RU2190092C1 - Method of developing water-oil deposit - Google Patents
Method of developing water-oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2190092C1 RU2190092C1 RU2001107936A RU2001107936A RU2190092C1 RU 2190092 C1 RU2190092 C1 RU 2190092C1 RU 2001107936 A RU2001107936 A RU 2001107936A RU 2001107936 A RU2001107936 A RU 2001107936A RU 2190092 C1 RU2190092 C1 RU 2190092C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- formation
- well
- emulsion
- Prior art date
Links
Landscapes
- Separation Of Suspended Particles By Flocculating Agents (AREA)
- Treatment Of Biological Wastes In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к способам добычи нефти из неоднородного пласта с помощью химреагентов и микроорганизмов с целью увеличения нефтеотдачи из обводненных пластов при одновременном снижении отбора попутной воды. The invention relates to methods for oil production from a heterogeneous reservoir using chemicals and microorganisms in order to increase oil recovery from flooded reservoirs while reducing associated water withdrawal.
Известно, что на поздней стадии разработки из-за различия удельных весов нефти и воды нефтяные пласты становятся полностью водонефтяными. Многие залежи нефти полностью относятся к водонефтяным зонам в связи с чем эффективность их эксплуатации не всегда достаточно высока. It is known that at a late stage of development, due to the difference in the specific gravities of oil and water, oil reservoirs become completely water-oil. Many oil deposits are completely related to the oil and water zones, and therefore the efficiency of their operation is not always quite high.
Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [см. М.Л. Сургучев Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - с. 85]. Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и увеличение отбора попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды. There is a method of developing an oil reservoir underlain with bottom water, which consists in changing the fluid flows in the reservoir and selecting products from production wells [see M.L. Surguchev Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985 .-- p. 85]. The disadvantages of the method are the low oil recovery coefficient and increased associated water withdrawal caused by formation of bottom water cones during operation of the wells.
Известен также способ разработки нефтяной залежи, включающий исследование характеристик водонефтяного раздела (ВНР) в водонефтяной эмульсии при заводнении пласта. Способ включает бурение добывающих и нагнетательных скважин; отбор продукции из добывающих скважин; создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта (Р.Г. Абдулмазитов и др. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России" М.: ВНИИОЭНГ, 1996. - T. 1. - С. 67). There is also known a method of developing an oil reservoir, including the study of the characteristics of the oil-water section (VNR) in the oil-water emulsion during water flooding. The method includes drilling production and injection wells; selection of products from producing wells; creation of a system for monitoring and regulating pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir (R. G. Abdulmazitov et al. "Geology and development of the largest and unique oil and gas fields in Russia" M .: VNIIOENG, 1996. - T. 1. - P. 67).
Существенным недостатком этого способа является то, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т. к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает, чем для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды. A significant drawback of this method is that during operation of the producing well, oil is not displaced from the roof of the formation, since the forces pushing the oil out of the formation into the well are much less hydrodynamic. Filtration resistance of the formation for oil exceeds than for water. Water flows from the water-saturated (washed) part of the formation into the well without displacing oil. This reduces reservoir coverage by water flooding and leads to the withdrawal of large volumes of water.
Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта. Отличительной чертой является то, что давление в пласте поддерживают на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающей скважины, и периодически отбирают нефть с этой зоны (патент РФ 2138625, 1999). The closest is a method of developing an oil reservoir, including drilling production and injection wells, selecting products from production wells, creating a system for monitoring and regulating the pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir. A distinctive feature is that the pressure in the reservoir is maintained at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of the producing well, and oil is periodically taken from this zone (RF patent 2138625, 1999).
Недостатком способа является то, что скорость накопления нефти в скважине недостаточно высока из-за большой обводненности пласта. Отбор нефти производится после установления статического уровня в приустьевой зоне скважины, однако, из-за меньших фильтрационных сопротивлений в промытой части пласта в скважину поступает больше воды и отбираемая из скважины нефть содержит большее количество воды. В результате процесс эксплуатации скважины становится неэффективным. В процессе разработки пласта требуется отбор многочисленных проб по параметрам водонефтяной эмульсии, образовавшейся в скважине, периодические отключение оборудования, подъем его из скважины и демонтаж. Таким образом система регулирования параметров водонефтяной эмульсии в точке водонефтяного раздела недостаточна эффективна. The disadvantage of this method is that the rate of accumulation of oil in the well is not high enough due to the large water cut in the formation. Oil is taken after establishing a static level in the wellhead zone, however, due to lower filtration resistances in the washed part of the formation, more water enters the well and oil taken from the well contains more water. As a result, the well operation process becomes ineffective. In the process of developing the formation, it is necessary to take numerous samples according to the parameters of the oil-water emulsion formed in the well, periodically shutting down the equipment, lifting it from the well, and dismantling. Thus, the system for controlling the parameters of the oil-water emulsion at the point of the oil-water section is insufficiently effective.
Задачей изобретения является повышение эффективности нефтеизвлечения пластов, снижение обводненности и снижение себестоимости добычи нефти за счет экономии энергозатрат и снижения металлоемкости оборудования для добычи нефти. The objective of the invention is to increase the efficiency of oil recovery, reducing water cut and reducing the cost of oil production by saving energy and reducing the metal consumption of equipment for oil production.
Данная цель достигается в результате реализации предлагаемого способа разработки водонефтяной залежи, который в включает бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачивание в пласт растворов химреагентов, создание системы контроля и регулирования динамики водонефтяного раздела и отбор нефти из пласта, при этом в качестве раствора химических реагентов для изолирования водопритока в пласт закачивают раствор полисахарида культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в сочетании с полиакриламидом и структурирующей добавкой, взятых в массовом соотношении 0,1:(1-5):(0,005-0,01), а также 10% раствор полимерного флокулянта, содержащий дополнительно добавку биостимулятора пластовых микроорганизмов - ацетат аммония до 0,2-3%. This goal is achieved as a result of the implementation of the proposed method for the development of oil and water deposits, which includes drilling production and injection wells, pumping solutions of chemical reagents into the reservoir, creating a system for monitoring and regulating the dynamics of the oil and water section and taking oil from the reservoir, while being used as a solution of chemical reagents for isolation water inflow into the reservoir is injected a solution of the polysaccharide of the culture fluid of the microorganism Acinetobacter sp. in combination with polyacrylamide and a structuring additive, taken in a mass ratio of 0.1: (1-5) :( 0.005-0.01), as well as a 10% polymer flocculant solution, additionally containing an addition of a biostimulator of formation microorganisms - ammonium acetate up to 0, 2-3%.
Кроме того, контроль динамики водонефтяного раздела целесообразно вести по содержанию воды и нефти в образующейся водонефтяной эмульсии с помощью, по крайней мере, двух датчиков, установленных последовательно (на расстоянии около 50 м друг от друга) на хвостовой части подземного оборудования (НКТ), спущенного до границы водонефтяного раздела, с возможностью анализа состава водонефтяной эмульсии и влияния на включение и отключение насосного оборудования. In addition, it is advisable to monitor the dynamics of the oil-water section by the water and oil content in the resulting oil-water emulsion using at least two sensors mounted in series (at a distance of about 50 m from each other) on the tail of underground equipment (tubing), deflated to the border of the oil-water section, with the possibility of analyzing the composition of the oil-water emulsion and the effect on turning on and off the pumping equipment.
В предлагаемом способе разработки водонефтяной залежи для водоизоляции пласта в него закачивают многокомпонентный раствор химреагентов, качественный и количественный состав которого позволяет снизить обводненность пласта до 20-30% в результате повышения фильтрационного сопротивления пористой среды пласта. Сочетание компонентов гелеобразующей среды - полиакриламида с полисахаридом культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в присутствии структурирующей добавки, уплотняющей образующуюся гелеобразную структуру, обеспечивает селективную закупорку пор пласта в оптимальные сроки. Поскольку применение растворов полиакриламида без добавок неселективно образует водоизолирующий экран за счет механической закупорки без взаимодействия со стенками пор и может приводить к необратимой кольматации пласта, предлагается использовать его наряду со структурирующей добавкой и в сочетании с биополисахаридом культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp., который способен подвергаться биодеструкции в условиях пласта за счет воздействия микроорганизмов пластовой микрофлоры. Указанное соотношение по массе компонентов: биополисахарида микроорганизма Acinetobacter sp., полиакриламида и структурирующей добавки, равное соответственно 0,1:(1-5): (0,005-0,01) является самым оптимальным с точки зрения обеспечения необходимой скорости гелеобразования и плотности структурированного объема пласта. In the proposed method for the development of a water-oil deposit for waterproofing a formation, a multicomponent solution of chemicals is pumped into it, the qualitative and quantitative composition of which allows to reduce the water cut of the formation by 20-30% as a result of increasing the filtration resistance of the porous formation environment. The combination of the components of the gelling medium - polyacrylamide with the polysaccharide of the culture fluid of the microorganism Acinetobacter sp. in the presence of a structuring agent, which compacts the resulting gel-like structure, it provides selective plugging of the formation pores in optimal terms. Since the use of polyacrylamide solutions without additives non-selectively forms a water-insulating screen due to mechanical blockage without interaction with the pore walls and can lead to irreversible colmatation of the formation, it is proposed to use it along with a structuring additive and in combination with the biopoly saccharide of the culture fluid of the microorganism Acinetobacter sp., Which is capable of undergoing biodegradation in the reservoir due to the impact of microorganisms of the reservoir microflora. The indicated ratio by weight of the components: Acinetobacter sp. Microorganism biopolysaccharide, polyacrylamide and structuring additive, respectively 0.1: (1-5): (0.005-0.01) is the most optimal from the point of view of providing the necessary gelation rate and structured volume density layer.
Данный способ характеризуется также тем, что для повышения эффективности нефтеизвлечения в пласт закачивают также 10% раствор полимерного флокулянта с добавкой биостимулятора пластовых углеводородокисляющих микроорганизмов - ацетата аммония до 0,2-3%. Операцию закачки можно проводить в импульсном режиме. Такое воздействие на призабойную зону пласта обеспечивает отслоение различных отложений от стенок пор в этой зоне, полимер флокулирует асфальто-смолопарафиновые отложения (АСПО). При этом образуется водо-полимерная эмульсия, которая впоследствии вымывается из пласта при освоении скважины. Полимер при этом покрывает стенки пор в виде тонкой пленки, которая выполняет множественные функции, с одной стороны, обеспечивая разрушение АСПО, с другой стороны, повышая гидродинамические свойства водоизолирующей среды. При этом добавка биостимулятора для микроорганизмов пласта (ацетат аммония) приводит к активизации аборигенной пластовой углеводородокисляющей микрофлоры и в конечном итоге - более интенсивному вытеснению нефти. Оптимальным содержанием биостимулирующей добавки в растворе полимерного флокулянта, влияющим на жизнедеятельность микроорганизмов и позволяющим избежать коррозии нефтепромыслового оборудования, является 0,2-3%. Технология закачки полимерного флокулянта с добавкой ацетата аммония предусматривает использование стандартного оборудования. This method is also characterized by the fact that to increase the efficiency of oil recovery, a 10% polymer flocculant solution is also injected into the formation with the addition of a biostimulator of reservoir hydrocarbon-oxidizing microorganisms - ammonium acetate up to 0.2-3%. The injection operation can be carried out in a pulsed mode. Such an effect on the bottom-hole zone of the formation ensures the detachment of various deposits from the pore walls in this zone; the polymer flocculates asphalt-resin-paraffin deposits (AFS). In this case, a water-polymer emulsion is formed, which is subsequently washed out of the formation during well development. The polymer at the same time covers the pore walls in the form of a thin film that performs multiple functions, on the one hand, ensuring the destruction of the ARPD, on the other hand, increasing the hydrodynamic properties of the waterproofing medium. At the same time, the addition of a biostimulant for formation microorganisms (ammonium acetate) leads to the activation of indigenous reservoir hydrocarbon-oxidizing microflora and, ultimately, to more intensive oil displacement. The optimal content of biostimulating additives in the polymer flocculant solution, affecting the vital activity of microorganisms and avoiding corrosion of oilfield equipment, is 0.2-3%. The technology for injecting polymer flocculant with the addition of ammonium acetate involves the use of standard equipment.
С целью облегчения контроля за динамикой водонефтяного раздела (ВНР) в процессе разработки залежи целесообразно отслеживать содержание воды и нефти в образующейся водонефтяной эмульсии. Для этого на хвостовой части подземного оборудования НКТ, спущенного до границы ВНР, устанавливают по крайней мере, два датчика (например, резистивиметры или плотномеры). Один из датчиков, предварительно настроенных на определенное содержание нефти в водонефтяной эмульсии, при спуске НКТ находится на границе ВНР, другой - на расстоянии около 50 м выше него. Это дает возможность контролировать состав водонефтяной эмульсии по содержанию воды и не проводить многократных отборов проб. Полученная с помощью датчиков информация о составе водонефтяной эмульсии поступает на поверхность и позволяет регулировать включение и отключение насосного оборудования. При этом происходит экономия трудо- и энергозатрат на спуск и подъем оборудования, процесс добычи нефти упрощается, повышаются темпы добычи нефти в целом. In order to facilitate monitoring the dynamics of the oil-water section (VNR) in the process of developing the reservoir, it is advisable to monitor the water and oil content in the resulting oil-water emulsion. To do this, at least two sensors (for example, resistivimeters or densitometers) are installed on the tail part of underground tubing equipment, lowered to the VNR border. One of the sensors, pre-configured for a specific oil content in the oil-water emulsion, is located at the boundary of the Hungary during the descent of the tubing, the other at a distance of about 50 m above it. This makes it possible to control the composition of the oil-water emulsion by the water content and not to conduct multiple sampling. The information obtained with the help of sensors on the composition of the oil-water emulsion enters the surface and allows you to adjust the on and off of pumping equipment. This saves labor and energy costs for lowering and raising equipment, the oil production process is simplified, the rate of oil production as a whole increases.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
На месторождении выявляют скважины с большой обводненностью (более 50%). Wells with large water cuts (over 50%) are identified at the field.
В промысловых условиях проводятся подготовительные и исследовательские работы, связанные с определением параметров пласта, его приемистостью. В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин (определение характера обводнения скважин, отбор проб жидкости для определения водонефтяного фактора и тип воды, поступающей в скважину, исследование герметичности эксплуатационной колонны и определение коэффициента проницаемости). In the field, preparatory and research work is carried out related to the determination of the parameters of the reservoir, its injectivity. In the process of drilling and operating wells, a well study is carried out (determining the nature of watering wells, taking fluid samples to determine the oil-water factor and the type of water entering the well, studying the tightness of the production string and determining the permeability coefficient).
Способ добычи нефти зависит от скорости накопления нефти при эксплуатации скважины. Из скважины поднимается подземное оборудование (насос). При необходимости проводятся работы по очистке скважины. В скважину спускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), скважину промывают до чистой воды. Затем эксплуатационную колонну при необходимости очищают от АСПО закачкой растворителя (дистиллят, СБС). Поднимают НКТ и производят исследование скважины геофизическими методами. В скважину до подошвы пласта опускают пульсатор на НКТ. Производят импульсную закачку биополимера, представляющего собой полисахарид культуральной жидкости микроорганизма Acinetobacter sp. в сочетании с полиакриламидом и структурирующей добавкой (могут использоваться цемент, смолы, пены и т.д.) при массовом соотношении 0,1:1:0,01 и 10% водный раствор полимерного флокулянта (ВА-2, ТУ 6-01-1238-80; силикат натрия, ТУ-2145-001-43811938-97), содержащий добавку биостимулятора УОМ ацетат аммония - 0,5%. После этого поднимают пульсатор, производят обработку пласта аппаратурой акустического воздействия ААВ-320 (микроволновый нагреватель) по 1 часу на 1 погонный метр пласта. The method of oil production depends on the rate of oil accumulation during well operation. Underground equipment (pump) rises from the well. If necessary, work is carried out to clean the well. A string of tubing (tubing) descends into the well, the well is washed to clean water. Then, the production casing is, if necessary, cleaned from asphaltene paraffin by injection of a solvent (distillate, SBS). They pick up the tubing and study the well using geophysical methods. A pulsator on the tubing is lowered into the well to the bottom of the formation. The biopolymer is pulsedly injected, which is a polysaccharide of the culture fluid of the microorganism Acinetobacter sp. in combination with polyacrylamide and a structuring additive (cement, resins, foams, etc. can be used) with a mass ratio of 0.1: 1: 0.01 and 10% aqueous solution of polymer flocculant (VA-2, TU 6-01- 1238-80; sodium silicate, TU-2145-001-43811938-97) containing the addition of the biostimulator UOM ammonium acetate - 0.5%. After that, the pulsator is lifted, the formation is treated with acoustic equipment AAV-320 (microwave heater) for 1 hour per 1 running meter of the formation.
В скважину опускают ограничитель на НКТ. Установкой СВАБ освоили скважину до получения продукции пласта. Параллельно ведут отбор проб на обводненность. Скважину оставляют в покое до восстановления Н статического. С помощью резистивиметра устанавливают границу водонефтяного раздела (ВНР). По накопившемуся объему нефти от ВНР выбирают типоразмер насосного оборудования (зависит от Р пласта и притока жидкости в скважину). В скважину опускают насосное оборудование, параллельно прикрепив спущенные на каратажном кабеле резистивиметры (крепятся на хвостовике НКТ поясками как при спуске ЭЦН) на глубину 50 м выше границы ВНР. Резистивиметры расположены последовательно и соединены с пультом управления станка качалки (реле времени). Насос запускают в работу, при этом датчик следит за качеством откачиваемой жидкости, останавливая или запуская насос в работу. Произвели отбор нефти. За год произвели 100 циклов откачки нефти, сто составило 580 т., что привело к повышению нефтеизвлечения до 10-12%. The tubing limiter is lowered into the well. The SVAB installation mastered the well before receiving the reservoir products. At the same time, water samples are taken. The well is left alone until H is restored to static. Using a resistivimeter, the boundary of the oil-water section (VNR) is established. According to the accumulated volume of oil from the VNR, the standard size of the pumping equipment is selected (depends on the P formation and the flow of fluid into the well). Pumping equipment is lowered into the well by attaching resistors lowered on the casing cable in parallel (attached to the shank of the tubing with belts as when lowering the ESP) to a depth of 50 m above the boundary of the Hungary. Resistometers are arranged in series and connected to the control panel of the rocking machine (time relay). The pump is put into operation, while the sensor monitors the quality of the pumped liquid, stopping or starting up the pump. Made a selection of oil. During the year, 100 cycles of oil pumping were carried out, a hundred amounted to 580 tons, which led to an increase in oil recovery to 10-12%.
Дебит скважины по нефти повышается в 1,5-2,5 раза, снижение себестоимости добычи нефти на 25%. Oil production rate increases by 1.5-2.5 times, a decrease in the cost of oil production by 25%.
Показатели эксплуатации скважины, предлагаемым способом:
Запасы участка - 280
Дебит скважины, т/с:
нефти - 25
жидкости - 0,05
Время работы скважины в году, сут. - 30
Годовой отбор нефти, т - 750
Нефтеизвлечение, % - 31
Данный способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения, улучшить характеристики отбора нефти из пласта, сократить энерго- и трудозатраты при добыче нефти из обводненных пластов. Улучшение фильтруемости пластов достигнуто с помощью биополисахарида микробного происхождения и подобранного сочетания водоизолирующих химреагентов.The performance of the wells, the proposed method:
Land reserves - 280
Well production rate, t / s:
oil - 25
liquids - 0.05
Well operating time in a year, days. - thirty
Annual oil recovery, t - 750
Oil recovery,% - 31
This method allows to increase the oil recovery coefficient, to improve the characteristics of oil extraction from the reservoir, to reduce energy and labor costs in oil production from flooded reservoirs. Improving the filterability of formations was achieved using a biopolysaccharide of microbial origin and a selected combination of water-insulating chemicals.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001107936A RU2190092C1 (en) | 2001-03-27 | 2001-03-27 | Method of developing water-oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001107936A RU2190092C1 (en) | 2001-03-27 | 2001-03-27 | Method of developing water-oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2190092C1 true RU2190092C1 (en) | 2002-09-27 |
Family
ID=20247576
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001107936A RU2190092C1 (en) | 2001-03-27 | 2001-03-27 | Method of developing water-oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2190092C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
| RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2706150C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gelling compound for isolating water inflows into well |
-
2001
- 2001-03-27 RU RU2001107936A patent/RU2190092C1/en active
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2528805C1 (en) * | 2013-03-05 | 2014-09-20 | Гайдар Тимергалеевич Апасов | Method of increasing oil yield in inhomogeneous, highly-flooded, porous and fractured-porous, low- and high-temperature productive stratum |
| RU2704662C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for isolating water influx into well |
| RU2706150C1 (en) * | 2018-12-28 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Gelling compound for isolating water inflows into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
| RU2204703C2 (en) | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| Kristensen et al. | Laboratory evaluation and field tests of a silicate gel system intended for use under North Sea conditions | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2070287C1 (en) | Method for treatment of producing well bottom-hole formation zone | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2791829C1 (en) | Method for limiting water inflow into well | |
| RU2011807C1 (en) | Method for petroleum deposit working | |
| RU2178517C2 (en) | Method of oil pool development at late stage | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2209952C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| SU1645477A1 (en) | Method of insulation of foot waters in oil wells | |
| RU2108451C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2170814C2 (en) | Method of oil displacement from formation | |
| RU2138625C1 (en) | Method for development of water-oil deposit | |
| RU2059788C1 (en) | Method for completion of oil wells | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole |