RU2644365C1 - Development method of non-homogeneous oil formation - Google Patents
Development method of non-homogeneous oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2644365C1 RU2644365C1 RU2017101787A RU2017101787A RU2644365C1 RU 2644365 C1 RU2644365 C1 RU 2644365C1 RU 2017101787 A RU2017101787 A RU 2017101787A RU 2017101787 A RU2017101787 A RU 2017101787A RU 2644365 C1 RU2644365 C1 RU 2644365C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- formation
- bacteria
- oil
- mixture
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 27
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 38
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 32
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 31
- 238000000855 fermentation Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000004151 fermentation Effects 0.000 claims abstract description 16
- 235000019838 diammonium phosphate Nutrition 0.000 claims abstract description 15
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims abstract description 14
- MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N diammonium hydrogen phosphate Chemical compound [NH4+].[NH4+].OP([O-])([O-])=O MNNHAPBLZZVQHP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 244000005700 microbiome Species 0.000 claims abstract description 6
- 239000005696 Diammonium phosphate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 229910000388 diammonium phosphate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 229920005615 natural polymer Polymers 0.000 claims abstract description 5
- GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 9H-xanthene Chemical compound C1=CC=C2CC3=CC=CC=C3OC2=C1 GJCOSYZMQJWQCA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 241001430149 Clostridiaceae Species 0.000 claims abstract description 4
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 4
- 241000588921 Enterobacteriaceae Species 0.000 claims abstract description 4
- 241001609975 Enterococcaceae Species 0.000 claims abstract description 4
- 229920001285 xanthan gum Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 claims abstract description 3
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 claims abstract description 3
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 10
- 239000001856 Ethyl cellulose Substances 0.000 claims 1
- ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N Ethyl cellulose Chemical compound CCOCC1OC(OC)C(OCC)C(OCC)C1OC1C(O)C(O)C(OC)C(CO)O1 ZZSNKZQZMQGXPY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 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 claims 1
- 229920001249 ethyl cellulose Polymers 0.000 claims 1
- 235000019325 ethyl cellulose Nutrition 0.000 claims 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 8
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 abstract description 6
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 3
- 235000019812 sodium carboxymethyl cellulose Nutrition 0.000 abstract description 3
- 229920001027 sodium carboxymethylcellulose Polymers 0.000 abstract description 3
- DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N acetic acid;2,3,4,5,6-pentahydroxyhexanal;sodium Chemical compound [Na].CC(O)=O.OCC(O)C(O)C(O)C(O)C=O DPXJVFZANSGRMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000003876 biosurfactant Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 2
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N Phosphoric acid Chemical compound OP(O)(O)=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 150000001298 alcohols Chemical class 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 2
- 239000001913 cellulose Substances 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 150000004676 glycans Chemical class 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 2
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 2
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 2
- 229920001282 polysaccharide Polymers 0.000 description 2
- 239000005017 polysaccharide Substances 0.000 description 2
- 239000000047 product Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N C[CH]O Chemical group C[CH]O GAWIXWVDTYZWAW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920002444 Exopolysaccharide Polymers 0.000 description 1
- 229920000926 Galactomannan Polymers 0.000 description 1
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 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
- 229920002472 Starch Polymers 0.000 description 1
- 241000492514 Tetragonolobus Species 0.000 description 1
- 241000589636 Xanthomonas campestris Species 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 1
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 229910000147 aluminium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 150000001720 carbohydrates Chemical class 0.000 description 1
- 235000014633 carbohydrates Nutrition 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 125000002057 carboxymethyl group Chemical group [H]OC(=O)C([H])([H])[*] 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 229920002678 cellulose Polymers 0.000 description 1
- 229920006184 cellulose methylcellulose Polymers 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 235000013305 food Nutrition 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 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
- 150000002576 ketones Chemical class 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 229940029985 mineral supplement Drugs 0.000 description 1
- 235000020786 mineral supplement Nutrition 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000003895 organic fertilizer Substances 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 235000019698 starch Nutrition 0.000 description 1
- 239000008107 starch Substances 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/582—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of bacteria
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
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)
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки неоднородного нефтяного пласта микробиологическим воздействием.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods for developing a heterogeneous oil reservoir by microbiological exposure.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (пат. 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 acruginosa S-7 при массовом соотношении полиакриламида и биоПАВ КШАС 1:2,5 соответственно.A known method of developing an oil field (US Pat. RU No. 2060373, IPC EV 43/22, publ. 05/20/1996, Bull. No. 14), including the injection into the formation of an aqueous solution of polyacrylamide and a surfactant, which use biological surfactant KSHAS (KSHAS bio-surfactant) is a waste product of bacteria of the genus Pseuodomonas acruginosa S-7 with a mass ratio of polyacrylamide and KSAS bio-surfactant 1: 2.5, respectively.
Данный способ недостаточно эффективен в неоднородных по проницаемости пластах, так как используемый состав недостаточно способствует отмыву нефти при последующем ее вытеснении.This method is not effective enough in heterogeneous permeability formations, since the composition used does not sufficiently facilitate the washing of oil during its subsequent displacement.
Известен способ разработки нефтяного пласта (пат. RU №2078916, МПК 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.A known method of developing an oil reservoir (US Pat. RU No. 2078916, IPC EV 43/22, publ. 05/10/1997, Bull. No. 13), including the injection into the reservoir of a composition containing hydrocarbon-oxidizing 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 промытых высокопроницаемых зонах пласта из-за недостаточного увеличения фильтрационного сопротивления, что в конечном итоге приводит к низкому охвату пласта воздействием. В результате нефтеотдача пластов остается невысокой.The disadvantage of this method is its low efficiency in washed highly permeable zones of the formation due to insufficient increase in filtering resistance, which ultimately leads to low coverage of the formation by exposure. As a result, oil recovery remains low.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяного пласта (пат. RU №1774691, МПК Е21В 43/22, опубл. 20.09.1995 г., Бюл. №26), включающий закачку в пласт углеводородокисляющих бактерий - микроорганизмов в растворе питательного вещества.The closest in technical essence is a method of developing an oil reservoir (US Pat. RU No. 1774691, IPC ЕВВ 43/22, publ. 09/20/1995, Bull. No. 26), which includes the injection of hydrocarbon-oxidizing bacteria - microorganisms in a nutrient solution.
Недостатками известного способа являются высокая потеря углеводородокисляющих бактерий в растворе питательного вещества в промытых высокопроницаемых зонах пласта, недостаточное подключение в разработку ранее неохваченных низкопроницаемых нефтенасыщенных пропластков и вследствие этого незначительный охват пласта воздействием. Использование данного способа в неоднородных нефтяных пластах незначительно увеличивает нефтеотдачу.The disadvantages of this method are the high loss of hydrocarbon-oxidizing bacteria in the nutrient solution in the washed high-permeability zones of the formation, insufficient connection to the development of previously unreached low-permeable oil-saturated interlayers and, as a result, low formation coverage. The use of this method in heterogeneous oil reservoirs slightly increases oil recovery.
Задачами изобретения являются увеличение охвата пласта за счет блокирования высокопроницаемых зон пласта и вовлечения в разработку низкопроницаемых ранее неохваченных пропластков, увеличение нефтеотдачи пласта и снижение обводненности добывающих скважин, а также расширение технологических возможностей способа.The objectives of the invention are to increase the coverage of the reservoir by blocking the highly permeable zones of the reservoir and involvement in the development of low-permeability previously unreached layers, increase oil recovery and reduce water cut in production wells, as well as expanding the technological capabilities of the method.
Решение указанных задач обеспечивается тем, что в способе разработки неоднородного нефтяного пласта, включающем закачку в нагнетательную скважину углеводородокисляющих бактерий - УОБ в растворе питательного вещества, продавливание в пласт водой, остановку скважины на технологическую выдержку, в качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат, до закачки УОБ в растворе питательного вещества осуществляют закачку смеси водорастворимого природного полимера - ВПП и бродильных бактерий, где используют в качестве ВПП оксиэтилцеллюлозу или натрий-карбоксиметилцеллюлозу, или ксантан, или гуар, в качестве бродильных бактерий - природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, а закачку указанной смеси осуществляют до снижения удельной приемистости скважины на 10-30% при следующем соотношении компонентов смеси, мас. %:The solution of these problems is ensured by the fact that in the method for developing a heterogeneous oil reservoir, which involves injecting hydrocarbon-oxidizing bacteria into the injection well - DRR in a nutrient solution, pumping water into the reservoir, shutting the well for technological exposure, diammonium phosphate is used as a nutrient before the DRR is injected into In a nutrient solution, a mixture of a water-soluble natural polymer - WFP and fermentation bacteria is injected, where hydroxyethyl is used as a runway cellulose or sodium carboxymethyl cellulose, or xanthan, or guar, as fermentative bacteria, is a natural source containing a community of microorganisms represented by the families: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, and the mixture is injected to reduce the specific injectivity of the well by 10-30% in the following the ratio of the components of the mixture, wt. %:
В качестве УОБ используют биопрепараты, представляющие собой сообщество углеводородокисляющих микроорганизмов родов Rhodococcus, Pseudomonas и Yarrovia, способных эффективно окислять широкий спектр углеводородов нефти, в том числе и ароматические углеводороды, в широком диапазоне кислотности среды рН 4,5-9,5, температур от 5 до 45°С и минерализации воды 0,15-150 г/л.Biological products are used as a DRR, which is a community of hydrocarbon-oxidizing microorganisms of the genera Rhodococcus, Pseudomonas and Yarrovia, capable of effectively oxidizing a wide range of oil hydrocarbons, including aromatic hydrocarbons, in a wide range of pH 5–9.5, and temperatures from 5 up to 45 ° С and water mineralization 0.15-150 g / l.
В качестве питательного вещества используют диаммонийфосфат пищевой (ДАФ), выпускаемый по ГОСТ 8515-75, представляющий собой неорганическое соединение - кислую аммонийную соль ортофосфорной кислоты.As a nutrient, food diammonium phosphate (DAF) is used, manufactured according to GOST 8515-75, which is an inorganic compound - an acidic ammonium salt of phosphoric acid.
Для приготовления смеси, состоящей из ВПП и бродильных бактерий, используют следующие реагенты:The following reagents are used to prepare a mixture of runway and fermentation bacteria:
- оксиэтилцеллюлозу (ОЭЦ) отечественного или импортного производства, представляющую собой неионногенное производное целлюлозы, по внешнему виду белый или слегка кремовый сыпучий порошок, не имеющий вкуса и запаха;- hydroxyethyl cellulose (OEC) of domestic or foreign production, which is a non-ionic derivative of cellulose, in appearance a white or slightly creamy loose powder, without taste and odor;
- натрий-карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ) со степенью замещения по карбоксиметильным группам не менее 70 и степенью полимеризации более 800;- sodium carboxymethyl cellulose (CMC) with a degree of substitution by carboxymethyl groups of at least 70 and a degree of polymerization of more than 800;
- ксантан отечественного или импортного производства, представляющий собой экзополисахарид, полученный путем ферментации с использованием бактерии Xanthomonas campestris;- domestic or imported xanthan, which is an exopolysaccharide obtained by fermentation using the bacteria Xanthomonas campestris;
- гуар отечественного или импортного производства, представляющий собой нейтральный водорастворимый полисахарид, который содержит остатки галактозы и имеет общую структуру галактоманнанов и получаемый экстракцией из семян растения Cyanaposis tetragonolobus - зернобобовой культуры;- domestic or imported guar, which is a neutral water-soluble polysaccharide that contains galactose residues and has the general structure of galactomannans and obtained by extraction from seeds of the plant Cyanaposis tetragonolobus - leguminous crop;
- в качестве бродильных бактерий используют природный источник, содержащий сообщество микроорганизмов, представленных семействами: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, способное к продукции растворителей (кетонов, спиртов), газов (углекислого газа, молекулярного водорода), летучих жирных кислот при использовании углеводных субстратов - сахара, крахмала, в широком диапазоне кислотности среды рН 4,5-9,5, температур от 5 до 45°С и минерализации воды 0,15-150 г/л). В качестве природного источника используют сапропель, представляющий собой отложения пресноводных водоемов, состоящие из органического вещества и минеральных примесей, формирующиеся в результате биохимических, микробиологических и физико-механических процессов из остатков растительных и животных организмов, населяющих водоем;- as a fermentation bacterium use a natural source containing a community of microorganisms represented by the families: Enterobacteriaceae, Clostridiaceae, Enterococcaceae, capable of producing solvents (ketones, alcohols), gases (carbon dioxide, molecular hydrogen), volatile fatty acids when using carbohydrate substrates - sugar , starch, in a wide range of medium acidity pH 4.5-9.5, temperatures from 5 to 45 ° C and water mineralization 0.15-150 g / l). As a natural source, sapropel is used, which is a sediment of freshwater bodies of water, 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 body of water;
- воду пресную или техническую с минерализацией 0,15-150 г/л.- fresh or technical water with a salinity of 0.15-150 g / l.
В процессе закачки в пласт смеси ВПП и бродильных бактерий происходит снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет их блокирования вязким раствором, содержащим ВПП и, как следствие, увеличение охвата пласта воздействием.In the process of injecting a mixture of runway and fermentative bacteria into the formation, the permeability of the highly permeable zones of the formation decreases due to their blocking by a viscous solution containing the runway and, as a result, the formation coverage increases.
Затем осуществляют закачку УОБ в растворе ДАФ, который за счет своей низкой вязкости поступает в менее проницаемые нефтенасыщенные пропластки.Then, the DRR is injected in a DAP solution, which, due to its low viscosity, enters less permeable oil-saturated interlayers.
После закачки УОБ в растворе ДАФ и продавливания в пласт воды скважину останавливают на технологическую выдержку.After injecting the DRR in a DAF solution and forcing the water into the formation, the well is stopped for technological exposure.
Во время технологической выдержки в более проницаемых пропластках происходит постепенное микробиологическое расщепление полисахаридов бродильными бактериями, что приводит к образованию комплекса нефтевытесняющих агентов, включающих растворители и спирты, способствующих улучшению извлечения остаточной нефти, характеризующейся повышенной вязкостью, а в менее проницаемых пропластках происходит преобразование УОБ углеводородов нефти в нефтевытесняющие агенты (биоПАВ, летучие жирные кислоты), улучшающие смачиваемость породы, снижающие межфазное натяжение в системе вода-нефть-порода и повышающих проницаемость пропластка, что приводит к увеличению нефтеотдачи.During technological aging in more permeable interlayers, a gradual microbiological breakdown of polysaccharides by fermentation bacteria occurs, which leads to the formation of a complex of oil-displacing agents, including solvents and alcohols, which improve the recovery of residual oil, characterized by increased viscosity, and in the less permeable interlayers the conversion of DRR of oil hydrocarbons to oil displacing agents (bio-surfactants, volatile fatty acids) that improve the wettability of the rock, reduce interfacial tension in the water-oil-rock system and increasing the permeability of the interlayer, which leads to an increase in oil recovery.
Способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.The method in the field is as follows.
Предварительно проводят подготовительные работы. Выбирают участок нагнетательной скважины и гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют текущее состояние скважин, профиль приемистости скважины, степень выработанности пластов, объемы закачки смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ. Закачку указанных смеси и УОБ в растворе ДАФ производят с помощью стандартного оборудования, предназначенного для приготовления, дозирования и закачки технологических растворов в скважину.Preliminarily carry out preparatory work. A section of the injection well and production wells hydrodynamically associated with it are selected. The current condition of the wells, the profile of the injectivity of the well, the degree of formation depletion, the injection volumes of the mixture of runway and fermentation bacteria and DRR in the DAF solution are determined. The indicated mixture and DRR are injected into the DAF solution using standard equipment designed for the preparation, dosing and injection of technological solutions into the well.
В обводненный нефтяной пласт с помощью насосного агрегата закачивают смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий, приготовленную в воде до снижения удельной приемистости скважины на 10-30%.A mixture consisting of runway and fermentation bacteria, prepared in water, is pumped into a flooded oil reservoir using a pumping unit to reduce the specific injectivity of the well by 10-30%.
Объем закачиваемой указанной смеси для каждой скважины индивидуален и зависит от приемистости нагнетательной скважины при давлении закачки и работающей толщины пласта.The volume of injected specified mixture for each well is individual and depends on the injectivity of the injection well at injection pressure and the working thickness of the formation.
Смесь ВПП и бродильных бактерий готовят следующим образом.A mixture of runway and fermentative bacteria is prepared as follows.
В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой с минерализацией от 0,15 до 150 г/л, вносят бродильные бактерии с концентрацией 0,005-2,0 мас. % в заранее приготовленный раствор ВПП с концентрацией от 0,05 до 2,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин.The volumetric capacity of the pump unit volume of 5 m 3 filled with water with a salinity of from 0.15 to 150 g / L, made by fermenting the bacteria at a concentration of 0.005-2.0 wt. % in a pre-prepared runway solution with a concentration of from 0.05 to 2.0 wt. % and stirred for 30 minutes
Из смесительной емкости приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину. Затем закачивают в пласт УОБ в растворе ДАФ.From the mixing tank, the prepared mixture is pumped into the reservoir through the injection well by the pumping unit. Then injected into the reservoir of DRR in a solution of DAP.
Объем закачки УОБ в растворе ДАФ рассчитывают с учетом толщины и пористости продуктивного пласта. Расчет объема закачки УОБ в растворе ДАФ производят по формуле (1):The DRR injection volume in the DAF solution is calculated taking into account the thickness and porosity of the reservoir. The calculation of the volume of injection of DRR in a solution of DAF is carried out according to the formula (1):
где V3 - объем закачки, м3;where V 3 - injection volume, m 3 ;
R - радиус обработки пласта (4-8 м), м;R is the radius of the formation (4-8 m), m;
h - толщина продуктивного пласта, м;h is the thickness of the reservoir, m;
m - коэффициент пористости, д. ед.m is the coefficient of porosity, d.
Для приготовления УОБ в растворе ДАФ используют воду с минерализацией от 0,15 до 150 г/л.Water with a salinity of 0.15 to 150 g / l is used to prepare DRR in a DAP solution.
Приготовление УОБ в растворе ДАФ осуществляют в следующей последовательности.Preparation of DRR in a solution of DAP is carried out in the following sequence.
В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой, вносят УОБ с концентрацией 0,01-0,3 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ с концентрацией 0,05-0,2 мас. % и перемешивают в течение 10 мин.In the measured capacity of the pumping unit with a volume of 5 m 3 , filled with water, add the DRR with a concentration of 0.01-0.3 wt. % in pre-prepared solution of DAP with a concentration of 0.05-0.2 wt. % and stirred for 10 minutes
Приготовленный раствор закачивают в пласт.The prepared solution is pumped into the reservoir.
По окончании процесса закачки указанных смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ продавливают их в пласт водой с минерализацией от 0,15 до 150 г/л с водовода в объеме 15-20 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 7-15 сут. Затем возобновляют работу скважины.At the end of the injection process of the indicated mixtures of runway and fermentation bacteria and DRR in a DAF solution, they are pressed into the formation with water with a salinity of 0.15 to 150 g / l from the water supply in a volume of 15-20 m 3 and the well is stopped for technological exposure for 7- 15 days Then resume the operation of the well.
До и после закачки указанных смеси и УОБ в растворе ДАФ проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.A set of geological, physical, hydrodynamic and geophysical studies is carried out before and after the injection of the indicated mixture and the DRR in the DAF solution.
Предлагаемый способ обеспечивает снижение проницаемости высокопроницаемых зон пласта за счет увеличения фильтрационного сопротивления, вовлечения в разработку низкопроницаемых, ранее неохваченных нефтенасыщенных пропластков, что приводит к повышению эффективности охвата пласта воздействием, увеличению нефтеотдачи пластов, снижению обводненности добывающих скважин.The proposed method provides a decrease in the permeability of high-permeability zones of the formation by increasing the filtration resistance, involving low-permeability, previously unreached oil-saturated layers in the development, which leads to an increase in the effectiveness of the coverage of the formation by impact, an increase in oil recovery, and a decrease in the water cut of production wells.
Эффективность предлагаемого способа и прототипа оценивалась по двум показателям: остаточному фактору сопротивления (ОФС) и приросту коэффициента вытеснения нефти. Эксперименты проводили на моделях пласта, представляющих собой две одинаковые трубки длиной 0,5 м, площадью поперечного сечения 6,4 см2, заполненных кварцевым песком. Подбором величины зерен кварцевого песка создавали необходимую проницаемость каналов модели пласта. Через модель пропускали воду с минерализацией от 0,15 до 150 г/л, которую затем замещали нефтью плотностью 0,810-0,890 г/см3. Далее производили первичное вытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды и определяли коэффициент вытеснения нефти. Затем закачивали смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий в воде с минерализацией от 0,15 до 150 г/л и УОБ в растворе ДАФ. Останавливали модель пласта на технологическую выдержку на 7-15 сут. Далее проводили довытеснение нефти водой с замером на выходе объемов нефти и воды. Определяли ОФС. По вытесненной нефти определяли прирост коэффициента вытеснения нефти.The effectiveness of the proposed method and prototype was evaluated by two indicators: the residual resistance factor (OFS) and the growth rate of oil displacement. The experiments were carried out on reservoir models, which are two identical tubes 0.5 m long with a cross-sectional area of 6.4 cm 2 filled with quartz sand. By selecting the size of the quartz sand grains, the necessary channel permeability of the formation model was created. Water with a mineralization of 0.15 to 150 g / l was passed through the model, which was then replaced with oil with a density of 0.810-0.890 g / cm 3 . Next, the primary displacement of oil by water was carried out with the measurement of the output of oil and water volumes and the coefficient of oil displacement was determined. Then, a mixture consisting of runway and fermentation bacteria in water with a salinity of 0.15 to 150 g / l and DRR in a solution of DAP was pumped. The reservoir model was stopped for technological exposure for 7-15 days. Next, oil was replaced by water with a measurement of the output of oil and water. OFS was determined. The displaced oil was determined by the increase in the coefficient of oil displacement.
В табл. 1 приведены результаты по определению ОФС и прироста коэффициента вытеснения нефти при закачке смеси ВПП и бродильных бактерий и УОБ в растворе ДАФ.In the table. Figure 1 shows the results on the determination of the general physical condition and the increase in the coefficient of oil displacement during the injection of a mixture of runway and fermentative bacteria and DRR in a solution of DAF.
Пример 1. В модель пласта закачивают смесь ВПП и бродильных бактерий, например, ОЭЦ с концентрацией 2,0 мас. %, сапропеля с концентрацией 2,0 мас. % и воды с минерализацией 60 г/л (96,0 мас. %). Затем закачивают УОБ с концентрацией 0,15 мас. % в растворе ДАФ с концентрацией 0,2 мас. %. Останавливают модель пласта на технологическую выдержку в течение 7 сут. Проводят довытеснение нефти водой с минерализацией 60 г/л путем закачки воды с замером на выходе объемов нефти и воды. Прирост коэффициента вытеснения нефти составляет 5,0%, а ОФС - 50,5 (см. табл. 1, опыт 1).Example 1. In a reservoir model, a mixture of runway and fermentative bacteria is pumped, for example, an OEC with a concentration of 2.0 wt. %, sapropel with a concentration of 2.0 wt. % and water with a salinity of 60 g / l (96.0 wt.%). Then injected DRR with a concentration of 0.15 wt. % in a solution of DAP with a concentration of 0.2 wt. % Stop the reservoir model for technological exposure for 7 days. Oil is replaced by water with a mineralization of 60 g / l by injection of water with measurement at the output of oil and water volumes. The increase in the oil displacement coefficient is 5.0%, and the OFS - 50.5 (see table. 1, experiment 1).
Как видно из табл. 1, ОФС по предлагаемому способу разработки нефтяного пласта возрастает в 2,4-28,1 раза по сравнению с прототипом. Прирост коэффициента вытеснения нефти увеличивается в 2,2-8,1 раза.As can be seen from the table. 1, OFS for the proposed method for the development of an oil reservoir increases by 2.4-28.1 times compared with the prototype. The increase in oil displacement coefficient increases by 2.2-8.1 times.
Пример конкретного выполнения.При разработке нефтяного пласта, представленного терригенным коллектором, выполняют геофизические и гидродинамические исследования, выделяют участок нагнетательной скважины и гидродинамически связанные с ней добывающие скважины. Определяют приемистость нагнетательной скважины на трех режимах работы насосного агрегата закачкой воды в насосно-компрессорные трубы. Определяют объем закачки смеси ВПП и бродильных бактерий в зависимости от приемистости нагнетательной скважины и объема закачки УОБ в растворе ДАФ расчетным путем с учетом пористости и толщины продуктивного пласта по (1). Приемистость нагнетательной скважины составляет 260 м3/сут при давлении на водоводе 10,0 МПа (удельная приемистость скважины составляет 26 м3/сут/МПа). Объем закачки смеси ВПП и бродильных бактерий составляет 200 м3. Пористость пласта составляет 0,21 д. ед., толщина продуктивного пласта - 6,0 м, радиус обработки пласта - 4,5 м.An example of a specific implementation. When developing an oil reservoir represented by a terrigenous reservoir, geophysical and hydrodynamic studies are performed, a section of the injection well and production wells hydrodynamically associated with it are identified. The injectivity of the injection well is determined in three operating modes of the pumping unit by pumping water into the tubing. The injection volume of the mixture of runway and fermentation bacteria is determined depending on the injectivity of the injection well and the injection volume of the DRR in the DAF solution by calculation, taking into account the porosity and thickness of the reservoir according to (1). The injectivity of the injection well is 260 m 3 / day at a pressure of 10.0 MPa on the water conduit (specific injectivity of the well is 26 m 3 / day / MPa). The injection volume of the mixture of runway and fermentation bacteria is 200 m 3 . The porosity of the formation is 0.21 units, the thickness of the reservoir is 6.0 m, the radius of the formation is 4.5 m
Объем закачки УОБ в растворе ДАФ рассчитывают по (1):The DRR injection volume in the DAF solution is calculated according to (1):
V3=3,14⋅R2⋅h⋅m=3,14⋅4,52⋅6,0⋅0,21=80 м3.V 3 = 3,14⋅R 2 ⋅h⋅m = 3,14⋅4,5 2 ⋅6,0⋅0,21 = 80 m 3 .
В обводненный нефтяной пласт с помощью насосного агрегата закачивают смесь, состоящую из ВПП и бродильных бактерий, приготовленную в воде с минерализацией 150 г/л в объеме 200 м3 до снижения удельной приемистости скважины на 27%.A mixture of runway and fermentation bacteria, prepared in water with a salinity of 150 g / l in a volume of 200 m 3, is pumped into a flooded oil reservoir using a pumping unit to reduce the specific injectivity of the well by 27%.
Смесь ВПП, например, ОЭЦ и сапропеля готовят следующим образом.A mixture of runways, for example, OEC and sapropel is prepared as follows.
В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой с минерализацией 150 г/л, вносят сапропель с концентрацией 0,05 мас. % в заранее приготовленный раствор ОЭЦ с концентрацией 1,0 мас. % и перемешивают в течение 30 мин.In the measured capacity of the pump unit with a volume of 5 m 3 filled with water with a salinity of 150 g / l, sapropel with a concentration of 0.05 wt. % in a pre-prepared solution of OEC with a concentration of 1.0 wt. % and stirred for 30 minutes
Из смесительной емкости приготовленную смесь насосным агрегатом закачивают в пласт через нагнетательную скважину.From the mixing tank, the prepared mixture is pumped into the reservoir through the injection well by the pumping unit.
Затем закачивают в пласт УОБ в растворе ДАФ в объеме 80 м3.Then injected into the reservoir UOB in a solution of DAP in a volume of 80 m 3 .
Приготовление УОБ в растворе ДАФ осуществляют в следующей последовательности.Preparation of DRR in a solution of DAP is carried out in the following sequence.
В мерную емкость насосного агрегата объемом 5 м3, заполненную водой с минерализацией 150 г/л, вносят УОБ с концентрацией в растворе 0,15 мас. % в приготовленный заранее раствор ДАФ (с концентрацией в растворе 0,3 мас. %) и перемешивают в течение 10 мин.In the measured capacity of the pumping unit with a volume of 5 m 3 , filled with water with a salinity of 150 g / l, add the DRR with a concentration in the solution of 0.15 wt. % in pre-prepared solution of DAP (with a concentration in the solution of 0.3 wt.%) and stirred for 10 minutes
Приготовленный раствор закачивают в пласт.The prepared solution is pumped into the reservoir.
По окончании процесса закачки указанных смеси ОЭЦ и сапропеля УОБ в растворе ДАФ продавливают их в пласт водой с минерализацией 150 г/л с водовода в объеме 15 м3 и останавливают скважину на технологическую выдержку в течение 7 сут. Затем возобновляют работу скважины.At the end of the injection process of the indicated mixtures of OEC and UOB sapropel in the DAF solution, they are pressed into the formation with water with a salinity of 150 g / l from the water supply in a volume of 15 m 3 and the well is shut down for technological exposure for 7 days. Then resume the operation of the well.
До и после закачки указанных смеси ОЭЦ и сапропеля УОБ в растворе ДАФ проводят комплекс геолого-физических, гидродинамических и геофизических исследований.Before and after the injection of the indicated mixtures of the OEC and the BAP sapropel in the DAF solution, a complex of geological, physical, hydrodynamic and geophysical studies is performed.
Результаты приведены в табл. 2 и 3 (пример 1). Средняя дополнительная добыча нефти составила 1960 т на одну скважино-обработку при продолжающемся технологическом эффекте, обводненность добывающих скважин снизилась в среднем на 3,3%.The results are shown in table. 2 and 3 (example 1). The average additional oil production amounted to 1960 tons per well-treatment while continuing the technological effect, the water cut of producing wells decreased by an average of 3.3%.
Остальные примеры осуществления способа разработки нефтяного пласта выполняют аналогично, их результаты приведены в табл. 2, 3. Дополнительная добыча нефти в среднем составила более 1700 т, обводненность снизилась в среднем на 5,3%.Other examples of the implementation of the method of developing an oil reservoir are performed similarly, their results are shown in table. 2, 3. Additional oil production averaged over 1700 tons, water cut decreased on average by 5.3%.
Таким образом, предлагаемый способ разработки неоднородного нефтяного пласта позволяет увеличить нефтеотдачу и снизить обводненность добывающих скважин изменением фильтрационных потоков в неоднородных пластах за счет снижения проницаемости высокопроницаемых зон пласта, вовлечения в разработку нефтенасыщенных, ранее неохваченных низкопроницаемых пропластков и увеличить охват пласта воздействием. Предложение также позволяет расширить технологические возможности осуществления способа.Thus, the proposed method for developing a heterogeneous oil reservoir allows to increase oil recovery and reduce water cut of producing wells by changing the filtration flows in heterogeneous reservoirs by reducing the permeability of highly permeable zones of the reservoir, involving oil-saturated, previously unreached low-permeability layers in the development, and increasing the reservoir coverage by exposure. The proposal also allows to expand the technological capabilities of the method.
Продолжение таблицы 1Continuation of table 1
Продолжение таблицы 2Continuation of table 2
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017101787A RU2644365C1 (en) | 2017-01-19 | 2017-01-19 | Development method of non-homogeneous oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017101787A RU2644365C1 (en) | 2017-01-19 | 2017-01-19 | Development method of non-homogeneous oil formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2644365C1 true RU2644365C1 (en) | 2018-02-09 |
Family
ID=61173882
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017101787A RU2644365C1 (en) | 2017-01-19 | 2017-01-19 | Development method of non-homogeneous oil formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2644365C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769612C1 (en) * | 2021-10-29 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4947932A (en) * | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| SU1774691A1 (en) * | 1990-03-14 | 1995-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for treatment of oil formation |
| RU2060373C1 (en) * | 1992-09-14 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method for developing oil deposit |
| RU2078916C1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Composition for treatment of oil deposit |
| RU2115728C1 (en) * | 1996-06-14 | 1998-07-20 | Государственный научный центр вирусологии и биотехнологии "Вектор" | Strain of bacterium bacillus stearothermophilus - a producer of restriction endonuclease recognizing and splitting nucleotide sequence 5'-ggtnacc-3' |
| RU2158823C2 (en) * | 1998-12-09 | 2000-11-10 | Гарейшина Альфия Зиганшиновна | Method of development of oil deposit |
| RU2221139C2 (en) * | 2001-06-29 | 2004-01-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation |
| RU2256784C1 (en) * | 2003-11-03 | 2005-07-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method for extraction of oil deposit |
-
2017
- 2017-01-19 RU RU2017101787A patent/RU2644365C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4947932A (en) * | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| SU1774691A1 (en) * | 1990-03-14 | 1995-09-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for treatment of oil formation |
| RU2060373C1 (en) * | 1992-09-14 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method for developing oil deposit |
| RU2078916C1 (en) * | 1995-05-17 | 1997-05-10 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Composition for treatment of oil deposit |
| RU2115728C1 (en) * | 1996-06-14 | 1998-07-20 | Государственный научный центр вирусологии и биотехнологии "Вектор" | Strain of bacterium bacillus stearothermophilus - a producer of restriction endonuclease recognizing and splitting nucleotide sequence 5'-ggtnacc-3' |
| RU2158823C2 (en) * | 1998-12-09 | 2000-11-10 | Гарейшина Альфия Зиганшиновна | Method of development of oil deposit |
| RU2221139C2 (en) * | 2001-06-29 | 2004-01-10 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation |
| RU2256784C1 (en) * | 2003-11-03 | 2005-07-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Method for extraction of oil deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769612C1 (en) * | 2021-10-29 | 2022-04-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2086757C1 (en) | Oil production method | |
| CN107795306B (en) | Endogenous microbial oil recovery method for low-permeability oil reservoir | |
| CN102533240B (en) | High-temperature oil reservoir composite modifying and flooding agent and preparing method and application thereof | |
| CN105018064A (en) | Foam oil-displacing agent for high salinity and ultra-low permeability or tight oil reservoirs | |
| RU2136872C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2627785C1 (en) | Method for regulating intake capacity profile of pressure well (versions) | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| CN114555753A (en) | Biopolymers for enhanced hydrocarbon recovery | |
| RU2610961C1 (en) | Justification method of input profile in injection well | |
| RU2347897C1 (en) | Method of controlling profile log of injection well and restricting water influx in production well | |
| RU2483202C1 (en) | Oil formation development method | |
| RU2347896C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2346151C1 (en) | Oil minefield development control method (versions) | |
| RU2547025C1 (en) | Method of development of oil deposits with nonuniform permeability (versions) | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2345114C1 (en) | Well killing liquid | |
| RU2610051C1 (en) | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) | |
| RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir | |
| RU2608137C1 (en) | Method of development of inhomogeneous oil formation | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2314331C1 (en) | Solid phase-free well killing fluid |