RU2159325C1 - Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов - Google Patents
Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов Download PDFInfo
- Publication number
- RU2159325C1 RU2159325C1 RU2000102316A RU2000102316A RU2159325C1 RU 2159325 C1 RU2159325 C1 RU 2159325C1 RU 2000102316 A RU2000102316 A RU 2000102316A RU 2000102316 A RU2000102316 A RU 2000102316A RU 2159325 C1 RU2159325 C1 RU 2159325C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- reagent
- flooded
- inhomogeneous
- Prior art date
Links
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 title claims abstract description 22
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 19
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 18
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 18
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 claims abstract description 8
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 10
- 229920003086 cellulose ether Polymers 0.000 claims description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 abstract description 4
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- -1 carboxylmethyl groups Chemical group 0.000 abstract 1
- 235000009508 confectionery Nutrition 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 abstract 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 4
- 229920006037 cross link polymer Polymers 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 230000003311 flocculating effect Effects 0.000 description 3
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 2
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 150000002148 esters Chemical class 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- 230000005865 ionizing radiation Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 2
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 231100000987 absorbed dose Toxicity 0.000 description 1
- NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N acrylic acid group Chemical group C(C=C)(=O)O NIXOWILDQLNWCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000007062 hydrolysis Effects 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 229920002521 macromolecule Polymers 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 125000000740 n-pentyl group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])C([H])([H])* 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 229910001414 potassium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
Abstract
Реагент относится к области нефтедобычи и может быть использован для увеличения нефтеотдачи карбонатных и терригенных заводненных неоднородных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений. Техническим результатом является повышение реологических свойств нефтевытесняющего реагента при высоких сдвиговых напряжениях и при высоких степенях минерализации пластовых вод, а также повышение его термоокислительной устойчивости в пресных и высокоминерализованных подтоварных водах. Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов содержит, мас. %: сшитый полиакриламид с молекулярной массой не менее 1•106 50-98 и карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения по карбоксиметильным группам 0,65-1,45 и степенью полимеризации 600-1600 2-50. 2 табл.
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи карбонатных и терригенных заводненных неоднородных пластов в условиях предельной обводненности на поздних стадиях разработки нефтяных месторождений.
Известны реагенты для повышения нефтеотдачи продуктивных пластов, представляющие собой водорастворимые несшитые полимерные системы (М.Л.Сургучев и др. Методы извлечения нефти, М: , Недра, 1991 г., с. 117). Положительный эффект от применения водных полимерных не сшитых систем достигается за счет их особых реологических и фильтрационных свойств в пористых средах, обусловленных неньютоновским типом течения. На характер течения растворов полимеров оказывает влияние прежде всего напряжение сдвига, упругие свойства макромолекул, адсорбция и механическое улавливание полимерных частиц пористой средой.
Известны также реагенты для повышения нефтеотдачи на основе сшитых полимерных систем, которые благодаря наличию в них гель-фракций образуют упругопластичные частицы, равномерно распределенные в воде. При закачке в пласт эти частицы заполняют наиболее крупные поры и трещины и легко преодолевают сужения поровых каналов неоднородных высокопроницаемых пластов и блокируют (закупоривают) их. Менее проницаемые области пластов, как правило, не подвергаются воздействию этих частиц. Это дает возможность в дальнейшем при закачках в пласт воды более полно охватить менее проницаемые области пластов, что приводит к снижению обводненности нефти, увеличению добычи и повышению нефтеотдачи (М. Л.Сургучев и др. Методы извлечения нефти, М.: Недра, 1991 г., с.123).
Однако большинство водорастворимых сшитых и несшитых полимерных систем, эффективно блокирующие высокопроницаемые области пластов, страдают серьезным недостатком, а именно при высоких сдвиговых напряжениях и высоких степенях минерализации пластовых вод практически теряют свои вязкостные характеристики и обладают недостаточной термоокислительной устойчивостью в пресных и высокоминерализованных подтоварных водах, что приводит в большинстве случаев к потере их эффективности.
Известен также нефтевытесняющий реагент на основе радиационно-обработанных амиловых соединений, например полакриламид. Указанный реагент со степенью гидролиза от 4 до 40% мас. получают обработкой порошкообразных полимеров или сополимеров акрилового ряда ионизирующим излучением поглощенной дозой 0,5-3,0 МРад (пат. России N 2069256, кл.: E 21 B 33/138, 20.11.1996 г).
Наиболее близким к предлагаемому реагенту по технической сущности и достигаемому результату является нефтевытесняющий реагент, в состав которого входит полиакриламид (несшитый) 0,005-0,5% мас., оксиэтилцеллюлоза 0,05-1,5% мас., вода остальное (см. патент РФ N 2072034, кл. E 21 B 43/22 от 20.01.1997 г.).
Недостатком данного реагента являются недостаточно высокие реологические характеристики и термоокислительная устойчивость в пресных и высокоминерализованных водах при температурах выше 80oС при высоких сдвиговых напряжениях.
Задачей настоящего изобретения является улучшение реологических свойств нефтевытесняющего реагента при высоких сдвиговых напряжениях и при высоких степенях минерализации пластовых вод, а также повышение его термоокислительной устойчивости в пресных и высокоминерализованных подтоварных водах.
Поставленная задача решается тем, что нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов, включающий полиакриламид с молекулярной массой не менее 1•106 и водорастворимый эфир целлюлозы, содержит указанный полиакриламид сшитый, а в качестве водорастворимого эфира целлюлозы - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения по карбоксиметильным группам 0,65-1,45 и степенью полимеризации 600-1600 при следующем содержании компонентов, мас.%:
Указанный полиакриламид сшитый - 50-98
Указанная карбоксиметилцеллюлоза - 2-50
Выбор карбоксиметилцеллюлозы для получения эффективного водовытесняющего реагента обусловлен тем, что она обладает высокой термоокислительной устойчивостью, довольно быстро образует гели в пресной и минерализованной воде и образующиеся растворы имеют высокие значения вязкостей, в т.ч. при высоких сдвиговых напряжениях. Кроме того, карбоксиметилцеллюлоза может использоваться как флокулянт(А.Ф. Николаев, Г.И. Охрименко "Водорастворимые эфиры" Л-, Химия, 1979 г. , с. 29). Полиакриламид также обладает флокулирующими свойствами, причем этими свойствами обладают именно золь фракции (А.Ф. Николаев, Г. И. Охрименко "Водорастворимые эфиры" Л-, Химия, 1979 г., с.71). Оксиэтилцеллюлоза благодаря своей неионогенности такими свойствами не обладает. При определенных соотношениях КМЦ с сшитым ПАА наблюдается явление синергизма. Это приводит к повышенной блокирующей способности реагента и повышению термоокислительной устойчивости в пресных и высокоминерализованных подтоварных водах при температурах выше 80oC при высоких сдвиговых напряжениях.
Указанный полиакриламид сшитый - 50-98
Указанная карбоксиметилцеллюлоза - 2-50
Выбор карбоксиметилцеллюлозы для получения эффективного водовытесняющего реагента обусловлен тем, что она обладает высокой термоокислительной устойчивостью, довольно быстро образует гели в пресной и минерализованной воде и образующиеся растворы имеют высокие значения вязкостей, в т.ч. при высоких сдвиговых напряжениях. Кроме того, карбоксиметилцеллюлоза может использоваться как флокулянт(А.Ф. Николаев, Г.И. Охрименко "Водорастворимые эфиры" Л-, Химия, 1979 г. , с. 29). Полиакриламид также обладает флокулирующими свойствами, причем этими свойствами обладают именно золь фракции (А.Ф. Николаев, Г. И. Охрименко "Водорастворимые эфиры" Л-, Химия, 1979 г., с.71). Оксиэтилцеллюлоза благодаря своей неионогенности такими свойствами не обладает. При определенных соотношениях КМЦ с сшитым ПАА наблюдается явление синергизма. Это приводит к повышенной блокирующей способности реагента и повышению термоокислительной устойчивости в пресных и высокоминерализованных подтоварных водах при температурах выше 80oC при высоких сдвиговых напряжениях.
Указанный реагент готовят равномерным смешением сшитого полиакриламида (ПАА), полученного под воздействием ионизирующего излучения общепринятыми дозами или сшивающих химических реагентов (молекулярная масса 5•106, содержание основного вещества 98% мас., содержание частиц с размером менее 0,25 мм 8,5% мас., время гелеобразования 20 мин), с водорастворимым эфиром целлюлозы, например КМЦ (содержание основного вещества 99.5% мас., степень замещения по карбоксиметильным группам 1,3, содержание натрия 10,2% мас.). Полученному реагенту присвоено название "Ритин-10".
Для проверки эффективности образцов реагента определяли их вязкость на ротационном визкозиметре "Реотест-2" при различных скоростях деформации. В химическом стакане вместимостью 150 см3 взвешивают сшитый порошкообразный ПАА с вышеуказанными характеристиками и растворяют в пресной воде (дистиллированная) при постоянном перемешивании при комнатной температуре в течение 30 мин. Затем при комнатной температуре в стакан добавляют порошкообразную КМЦ с вышеуказанными характеристиками и при постоянном перемешивании растворяют до образования вязкой прозрачной жидкости. После растворения КМЦ, в случае исследования термоокислительной устойчивости реагента, полученный раствор выдерживают в термостате при температурах 80-100oC с точностью (±1oC) в течение 2 часов либо в полученный раствор добавляют при постоянном перемешивании определенное количество минерализованной воды (пластовая вода Восточно-Перевального месторождения, мг/л: хлор-ион-219, гидрокарбонат-ион-427, кальций-ион-100,2, магний-ион-146, Na+K-ион - 5016, общая минерализация 13465.2, pH 6,3), выдерживают 4 часа при комнатной температуре либо при температурах 95oC с точностью (±1oC).
Составы образцов реагента и условия их испытания представлены в таблице 1.
Как видно из представленных результатов испытаний, использование водорастворимых эфиров целлюлозы КМЦ в смеси с сшитым ПАА (примеры 3-5) позволяет увеличить вязкость растворов полученной системы в пресной воде при соотношениях ПАА: КМЦ=50-98:2-50%, повысить устойчивость к действию минерализации и температур выше 80oC (примеры 8-9) по сравнению с прототипом. При низкой скорости деформации, 3 с-1, вязкость раствора композиций ПАА:КМЦ (пример 4) на 20% выше, чем у прототипа. При высокой скорости деформации, 1312 с-1 (примеры 3-5), на 34-41%. Это объясняется наличием в сшитом ПАА как золь-, так и гель-фракций, обладающих соответственно флокулирующими и блокирующими свойствами. Применение КМЦ усиливает флокулирующие свойства композиции и, кроме того, благодаря синергизму реологические свойства находятся на более высоком уровне.
С целью определения нефтевытесняющих свойств предлагаемого реагента проводились сравнительные исследования на насыпных моделях двухслойного неоднородного по проницаемости пласта, которые представляют собой две параллельные металлические трубки диаметром 3,2•10-2 м, набитых различными фракциями песка. Отношения проницаемостей составило 4,56-5,06. Результаты исследований представлены в табл.2. Методика исследований состояла в следующем: модели пласта вакуумировались, насыщались минерализованной водой, затем подавалась нефть и после этого производили вытеснение нефти минерализованной водой под вакуумом. Далее закачивался раствор полимера или смеси полимеров в минерализованной воде и производилось вытеснение полимерной оторочки минерализованной водой, а затем рассчитывался коэффициент нефтеотдачи.
Полученные результаты показывают высокую эффективность вытеснения нефти из модели пласта оторочками смеси ПАА с КМЦ. Прирост коэффициента нефтеотдачи составил:
1) 35% по сравнению с чистым заводнением (опыт 1, табл.2);
2) 11-22% по сравнению с отдельным применением оторочек растворов ПАА или КМЦ (опыт 2-3, табл.2);
3) 11% по сравнению с прототипом (опыт 4, табл.2).
1) 35% по сравнению с чистым заводнением (опыт 1, табл.2);
2) 11-22% по сравнению с отдельным применением оторочек растворов ПАА или КМЦ (опыт 2-3, табл.2);
3) 11% по сравнению с прототипом (опыт 4, табл.2).
Claims (1)
- Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов, включающий полиакриламид с молекулярной массой не менее 1•106 и водорастворимый эфир целлюлозы, отличающийся тем, что он содержит указанный полиакриламид сшитый, а в качестве водорастворимого эфира целлюлозы - карбоксиметилцеллюлозу со степенью замещения по карбоксиметильным группам 0,65-1,45 и степенью полимеризации 600-1600 при следующем содержании компонентов, мас.%:
Указанный полиакриламид сшитый - 50 - 98
Указанная карбоксиметилцеллюлоза - 2 - 50
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000102316A RU2159325C1 (ru) | 2000-02-01 | 2000-02-01 | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000102316A RU2159325C1 (ru) | 2000-02-01 | 2000-02-01 | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2159325C1 true RU2159325C1 (ru) | 2000-11-20 |
Family
ID=20230003
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000102316A RU2159325C1 (ru) | 2000-02-01 | 2000-02-01 | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2159325C1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179630C1 (ru) * | 2000-12-05 | 2002-02-20 | ЗАО "Нефтегазтехнология" | Способ приготовления состава для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2180393C1 (ru) * | 2001-03-26 | 2002-03-10 | Закрытое акционерное общество "Инжиниринговый Центр "ЮКОС" | Гелеобразующий полимерный материал для выравнивания профиля приемистости и водоизоляции скважин и способ и установка для его получения |
| RU2186960C1 (ru) * | 2001-06-25 | 2002-08-10 | Открытое акционерное общество Российская инновационная топливно-энергетическая компания | Способ получения добавки к закачиваемой в нефтяной пласт воде |
| RU2204014C1 (ru) * | 2001-08-15 | 2003-05-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтегазовом производстве (НПО "Нефтепромхим") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2299319C1 (ru) * | 2006-08-23 | 2007-05-20 | ООО "Сервис-Уфа" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2328596C2 (ru) * | 2006-08-23 | 2008-07-10 | ООО "Нефтехимсервис-Самара" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2342418C2 (ru) * | 2005-05-30 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
| RU2365746C2 (ru) * | 2007-06-27 | 2009-08-27 | Миндиян Анварович Халимов | Способ вытеснения нефти заводнением |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| RU2072034C1 (ru) * | 1993-11-10 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2095555C1 (ru) * | 1994-06-14 | 1997-11-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений "ЦСМРнефть - Резонанс" | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
| RU2138623C1 (ru) * | 1999-03-29 | 1999-09-27 | Российский Федеральный Ядерный Центр - Всероссийский Научно-Исследовательский Институт Экспериментальной Физики | Способ заканчивания скважины |
-
2000
- 2000-02-01 RU RU2000102316A patent/RU2159325C1/ru active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4009755A (en) * | 1976-03-17 | 1977-03-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling the flow of fluids through subterranean formations |
| RU2072034C1 (ru) * | 1993-11-10 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2095555C1 (ru) * | 1994-06-14 | 1997-11-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений "ЦСМРнефть - Резонанс" | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов |
| RU2138623C1 (ru) * | 1999-03-29 | 1999-09-27 | Российский Федеральный Ядерный Центр - Всероссийский Научно-Исследовательский Институт Экспериментальной Физики | Способ заканчивания скважины |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РАХМАНКУЛОВ Д.Л. и др. Справочник Химические реагенты в добыче и транспорте нефти. - М., 1987, с.54. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2179630C1 (ru) * | 2000-12-05 | 2002-02-20 | ЗАО "Нефтегазтехнология" | Способ приготовления состава для регулирования разработки нефтяных месторождений |
| RU2180393C1 (ru) * | 2001-03-26 | 2002-03-10 | Закрытое акционерное общество "Инжиниринговый Центр "ЮКОС" | Гелеобразующий полимерный материал для выравнивания профиля приемистости и водоизоляции скважин и способ и установка для его получения |
| RU2186960C1 (ru) * | 2001-06-25 | 2002-08-10 | Открытое акционерное общество Российская инновационная топливно-энергетическая компания | Способ получения добавки к закачиваемой в нефтяной пласт воде |
| RU2204014C1 (ru) * | 2001-08-15 | 2003-05-10 | Научно-производственное объединение по химизации технологических процессов в нефтегазовом производстве (НПО "Нефтепромхим") | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2342418C2 (ru) * | 2005-05-30 | 2008-12-27 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов |
| RU2299319C1 (ru) * | 2006-08-23 | 2007-05-20 | ООО "Сервис-Уфа" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2328596C2 (ru) * | 2006-08-23 | 2008-07-10 | ООО "Нефтехимсервис-Самара" | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта |
| RU2365746C2 (ru) * | 2007-06-27 | 2009-08-27 | Миндиян Анварович Халимов | Способ вытеснения нефти заводнением |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105504158B (zh) | 在地层条件下可再交联的智能凝胶颗粒及其制备方法与应用 | |
| US4702319A (en) | Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality | |
| US4649183A (en) | Calcium-tolerant N-substituted acrylamides as thickeners for aqueous systems | |
| CN101775275A (zh) | 新型粘弹性颗粒驱油剂及其制备方法 | |
| RU2159325C1 (ru) | Нефтевытесняющий реагент для неоднородных обводненных пластов | |
| EA002805B1 (ru) | Жидкие композиции, которые под воздействием сдвигового усилия обратимо становятся вязкими или гелями | |
| JPS6112706A (ja) | 水溶性共重合体の反転ミクロラテツクスの製造方法 | |
| PT78028B (en) | Process for the preparation of n-vinyl-lactames based polymers useful in the recovery and processing of natural resources | |
| RU2064571C1 (ru) | Гелеобразующий состав для изоляции водопритоков и увеличения добычи нефти | |
| US3973629A (en) | Injection profiles with radiation induced copolymers | |
| US3872923A (en) | Use of radiation-induced polymers as temporary or permanent diverting agent | |
| RU2081297C1 (ru) | Состав для изоляции водопритока в скважину | |
| RU2440485C1 (ru) | Способ изоляции водопритока к добывающим нефтяным скважинам | |
| RU2347897C1 (ru) | Способ регулирования профиля приемистости нагнетательной скважины и ограничения водопритока в добывающей скважине | |
| McCormick | Water-soluble random and graft copolymers for utilization in enhanced oil recovery | |
| EP0446865A2 (en) | Gelation of acrylamide-containing polymers with hydroxyphenyl alkanols | |
| CN116064005A (zh) | 高温高盐油藏调剖堵水用封堵剂原料组合物、封堵剂及制备方法和应用 | |
| RU2181427C1 (ru) | Гелеобразующий состав для регулирования проницаемости пластов | |
| CN114736330B (zh) | 一种葫芦脲杂化超分子聚合物驱油剂及其制备方法 | |
| RU2061855C1 (ru) | Полимерно-дисперсный состав для увеличения добычи нефти | |
| RU2562642C1 (ru) | Реагент для нефтедобычи и способ нефтедобычи с его использованием | |
| RU2204014C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US3830298A (en) | Use of radiation-induced polymers to inhibit the intrusion of contaminating fluids into reservoirs | |
| RU2097539C1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости пласта и изоляции водопритоков | |
| CN115678054A (zh) | 一种温度响应型体膨颗粒及其制备方法与应用 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | License on use of patent |
Effective date: 20101019 |