RU2178069C1 - Method of oil deposit development - Google Patents
Method of oil deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2178069C1 RU2178069C1 RU2000127700A RU2000127700A RU2178069C1 RU 2178069 C1 RU2178069 C1 RU 2178069C1 RU 2000127700 A RU2000127700 A RU 2000127700A RU 2000127700 A RU2000127700 A RU 2000127700A RU 2178069 C1 RU2178069 C1 RU 2178069C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- aqueous solution
- oil
- bio
- surfactant
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 14
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 10
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000003786 synthesis reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 5
- 102000004169 proteins and genes Human genes 0.000 claims abstract description 4
- 108090000623 proteins and genes Proteins 0.000 claims abstract description 4
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 claims abstract description 3
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 claims description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 20
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 abstract description 5
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 4
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 3-[3-[3,5-dihydroxy-6-methyl-4-(3,4,5-trihydroxy-6-methyloxan-2-yl)oxyoxan-2-yl]oxydecanoyloxy]decanoic acid;hydrate Chemical group O.OC1C(OC(CC(=O)OC(CCCCCCC)CC(O)=O)CCCCCCC)OC(C)C(O)C1OC1C(O)C(O)C(O)C(C)O1 HVCOBJNICQPDBP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 1
- 229930186217 Glycolipid Natural products 0.000 description 1
- 229920001732 Lignosulfonate Polymers 0.000 description 1
- 206010030113 Oedema Diseases 0.000 description 1
- 241000589517 Pseudomonas aeruginosa Species 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N h2o hydrate Chemical compound O.O JEGUKCSWCFPDGT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000000377 silicon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки неоднородного нефтяного пласта с целью ограничения водопритока в добывающие скважины и увеличения нефтеотдачи. The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing a heterogeneous oil reservoir in order to limit water inflow into production wells and increase oil recovery.
Известен способ разработки нефтяных месторождений, включающий последовательную закачку водного раствора полиакриламида с силикатом натрия и солевого раствора, содержащего водный раствор смеси хлористого кальция и технического лигносульфоната (патент РФ 2127802, Е 21 В 43/22, 1999). A known method of developing oil fields, including the sequential injection of an aqueous solution of polyacrylamide with sodium silicate and a saline solution containing an aqueous solution of a mixture of calcium chloride and technical lignosulfonate (RF patent 2127802, E 21 B 43/22, 1999).
Наиболее близким аналогом к предложенному способу является способ разработки нефтяного месторождения, включающий последовательную закачку через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М, биополимера Симусан и жидкого стекла, продавливание реагентов в пласт оторочкой - буфером пресной воды, затем закачивание минерализованной воды - воды данного месторождения с содержанием солей 140-250 г/дм3 (патент РФ 2136869, Е 21 В 43/22, 10.09.1999).The closest analogue to the proposed method is a method of developing an oil field, which includes the sequential injection through an injection well of an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M, a Simusan biopolymer and liquid glass, forcing the reagents into the formation with a rim - fresh water buffer, then pumping mineralized water - water of this field with a salt content of 140-250 g / dm 3 (RF patent 2136869, Е 21 В 43/22, 09/10/1999).
Задачей изобретения является повышение эффективности закупоривания высокопроницаемых прослоев и ограничение водопритока в добывающие скважины. The objective of the invention is to increase the efficiency of blocking highly permeable interlayers and limiting water inflow into production wells.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем закачку через нагнетательную скважину водного раствора биологического поверхностно-активного вещества биоПАВ КШАС-М совместно с биопродуктом и жидкого стекла, продавливание реагентов в пласт буфером пресной воды. затем закачивание водного раствора солей, биоПАВ KШAC-M совместно с биопродуктом и жидкое стекло закачивают одновременно, в качестве биопродукта используют продукт биотехнологического синтеза, содержащий не менее 40% белка, а в качестве водного раствора солей соли многовалентных металлов. The problem is solved in that in a method for developing an oil field, which involves injecting an aqueous solution of a biological surfactant bio-surfactant KSHAS-M together with a biological product and liquid glass through an injection well, forcing the reagents into the formation with a fresh water buffer. then the injection of an aqueous solution of salts, bio-surfactant KShAC-M together with a biological product and liquid glass are pumped simultaneously, a biotechnological synthesis product containing at least 40% protein is used as a biological product, and a multivalent metal salt is used as an aqueous solution of salts.
БиоПАВ КШАС-M по ТУ 9296-015-00479770-2000 представляет собой природную композицию биоПАВ гликолипидной природы, продуцируемую культурой микроорганизмов Pseudomonas aeruginosa S-7. Растворы биоПАВ КШАС-М обладают способностью снижать поверхностное натяжение воды до 30 мН/м, а также высокой эмульгирующей активностью (жидкие парафины, нефть, масла) Е24 до 60-80% (Е24 - устойчивость эмульсии в течение 24 ч). Основным их преимуществом является биодеградабельность или способность к полному разложению при естественных пластовых условиях, т. е. технологии с применением биоПАВ экологически безопасны.Bio-surfactant KSHAS-M according to TU 9296-015-00479770-2000 is a natural bio-surfactant composition of glycolipid nature, produced by the microorganism culture Pseudomonas aeruginosa S-7. KSHAS-M bio-surfactant solutions have the ability to reduce the surface tension of water to 30 mN / m, as well as high emulsifying activity (liquid paraffins, oil, oils) E 24 to 60-80% (E 24 - emulsion stability for 24 hours). Their main advantage is biodegradability or the ability to completely decompose under natural reservoir conditions, i.e., bio-surfactant technologies are environmentally friendly.
Товарная форма жидкого стекла по ГОСТ 13078-81 с массовой долей двуокиси кремния 24,6-31,6% и плотностью 1,36-1,5 г/см3.The commodity form of liquid glass according to GOST 13078-81 with a mass fraction of silicon dioxide of 24.6-31.6% and a density of 1.36-1.5 g / cm 3 .
Биотрин по ТУ 9291-001-00479999-95 представляет собой сухой продукт инактивированной биомассы. Не токсичен и не обладает кумулятивным действием. Biotrin according to TU 9291-001-00479999-95 is a dry product of inactivated biomass. It is not toxic and does not have a cumulative effect.
БВК (эприн) по ГОСТ 28179-89. BVK (Eprin) according to GOST 28179-89.
Минерализованная вода - сточная вода с плотностью не менее 1100 кг/м3.Mineralized water - wastewater with a density of at least 1100 kg / m 3 .
Кальций хлористый по ГОСТ 450-77. Calcium chloride according to GOST 450-77.
Магний хлористый по ГОСТ 7759-73. Magnesium chloride according to GOST 7759-73.
При закачке жидкое стекло обеспечивает химическое взаимодействие с молекулами paмнoлипидoв биоПАВ KШAC-M, белковыми клeткaми продукта биотехнологического синтеза и ионами многовалентных металлов минерализованной воды или солей многовалентных металлов. В результате этого взаимодействия образуется малорастворимый эластичный гель, который эффективно снижает водопроницаемость промытых зон и повышает охват пласта заводнением. Оторочкой пресной воды между смесью биоПАВ, жидкого отекла, продукта биотехнологического синтеза и минерализованной водой или водным раствором солей многовалентных металлов регулируют глубину проникновения геля в пласт. When injected, the liquid glass provides chemical interaction with the molecules of the rampolipids of the KShAC-M bio-surfactant, protein cells of the biotechnological synthesis product, and multivalent metal ions of mineralized water or multivalent metal salts. As a result of this interaction, a sparingly soluble elastic gel is formed, which effectively reduces the water permeability of the washed zones and increases the coverage of the formation by water flooding. A patch of fresh water between a mixture of bio-surfactants, liquid edema, a biotechnological synthesis product and mineralized water or an aqueous solution of multivalent metal salts controls the depth of penetration of the gel into the formation.
Для исследования механизма поведения композиционной системы биоПАВ КШАС-М, жидкое стекло, продукт биотехнологического синтеза и раствора солей многовалентных металлов в пористой среде была использована модель неоднородного пласта. При физическом моделировании модель состоит из двух гидродинамически несвязанных пропластков, представляющих собой металлические колонки, заполненные пористой средой. Пропластки имеют общий вход для прокачивания жидкостей. Длина пропластков составляет 0,6 м, диаметр 3,0•10-2 м. Пористой средой служил молотый кварцевый песок.To study the mechanism of behavior of the composite bio-surfactant system KSHAS-M, liquid glass, a product of biotechnological synthesis and a solution of salts of multivalent metals in a porous medium, a model of an inhomogeneous reservoir was used. In physical modeling, the model consists of two hydrodynamically unbound interlayers, which are metal columns filled with a porous medium. Interlayers have a common entrance for pumping liquids. The interlayer length is 0.6 m, diameter 3.0 • 10 -2 m. Ground quartz sand served as a porous medium.
Для создания в пористой среде связанной воды и начальной нефтенасыщенности модели пропластки после предварительного вакуумирования насыщались пластовой водой с последующим вытеснением ее нефтью. Количество связанной воды, нефти в пористой среде определяли объемно-весовым методом. Эксперименты проводили в режиме постоянного расхода нагнетаемой жидкости (~ 20 см3/ч) при 24oС.To create bound water in a porous medium and initial oil saturation, the models of the layer after preliminary evacuation were saturated with formation water followed by its displacement with oil. The amount of bound water and oil in a porous medium was determined by the volumetric weight method. The experiments were carried out in a constant flow rate of injected fluid (~ 20 cm 3 / h) at 24 o C.
Методика эксперимента заключалась в следующем. Сначала проводили первичное заводнение до определенной нефтенасыщенности и стабилизации фильтрационных характеристик, наступающей после достижения 100% обводненности продукции высокопроницаемого пропластка. Степень обводненности продукции, извлекаемой из пласта в целом, достигалась путем подбора соотношения проницаемости пропластков. После закачивания оторочек процесс заводнения возобновился. Эффективность закачки композиций определялась по остаточному фактору сопротивления и приросту коэффициента нефтеотдачи по сравнению с обычным заводнением. Результаты исследования процесса нефтевытеснения с применением способа приведены в таблице. The experimental technique was as follows. First, primary flooding was carried out to a certain oil saturation and stabilization of the filtration characteristics, which occurs after reaching 100% water cut in the production of a highly permeable layer. The degree of water cut of the products extracted from the reservoir as a whole was achieved by selecting the ratio of the permeability of the layers. After downloading the rims, the waterflooding process resumed. The injection efficiency of the compositions was determined by the residual resistance factor and the increase in the oil recovery coefficient compared to conventional water flooding. The results of the study of the process of oil displacement using the method are shown in the table.
Пример 1 (прототип). В модель пласта подают оторочку, состоящую из биополимера и биоПАВ КШАС-М при соотношении компонентов 1: 1 в количестве 0,4 п. о. Затем оторочку биореагентов проталкивают жидким стеклом при соотношении 1: 1: 0,2. Закачивают оторочку пресной воды (0,2 п. о. ) и останавливают фильтрацию на 24 ч. Затем возобновляют фильтрацию минерализованной водой до стабилизации перепада давления и полной обводненности проб жидкости. Остаточный фактор сопротивления 19,1. Прирост нефтеотдачи 9,7%. Example 1 (prototype). A rim consisting of a biopolymer and bio-surfactant KSHAS-M is supplied to the reservoir model with a ratio of components 1: 1 in an amount of 0.4 bp. Then the rim of bioreagents is pushed with liquid glass at a ratio of 1: 1: 0.2. A rim of fresh water (0.2 bp) is pumped in and filtration is stopped for 24 hours. Then, filtration with mineralized water is resumed until the pressure drop stabilizes and the samples are completely water-cut. The residual resistance factor is 19.1. Oil recovery growth of 9.7%.
Пример 2 (предлагаемый способ). В модель пласта закачивают оторочку пресной воды (0,05 п. о. ), затем одновременно биоПАВ КШАС-М, жидкое стекло и биотрин 0-3 п. о. Проталкивают реагенты пресной водой (0,05 п. о. ). Далее закачивают раствор хлористого кальция 0,3 п. о. и останавливают фильтрацию "на выдержку" 24 ч. Затем возобновляют опыт. Остаточный фактор сопротивления 45,4. Прирост нефтеотдачи 21,4%. Example 2 (the proposed method). A rim of fresh water (0.05 p.p.) is pumped into the reservoir model, then simultaneously bio-surfactant KSHAS-M, liquid glass and biotrin 0-3 p.o. The reagents are pushed with fresh water (0.05 p.p.). Next, a solution of calcium chloride of 0.3 p. and stop the filtration "on exposure" 24 hours. Then resume the experiment. The residual resistance factor is 45.4. Oil recovery growth of 21.4%.
Пример конкретного осуществления способа в промысловых условиях. Месторождение характеризуется послойной неоднородностью, высокой приемистостью нагнетательных скважин (более 100 м3/сут). Обводненность добываемой продукции 90%. Средняя проницаемость 0,13 мкм2. Пористость 0,2-0,24. Пластовая нефть имеет вязкость - 1,6 мПа•c. Пластовая вода хлоридно-кальциевого типа с небольшой минерализацией 16,4 кг/м3. Пласт вскрыт одной нагнетательной и одной добывающей скважинами. Плотность сетки скважины 25 га/скв.An example of a specific implementation of the method in the field. The field is characterized by layered heterogeneity, high injectivity of injection wells (more than 100 m 3 / day). The water content of the extracted products is 90%. The average permeability of 0.13 μm 2 . Porosity 0.2-0.24. Formation oil has a viscosity of 1.6 MPa • s. Produced water chloride-calcium type with a small salinity of 16.4 kg / m 3 . The reservoir was opened by one injection and one producing well. Well grid density 25 ha / well.
Для осуществления способа прекращают закачку сточной воды в нагнетательную скважину. Закачивают оторочку пресной воды в количестве 8 м3. Затем закачивают водный раствор биоПАВ КШАС-M в смеси с жидким стеклом и биотрином в количестве 15 м3. Реагенты проталкивают 15 м3 пресной воды. Далее закачивают раствор хлористого кальция в количестве, равном объему оторочки смеси биоПАВ КШАС-М жидкого стекла и биотрина. Оторочка пресной воды 15 м3. Скважину останавливают на 1 сутки "на реакцию". После проведения обработки проводится дальнейшая эксплуатация пласта путем обычного заводнения.To implement the method, the injection of wastewater into the injection well is stopped. A rim of fresh water is pumped in an amount of 8 m 3 . Then pumped an aqueous solution of bio-surfactant KSHAS-M in a mixture with liquid glass and biotrin in an amount of 15 m 3 . Reagents push 15 m 3 of fresh water. Next, a solution of calcium chloride is pumped in an amount equal to the volume of the rim of the mixture of bio-surfactant KSHAS-M liquid glass and biotrin. A rim of fresh water 15 m 3 . The well is stopped for 1 day "for reaction". After treatment, the reservoir is further exploited by conventional waterflooding.
Рабочие объемы закачиваемых реагентов определяют в зависимости от удельной приемистости скважин и толщины пласта. The working volumes of injected reagents are determined depending on the specific injectivity of the wells and the thickness of the formation.
Обработка нагнетательной скважины проводится установкой ЦА-320М. Processing of the injection well is carried out by the installation of TsA-320M.
Через три месяца после обработки скважины наблюдалось снижение обводненности продукции скважины от 91 до 79%, а удельный технологический эффект составил 60-70 т на 1 т реагентов. Three months after the treatment of the well, a decrease in water cut in the production of the well from 91 to 79% was observed, and the specific technological effect was 60-70 tons per 1 ton of reagents.
Предлагаемый способ обладает высокой эффективностью для повышения нефтеотдачи пластов, находящихся на поздней стации разработки, где необходимы выравнивание профилей приемистости нагнетательных скважин, изоляция водопромытых зон, ограничение водопритока с последующей интенсификацией добычи нефти из недренируемых зон пласта. The proposed method is highly effective for increasing oil recovery at the late stage of development, where alignment of injection well profiles is necessary, isolation of water-washed zones, limitation of water inflow, followed by intensification of oil production from undrained zones of the formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000127700A RU2178069C1 (en) | 2000-11-04 | 2000-11-04 | Method of oil deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000127700A RU2178069C1 (en) | 2000-11-04 | 2000-11-04 | Method of oil deposit development |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2178069C1 true RU2178069C1 (en) | 2002-01-10 |
| RU2000127700A RU2000127700A (en) | 2002-10-20 |
Family
ID=20241793
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000127700A RU2178069C1 (en) | 2000-11-04 | 2000-11-04 | Method of oil deposit development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2178069C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2347896C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil field development method |
| RU2347898C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Enhanced oil recovery method |
| RU2351754C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of oil deposit development |
| RU2431742C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for control of reservoir permeability |
| RU2502864C2 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Oil deposit development method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4769161A (en) * | 1984-12-14 | 1988-09-06 | Sun Refining And Marketing Company | Silicate-containing oil recovery compositions |
| RU2023142C1 (en) * | 1991-08-26 | 1994-11-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for water-flooding of oil reservoir |
| RU2098611C1 (en) * | 1995-11-20 | 1997-12-10 | Малое научно-внедренческое предприятие "Недра" | Method of developing deposit with high-viscosity oil |
| RU2136869C1 (en) * | 1998-07-21 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
| RU2143549C1 (en) * | 1997-11-03 | 1999-12-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of development of oil field |
| RU2143553C1 (en) * | 1999-01-06 | 1999-12-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for increase of oil recovery |
-
2000
- 2000-11-04 RU RU2000127700A patent/RU2178069C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4332297A (en) * | 1980-08-18 | 1982-06-01 | Union Oil Company Of California | Selectively controlling fluid flow through the higher permeability zones of subterranean reservoirs |
| US4769161A (en) * | 1984-12-14 | 1988-09-06 | Sun Refining And Marketing Company | Silicate-containing oil recovery compositions |
| RU2023142C1 (en) * | 1991-08-26 | 1994-11-15 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Compound for water-flooding of oil reservoir |
| RU2098611C1 (en) * | 1995-11-20 | 1997-12-10 | Малое научно-внедренческое предприятие "Недра" | Method of developing deposit with high-viscosity oil |
| RU2143549C1 (en) * | 1997-11-03 | 1999-12-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method of development of oil field |
| RU2136869C1 (en) * | 1998-07-21 | 1999-09-10 | Акционерная нефтяная компания Башнефть | Method of developing oil deposit |
| RU2143553C1 (en) * | 1999-01-06 | 1999-12-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Composition for increase of oil recovery |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2347896C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Oil field development method |
| RU2347898C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-02-27 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Enhanced oil recovery method |
| RU2351754C1 (en) * | 2007-07-30 | 2009-04-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") | Method of oil deposit development |
| RU2431742C1 (en) * | 2010-04-20 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for control of reservoir permeability |
| RU2502864C2 (en) * | 2012-04-06 | 2013-12-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Башкирский государственный университет" | Oil deposit development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| RU2090746C1 (en) | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding | |
| RU2060374C1 (en) | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2078916C1 (en) | Composition for treatment of oil deposit | |
| RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2098611C1 (en) | Method of developing deposit with high-viscosity oil | |
| RU2188935C1 (en) | Composition for intensification of oil recovery | |
| RU2143549C1 (en) | Method of development of oil field | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| GB2442002A (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2213215C1 (en) | Method of development of nonuniform permeable formations | |
| RU2351754C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| RU2224880C1 (en) | Oil deposit extraction method | |
| RU2307241C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2140530C1 (en) | Oil formation-flooding composition | |
| RU2375557C1 (en) | Method of injection wells input profile alignment and production wells water flow limitation | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091105 |