
(experiments 5, 11, Table 2).
Увеличение содержания раствора ДАФ с УОБ более 15 мас. % и ксантана более
0,5 мас. % нецелесообразно с экономической и технологической точек зрения, так как увеличивается стоимость реагентов и соответственно композиции. Результаты исследований способа с высокими концентрациями реагентов показывают, что увеличение концентрации реагентов позволяет незначительно увеличить ОФС и прирост коэффициента вытеснения нефти (опыт 21, табл. 2).The increase in the content of the DAP solution with VOB more than 15 wt. % and xanthan more
0.5 wt. % is impractical from an economic and technological point of view, since the cost of the reagents and, accordingly, the composition increases. The results of studies of the method with high concentrations of reagents show that an increase in the concentration of reagents makes it possible to slightly increase the OFS and the increase in the oil displacement efficiency (experiment 21, table. 2).
Предлагаемый способ позволяет эффективно снижать проницаемость высокопроницаемых зон пласта путём создания оторочек с высоким фильтрационным сопротивлением, что приводит к вовлечению в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков за счёт повышения биопродукции нефтевытесняющих агентов микроорганизмами, устойчивыми к высокой минерализации, в целом обеспечивая более высокую технологическую эффективность микробиологического воздействия. Предложение также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.The proposed method allows to effectively reduce the permeability of highly permeable formation zones by creating rims with high filtration resistance, which leads to the involvement in the development of low-permeability, previously uncovered oil-saturated interlayers by increasing the bioproduction of oil-displacing agents by microorganisms resistant to high salinity, generally providing a higher technological efficiency of microbiological impact. The proposal also allows you to expand the technological possibilities of the implementation of the method.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Пример 1. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,33 мкм2, нефтенасыщенностью 81,3 %, пористостью 18 %. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 9,5 т, средняя обводненность добываемой жидкости 87,6 %, минерализация воды от водовода – 120 г/л (пример 1, табл. 3, 4).Example 1. An area with one injection well and three production wells was chosen as an object of pilot work. The formations are represented by terrigenous reservoirs with a permeability of 0.33 µm 2 , an oil saturation of 81.3%, and a porosity of 18%. The average daily oil production rate per one production well is 9.5 tons, the average water cut of the produced fluid is 87.6%, the mineralization of water from the conduit is 120 g/l (example 1, tables 3, 4).
Приёмистость нагнетательной скважины 100 м3/сут при давлении на водоводе 6,0 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 10,5 МПа. The injectivity of the injection well is 100 m 3 /day at a pressure in the conduit of 6.0 MPa. The maximum allowable pressure on the production string is 10.5 MPa.
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить первую оторочку в объёме 100 м3.For the injection well, according to the site development analysis, it is recommended to prepare the first slug in the amount of 100 m 3 .
Первую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.The first slug is prepared immediately before injection into the reservoir through the injection well as follows.
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 9,989 м3, УОБ в количестве 0,001 т и ДАФ в количестве 0,01 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м3 доставляют на скважину.In the shop for the preparation of chemical products, a solution of DAP with VOB is preliminarily prepared. The solution is prepared in a container with a stirrer by adding 9.989 m3 of fresh water, 0.001 t of DAP, and 0.01 t of DAP. To form a homogeneous solution, the DAP solution with RBM is stirred for 30 minutes. A pre-prepared solution of DAP with VOB in the amount of 10 m 3 is delivered to the well.
Первую оторочку готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (89,97 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 120 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % дозировочным насосом и ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.The first slug is prepared in an intermediate tank by supplying water (89.97 wt.%), coming from the conduit from the cluster pumping station (CPS) with a salinity of 120 g/l, to the inlet of the jet pump with simultaneous dosing of the DAF solution with RBM with a concentration of 10 wt . % dosing pump and xanthan with a concentration of 0.03 wt. % screw dispenser and mix until smooth.
Приготовленную первую оторочку в объеме 100 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.The prepared first slug in the amount of 100 m 3 is pumped into the reservoir through the injection well by a pumping unit.
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 100 м3.Then the second slug is pumped into the reservoir through the injection well in the amount of 100 m 3 .
Вторую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.The second slug is prepared immediately before injection into the reservoir through the injection well as follows.
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 9,989 м3, УОБ в количестве 0,001 т и ДАФ в количестве 0,01 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м3 доставляют на скважину.In the shop for the preparation of chemical products, a solution of DAP with VOB is preliminarily prepared. The solution is prepared in a container with a stirrer by adding 9.989 m3 of fresh water, 0.001 t of DAP, and 0.01 t of DAP. To form a homogeneous solution, the DAP solution with RBM is stirred for 30 minutes. A pre-prepared solution of DAP with VOB in the amount of 10 m 3 is delivered to the well.
Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 120 г/л, на вход струйного насоса. В это же емкость с водой (89,37 мас. %) одновременно дозируют раствор ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % и НПАВ оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 12 с концентрацией 0,1 мас. % дозировочными насосами и перемешивают в течение 10 мин. Далее в эту же емкость шнековым дозатором дозируют ксантан с концентрацией 0,03 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Далее шнековым дозатором дозируют сапропель с концентрацией 0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.The preparation of the second slug is carried out in an intermediate tank by supplying water coming from the conduit from the cluster pumping station (CPS) with a mineralization of 120 g/l to the inlet of the jet pump. In the same container with water (89.37 wt. %), a solution of DAP with VOB with a concentration of 10 wt. % and non-ionic surfactants ethoxylated isononylphenol with a degree of ethoxylation of 12 with a concentration of 0.1 wt. % dosing pumps and mix for 10 min. Further, xanthan with a concentration of 0.03 wt. % and stirred until smooth. Next, sapropel is dosed with a screw dispenser at a concentration of 0.5 wt. % and stirred for 10 min.
Приготовленную вторую оторочку в объеме 100 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.The prepared second rim in the amount of 100 m 3 is pumped into the reservoir through the injection well by a pumping unit.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.The first and second rims are pumped in a 1:1 volume ratio.
После окончания закачки запланированного объема второй оторочки (100 м3) скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 5 сут и возобновляют заводнение. Определяют конечное давление закачки и удельную приёмистость скважины.After completion of injection of the planned volume of the second slug (100 m 3 ), the well is stopped for technological holding for 5 days and waterflooding is resumed. The final injection pressure and the specific injectivity of the well are determined.
Из табл. 5 видно, что после закачки раствора ДАФ с УОБ, ксантана и воды (первая оторочка) и смеси ВПП – ксантана, сапропеля, НПАВ, раствора ДАФ с УОБ (вторая оторочка) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 42 % и снижение удельной приёмистости скважины на 47 % (пример 1, табл. 5). Средняя дополнительная добыча нефти составляет 1750 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте, прирост дебита по нефти составляет 2,5 т/сут при снижении средней обводнённости добываемой продукции на 2,7 %.From Table. 5 it can be seen that after injection of a DAP solution with VOB, xanthan and water (first rim) and a mixture of VPP - xanthan, sapropel, non-ionic surfactants, a DAP solution with VOB (second rim) through the injection well into the formation, an increase in injection pressure by 42% and a decrease specific injectivity of the well by 47% (example 1, table. 5). The average additional oil production is 1750 tons per well-treatment with the ongoing technological effect, the increase in oil production is 2.5 tons / day with a decrease in the average water cut of the produced product by 2.7%.
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины от 100 м3/сут до 250 м3/сут выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 3, 4 и 5. The remaining examples of the implementation of the method of developing an oil reservoir with an injectivity of an injection well from 100 m 3 /day to 250 m 3 /day are performed similarly, their results are given in table. 3, 4 and 5.
Из табл. 5 видно, что после закачки оторочек дебит нефти по участку в среднем составил 3,7 т/сут, дополнительная добыча нефти в среднем составила более 2581 т, обводненность снизилась в среднем на 3,4 %.From Table. Figure 5 shows that after the injection of the slug, the oil flow rate in the area averaged 3.7 t/day, the additional oil production averaged more than 2581 t, and the water cut decreased by an average of 3.4%.
Пример 2. В качестве объекта опытно-промышленных работ был выбран участок с одной нагнетательной скважиной и тремя добывающими скважинами. Пласты представлены терригенными коллекторами, проницаемостью 0,57 мкм2, нефтенасыщенностью 87,4 %, пористостью 19 %. Среднесуточный дебит нефти на одну добывающую скважину 8,3 т, средняя обводненность добываемой жидкости 96,4 %, минерализация воды от водовода – 0,15 г/л (пример 1, табл. 6, 7).Example 2. An area with one injection well and three production wells was chosen as an object of pilot work. The formations are represented by terrigenous reservoirs with a permeability of 0.57 µm 2 , an oil saturation of 87.4%, and a porosity of 19%. The average daily oil production rate per one production well is 8.3 tons, the average water cut of the produced fluid is 96.4%, the mineralization of water from the conduit is 0.15 g/l (example 1, tables 6, 7).
Приёмистость нагнетательной скважины 251 м3/сут при давлении на водоводе 10,5 МПа. Максимально допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 14,0 МПа. The injectivity of the injection well is 251 m 3 /day at a pressure in the conduit of 10.5 MPa. The maximum allowable pressure on the production string is 14.0 MPa.
Для нагнетательной скважины согласно анализу разработки участка рекомендовано приготовить раствор водорастворимого природного полимера – ксантана.For the injection well, according to the site development analysis, it is recommended to prepare a solution of a water-soluble natural polymer - xanthan.
Раствор ксантана готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.The xanthan solution is prepared immediately before injection into the reservoir through the injection well as follows.
Раствор ксантана готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (99,5 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.The xanthan solution is prepared in an intermediate tank by supplying water (99.5 wt.%), coming from the conduit from the cluster pumping station (CPS) with a salinity of 0.15 g / l, to the inlet of the jet pump with simultaneous dosage of xanthan with a concentration of 0.03 wt. % screw dispenser and mix until smooth.
Приготовленный раствор в объеме 30 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом до увеличения давления закачки на 10 % от начального давления закачки.The prepared solution in a volume of 30 m 3 is pumped into the reservoir through the injection well by a pumping unit until the injection pressure is increased by 10% of the initial injection pressure.
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину первую оторочку в объеме 150 м3.Then the first slug is pumped into the reservoir through the injection well in the amount of 150 m 3 .
Первую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.The first slug is prepared immediately before injection into the reservoir through the injection well as follows.
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 14,95 м3, УОБ в количестве 0,02 т и ДАФ в количестве 0,03 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м3 доставляют на скважину.In the shop for the preparation of chemical products, a solution of DAP with VOB is preliminarily prepared. The solution is prepared in a container with a stirrer by adding fresh water in the amount of 14.95 m 3 , 0.02 t of DAP, and 0.03 t of DAP. To form a homogeneous solution, the DAP solution with RBM is stirred for 30 minutes. A pre-prepared solution of DAP with VOB in the amount of 10 m 3 is delivered to the well.
Первую оторочку готовят в промежуточной емкости путем подачи воды (89,97 мас. %), поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) с минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса с одновременной дозировкой раствора ДАФ с УОБ с концентрацией 10 мас. % дозировочным насосом и ксантана с концентрацией 0,03 мас. % шнековым дозатором и перемешивают до однородного состояния.The first slug is prepared in an intermediate tank by supplying water (89.97 wt.%), coming from the conduit from the cluster pumping station (CPS) with a salinity of 0.15 g/l, to the inlet of the jet pump with simultaneous dosing of the DAP solution with RBM with a concentration 10 wt. % dosing pump and xanthan with a concentration of 0.03 wt. % screw dispenser and mix until smooth.
Приготовленную первую оторочку в объеме 150 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.The prepared first rim in the amount of 150 m 3 is pumped into the reservoir through the injection well by a pumping unit.
Затем закачивают в пласт через нагнетательную скважину вторую оторочку в объеме 150 м3.Then the second slug is pumped into the formation through the injection well in the amount of 150 m 3 .
Вторую оторочку готовят непосредственно перед закачкой в пласт через нагнетательную скважину следующим образом.The second slug is prepared immediately before injection into the reservoir through the injection well as follows.
В цехе по подготовке химических продуктов предварительно готовят раствор ДАФ с УОБ. Раствор готовят в емкости с перемешивающим устройством путём добавления пресной воды в количестве 14,95 м3, УОБ в количестве 0,02 т и ДАФ в количестве 0,03 т. Для образования однородного раствора раствор ДАФ с УОБ перемешивают в течение 30 мин. Предварительно приготовленный раствор ДАФ с УОБ в объёме 10 м3 доставляют на скважину.In the shop for the preparation of chemical products, a solution of DAP with VOB is preliminarily prepared. The solution is prepared in a container with a stirrer by adding fresh water in the amount of 14.95 m 3 , 0.02 t of DAP, and 0.03 t of DAP. To form a homogeneous solution, the DAP solution with RBM is stirred for 30 minutes. A pre-prepared solution of DAP with VOB in the amount of 10 m 3 is delivered to the well.
Приготовление второй оторочки осуществляют в промежуточной ёмкости путём подачи воды, поступающей с водовода с кустовой насосной станции (КНС) минерализацией 0,15 г/л, на вход струйного насоса. В это же емкость с водой (89,37 мас. %) одновременно дозируют раствор ДАФ УОБ с концентрацией 10 мас. % и НПАВ с концентрацией 0,1 мас. % дозировочными насосами насосами и перемешивают в течение 10 мин. Далее в эту же емкость шнековым дозатором дозируют ксантан с концентрацией 0,03 мас. % и перемешивают до однородного состояния. Далее шнековым дозатором дозируют сапропель с концентрацией 0,5 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.The preparation of the second rim is carried out in an intermediate tank by supplying water coming from the conduit from the cluster pumping station (CPS) with a mineralization of 0.15 g/l to the inlet of the jet pump. In the same container with water (89.37 wt. %), a solution of DAP VOB with a concentration of 10 wt. % and nonionic surfactants with a concentration of 0.1 wt. % dosing pumps pumps and mix for 10 minutes. Further, xanthan with a concentration of 0.03 wt. % and stirred until smooth. Next, sapropel is dosed with a screw dispenser at a concentration of 0.5 wt. % and stirred for 10 min.
Приготовленную вторую оторочку в объеме 150 м3 закачивают в пласт через нагнетательную скважину насосным агрегатом.The prepared second slug in the amount of 150 m 3 is pumped into the formation through the injection well by a pumping unit.
Первую и вторую оторочки закачивают в объемном соотношении 1:1.The first and second rims are pumped in a 1:1 volume ratio.
После окончания закачки запланированного объема второй оторочки (150 м3) скважину останавливают на технологическую выдержку в течение 6 сут и возобновляют заводнение. Определяют конечное давление закачки и удельную приёмистость скважины.After completion of the injection of the planned volume of the second slug (150 m 3 ), the well is stopped for process holding for 6 days and waterflooding is resumed. The final injection pressure and the specific injectivity of the well are determined.
Из табл. 8 видно, что после закачки раствора ДАФ с УОБ и ксантана (первая оторочка) и смеси сапропеля, НПАВ. ВПП и раствора ДАФ с УОБ (вторая оторочка) через нагнетательную скважину в пласт происходит увеличение давления закачки на 11 % и снижение удельной приёмистости скважины на 25 % (пример 1, табл. 8). Средняя дополнительная добыча нефти составляет 2450 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффект, прирост дебита по нефти составляет 3,5 т/сут при снижении средней обводнённости добываемой продукции на 2,1 %.From Table. 8 shows that after injection of a solution of DAP with WWB and xanthan (the first rim) and a mixture of sapropel, nonionic surfactants. The runway and the DAP solution with VOB (second rim) through the injection well into the formation, an increase in injection pressure by 11% and a decrease in the specific injectivity of the well by 25% (example 1, table. 8). The average additional oil production is 2450 tons per well-treatment with the ongoing technological effect, the increase in oil production is 3.5 tons / day with a decrease in the average water cut of the produced product by 2.1%.
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта при приемистости нагнетательной скважины от 251 м3/сут и выше выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 6, 7 и 8. Other examples of the implementation of the method of developing an oil reservoir with an injectivity of an injection well from 251 m 3 /day and above are performed similarly, their results are shown in table. 6, 7 and 8.
Из табл. 8 видно, что после закачки оторочек дебит нефти по участку в среднем составил 3,2 т/сут, дополнительная добыча нефти в среднем составила более 2265 т, обводненность снизилась в среднем на 3,4 %.From Table. Figure 8 shows that after the injection of the slug, the oil flow rate in the area averaged 3.2 t/day, the additional oil production averaged more than 2265 t, and the water cut decreased by an average of 3.4%.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу добывающих скважин изменением и выравниванием фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет повышения эффективности микробиологического воздействия, снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку нефтенасыщенных, ранее неохваченных низкопроницаемых пропластков и увеличения охвата пласта воздействием, а также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.Thus, the proposed method for the development of a heterogeneous oil reservoir makes it possible to increase the oil recovery of production wells by changing and leveling filtration flows in heterogeneous reservoirs by increasing the efficiency of microbiological treatment, reducing the permeability of high-permeability zones of the reservoir, involving oil-saturated, previously unexplored low-permeability interlayers in the development and increasing the coverage of the reservoir by the impact, and also allows you to expand the technological possibilities of the implementation of the method.
Таблица 3 Результаты исследований Table 3 Research results
Продолжение таблицы 3Table 3 continued
Продолжение таблицы 3Table 3 continued
Таблица 4 Результаты исследованийTable 4 Research results
Продолжение таблицы 4Table 4 continued
Продолжение таблицы 4Table 4 continued
Таблица 5 Результаты исследованийTable 5 Research results
Продолжение таблицы 5Table 5 continued
Продолжение таблицы 5Table 5 continued
Таблица 6 Результаты исследованийTable 6 Research results
Продолжение таблицы 6Table 6 continued
Таблица 7 Результаты исследованийTable 7 Research results
Продолжение таблицы 7Table 7 continued
Таблица 8 Результаты исследованийTable 8 Research results
Таблица 8Table 8
Claims (12)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021131825A RU2769612C1 (en) | 2021-10-29 | 2021-10-29 | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2021131825A RU2769612C1 (en) | 2021-10-29 | 2021-10-29 | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2769612C1 true RU2769612C1 (en) | 2022-04-04 |
Family
ID=81076085
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2021131825A RU2769612C1 (en) | 2021-10-29 | 2021-10-29 | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2769612C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078916C1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Composition for treatment of oil deposit |
| RU2539485C1 (en) * | 2014-03-17 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil bed development |
| RU2627785C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
| RU2644365C1 (en) * | 2017-01-19 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| CN110805417A (en) * | 2019-11-04 | 2020-02-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for regulating and controlling growth and metabolism rules of endogenous microorganisms in oil reservoir |
| CN110939414A (en) * | 2018-09-25 | 2020-03-31 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving oil reservoir recovery ratio by compound flooding of endogenous microorganisms |
| CN107701156B (en) * | 2017-08-25 | 2020-07-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for single-well huff and puff oil recovery by utilizing microbial polysaccharide system |
-
2021
- 2021-10-29 RU RU2021131825A patent/RU2769612C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2078916C1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Composition for treatment of oil deposit |
| RU2539485C1 (en) * | 2014-03-17 | 2015-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil bed development |
| RU2627785C1 (en) * | 2016-08-09 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) |
| RU2644365C1 (en) * | 2017-01-19 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| CN107701156B (en) * | 2017-08-25 | 2020-07-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for single-well huff and puff oil recovery by utilizing microbial polysaccharide system |
| CN110939414A (en) * | 2018-09-25 | 2020-03-31 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving oil reservoir recovery ratio by compound flooding of endogenous microorganisms |
| CN110805417A (en) * | 2019-11-04 | 2020-02-18 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for regulating and controlling growth and metabolism rules of endogenous microorganisms in oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2014414852B2 (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| EP2675866B1 (en) | Method for extracting crude oil from crude oil reservoirs with a high reservoir temperature | |
| CN107163925B (en) | A kind of foam washing fluid and preparation method thereof | |
| RU2704166C1 (en) | Oil formation development method | |
| CN114752366A (en) | Biological surfactant plugging-removing injection-increasing agent and application system | |
| RU2436941C1 (en) | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir | |
| RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir | |
| Xalloqovich | Effective composition of washing fluid on base the waste products when opening the productive horizon | |
| RU2418156C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2288358C2 (en) | Method for processing bottomhole zone of formation composed of carbonate rocks with oil resources complicated to extract | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2610051C1 (en) | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2610959C1 (en) | Oil reservoir development method (versions) | |
| RU2774884C1 (en) | Method for waterproofing work in the well | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2818633C1 (en) | Method of extracting oil from an oil formation using nanoparticles | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2302519C2 (en) | Method for watered non-uniform oil reservoir permeability treatment | |
| RU2603321C1 (en) | Method of development of flooded oil formation | |
| RU2758828C1 (en) | Hydraulic fracturing fluid based on highly mineralized water, method for its preparation and method for processing the formation with its use | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| RU2158360C1 (en) | Method of development of oil formation | |
| EP2764069A1 (en) | Method for extracting petroleum from an underground deposit |