RU2007113251A - METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OILS (OPTIONS) - Google Patents

METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OILS (OPTIONS) Download PDF

Info

Publication number
RU2007113251A
RU2007113251A RU2007113251/03A RU2007113251A RU2007113251A RU 2007113251 A RU2007113251 A RU 2007113251A RU 2007113251/03 A RU2007113251/03 A RU 2007113251/03A RU 2007113251 A RU2007113251 A RU 2007113251A RU 2007113251 A RU2007113251 A RU 2007113251A
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
steam
urea
based solution
pumped
ammonium
Prior art date
Application number
RU2007113251/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2361074C2 (en
Inventor
Любовь Константиновна Алтунина (RU)
Любовь Константиновна Алтунина
Владимир Александрович Кувшинов (RU)
Владимир Александрович Кувшинов
Любовь Анатольевна Стасьева (RU)
Любовь Анатольевна Стасьева
Original Assignee
Институт химии нефти Сибирского отделения Российской Академии наук (RU)
Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Институт химии нефти Сибирского отделения Российской Академии наук (RU), Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук filed Critical Институт химии нефти Сибирского отделения Российской Академии наук (RU)
Priority to RU2007113251/03A priority Critical patent/RU2361074C2/en
Publication of RU2007113251A publication Critical patent/RU2007113251A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2361074C2 publication Critical patent/RU2361074C2/en

Links

Abstract

1. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину закачивают чередующиеся оторочки раствора на основе карбамида и пара, при этом после окончания закачки всего объема раствора в паронагнетательную скважину закачивают воду в объеме, превышающем на 2 мобъем НКТ, затем закачивают пар, добычу продукции осуществляют через добывающие скважины.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку раствора на основе карбамида производят не менее чем двумя оторочками.3. Способ по п.1, отличающийся тем, что раствор на основе карбамида дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый и, по крайней мере, один компонент из группы: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (АФ9-12 или NP-40, или NP-50) и анионактивного (алкансульфонат, например волгонат или алкиларилсульфонат, например сульфонол, или NPS-6) при следующих соотношениях, мас.%:или4. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в пласт через добывающую скважину закачивают чередующиеся оторочки раствора на основе карбамида и пара, после окончания закачки последней оторочки пара в скважину закачивают оторочку нефти, выдерживают скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию.5. Способ по п.4, отличающийся тем, что закачку раствора на основе карбамида производят не менее чем двумя о1. A method of developing deposits of high-viscosity oils by heat and steam, including the injection of a reagent solution, decomposed under the influence of temperature, decomposing with the release of carbon dioxide, and steam, characterized in that alternating rims of the urea-based solution and steam are pumped into the injection well, after the injection is completed of the total volume of the solution, water is pumped into the steam injection well in a volume exceeding 2 tubing volumes, then steam is pumped, production is carried out through production wells. 2. The method according to claim 1, characterized in that the urea-based solution is injected with at least two rims. The method according to claim 1, characterized in that the urea-based solution further comprises ammonium nitrate, thiocyanate ammonium and at least one component from the group: complex surfactant Neftenol VVD or a mixture of nonionic surfactant (AF9-12 or NP-40, or NP-50) and anionic (alkanesulfonate, for example volgonate or alkylaryl sulfonate, for example sulfonol, or NPS-6) in the following proportions, wt.%: Or 4. A method for developing deposits of high-viscosity oils by heat and steam, including injecting a reagent solution under the influence of temperature decomposing with the release of carbon dioxide, and steam, characterized in that alternating ores of the urea-based solution are injected into the formation through the production well after the last rim is injected steam rim of the oil is pumped into the well, the well is kept for impregnation, then put into operation. 5. The method according to claim 4, characterized in that the urea-based solution is injected with at least two o

Claims (6)

1. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в нагнетательную скважину закачивают чередующиеся оторочки раствора на основе карбамида и пара, при этом после окончания закачки всего объема раствора в паронагнетательную скважину закачивают воду в объеме, превышающем на 2 м3 объем НКТ, затем закачивают пар, добычу продукции осуществляют через добывающие скважины.1. A method of developing deposits of high-viscosity oils by heat and steam, including the injection of a reagent solution, decomposed under the influence of temperature, decomposing with the release of carbon dioxide, and steam, characterized in that alternating rims of the urea and steam-based solution are pumped into the injection well, after the injection is completed the total volume of the solution, water is pumped into the steam injection well in a volume exceeding the volume of tubing by 2 m 3 , then steam is pumped, production is carried out through production wells. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что закачку раствора на основе карбамида производят не менее чем двумя оторочками.2. The method according to claim 1, characterized in that the urea-based solution is injected with at least two rims. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что раствор на основе карбамида дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый и, по крайней мере, один компонент из группы: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (АФ9-12 или NP-40, или NP-50) и анионактивного (алкансульфонат, например волгонат или алкиларилсульфонат, например сульфонол, или NPS-6) при следующих соотношениях, мас.%:3. The method according to claim 1, characterized in that the urea-based solution additionally contains ammonium nitrate, rhodanum ammonium and at least one component from the group: complex surfactant Neftenol VVD or a mixture of nonionic surfactant (AF9-12 or NP-40 , or NP-50) and anionic (alkanesulfonate, for example volgonate or alkylaryl sulfonate, for example sulfonol, or NPS-6) in the following ratios, wt.%: КарбамидUrea 15,0-40,015.0-40.0 Аммиачная селитраAmmonium nitrate 8,0-20,08.0-20.0 Аммоний роданистыйAmmonium Rodanisty 0,1-0,50.1-0.5 Нефтенол ВВДNeftenol VVD 1,0-5,01.0-5.0 ВодаWater ОстальноеRest
илиor КарбамидUrea 15,0-40,015.0-40.0 Аммиачная селитраAmmonium nitrate 8,0-20,08.0-20.0 Аммоний роданистыйAmmonium Rodanisty 0,1-0,50.1-0.5 Неионогенный ПАВNonionic surfactant   (АФ9-12 или NP-40, или NP-50)(AF9-12 or NP-40, or NP-50) 1,0-2,01.0-2.0 Анионактивный ПАВAnionic surfactant   (алкансульфонат, например волгонат или(alkanesulfonate, e.g. volgonate or   алкиларилсульфонат, например сульфонол,alkylaryl sulfonate, e.g. sulfonol,   или NPS-6)or NPS-6) 0,5-1,00.5-1.0 ВодаWater ОстальноеRest
4. Способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку раствора реагента, под действием температуры разлагающегося с выделением углекислого газа, и пара, отличающийся тем, что в пласт через добывающую скважину закачивают чередующиеся оторочки раствора на основе карбамида и пара, после окончания закачки последней оторочки пара в скважину закачивают оторочку нефти, выдерживают скважину для пропитки, затем пускают в эксплуатацию.4. A method of developing deposits of high-viscosity oils by heat and steam, including injecting a reagent solution, decomposed under the influence of temperature, decomposing with the release of carbon dioxide, and steam, characterized in that alternating rims of the urea-based solution are injected into the formation through a production well after completion of injection the last rim of steam into the well is pumped into the rim of oil, maintain the well for impregnation, then put into operation. 5. Способ по п.4, отличающийся тем, что закачку раствора на основе карбамида производят не менее чем двумя оторочками.5. The method according to claim 4, characterized in that the urea-based solution is injected with at least two rims. 6. Способ по п.4, отличающийся тем, что раствор на основе карбамида дополнительно содержит аммиачную селитру, аммоний роданистый и, по крайней мере, один компонент из группы: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (АФ9-12 или NP-40, или NP-50) и анионактивного (алкансульфонат, например волгонат или алкиларилсульфонат, например сульфонол, или NPS-6) при следующих соотношениях, мас.%:6. The method according to claim 4, characterized in that the urea-based solution further comprises ammonium nitrate, ammonium thiocyanate and at least one component from the group: complex surfactant Neftenol VVD or a mixture of nonionic surfactant (AF9-12 or NP-40 , or NP-50) and anionic (alkanesulfonate, for example volgonate or alkylaryl sulfonate, for example sulfonol, or NPS-6) in the following ratios, wt.%: КарбамидUrea 15,0-40,015.0-40.0 Аммиачная селитраAmmonium nitrate 8,0-20,08.0-20.0 Аммоний роданистыйAmmonium Rodanisty 0,1-0,50.1-0.5 Нефтенол ВВДNeftenol VVD 1,0-5,01.0-5.0 ВодаWater ОстальноеRest
илиor КарбамиCarbami 15,0-40,015.0-40.0 Аммиачная селитраAmmonium nitrate 8,0-20,08.0-20.0 Аммоний роданистыйAmmonium Rodanisty 0,1-0,50.1-0.5 Неионогенный ПАВNonionic surfactant   (АФ9-12 или NP-40, или NP-50)(AF9-12 or NP-40, or NP-50) 1,0-2,01.0-2.0 Анионактивный ПАВAnionic surfactant   (алкансульфонат, например, волгонат или(alkanesulfonate, for example, volgonate or   алкиларилсульфонат, например, сульфонол,alkylarylsulfonate, for example, sulfonol,   или NPS-6)or NPS-6) 0,5-1,00.5-1.0 ВодаWater ОстальноеRest
RU2007113251/03A 2007-04-09 2007-04-09 Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions) RU2361074C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007113251/03A RU2361074C2 (en) 2007-04-09 2007-04-09 Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2007113251/03A RU2361074C2 (en) 2007-04-09 2007-04-09 Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2007113251A true RU2007113251A (en) 2008-10-27
RU2361074C2 RU2361074C2 (en) 2009-07-10

Family

ID=41045973

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2007113251/03A RU2361074C2 (en) 2007-04-09 2007-04-09 Procedure for development of deposits of high viscous oil (versions)

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2361074C2 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2537910A1 (en) 2011-06-22 2012-12-26 Wintershall Holding GmbH Method for procuring viscous crude oil from an underground storage facility

Families Citing this family (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9945219B2 (en) 2010-10-04 2018-04-17 Wintershall Holding GmbH Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits
EP2436748B1 (en) 2010-10-04 2013-06-05 Wintershall Holding GmbH Method for producing crude oil from subterranean crude oil storage areas
RU2447276C1 (en) * 2010-10-21 2012-04-10 Николай Николаевич Клинков Method of thermal exposure of oil-containing and/or kerogen-containing beds with high-viscosity and heavy oil and device for its realisation
RU2467050C1 (en) * 2011-03-22 2012-11-20 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Composition for reducing oil viscosity in low-temperature deposit conditions
EP2694618B1 (en) 2011-04-08 2015-01-28 Basf Se Process for producing mineral oil from underground formations
US8763698B2 (en) 2011-04-08 2014-07-01 Basf Se Process for producing mineral oil from underground formations
RU2470149C1 (en) * 2011-06-07 2012-12-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil
EP2559844B1 (en) 2011-08-17 2021-03-10 Wintershall Dea GmbH Method for transporting crude oil from subterranean storage areas
US9702235B2 (en) 2011-08-17 2017-07-11 Wintershall Holding GmbH Method of improving mineral oil production by heating the formation and forming gel
MX2014001867A (en) 2011-10-04 2014-06-05 Wintershall Holding GmbH Method for extracting petroleum from an underground deposit.
RU2486334C1 (en) * 2011-12-12 2013-06-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of high-viscosity oil development
RU2529351C1 (en) * 2013-02-21 2014-09-27 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Composition to up bed production rate (versions)
RU2560036C1 (en) * 2014-07-04 2015-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method of huff-and-puff impact on formation
RU2572439C1 (en) * 2014-11-19 2016-01-10 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Composition to up bed production rate (versions)
AR103391A1 (en) 2015-01-13 2017-05-03 Bp Corp North America Inc METHODS AND SYSTEMS TO PRODUCE HYDROCARBONS FROM ROCA HYDROCARBON PRODUCER THROUGH THE COMBINED TREATMENT OF THE ROCK AND INJECTION OF BACK WATER
RU2610958C1 (en) * 2016-03-24 2017-02-17 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Method of development of oil deposit
RU2624858C1 (en) * 2016-07-27 2017-07-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Recovery method of high-viscosity oil deposit by steam cyclic effect
RU2675276C1 (en) * 2018-06-05 2018-12-18 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Method of extracting high-viscous oil and natural bitumen from the reservoir
RU2720632C1 (en) * 2019-03-01 2020-05-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Development method of super-viscous oil deposit
RU2733350C1 (en) * 2019-07-25 2020-10-01 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) Composition for increasing oil recovery of formations

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2537910A1 (en) 2011-06-22 2012-12-26 Wintershall Holding GmbH Method for procuring viscous crude oil from an underground storage facility

Also Published As

Publication number Publication date
RU2361074C2 (en) 2009-07-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2007113251A (en) METHOD FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OILS (OPTIONS)
CN102766450B (en) Nitrogen foam fracturing fluid for coal bed methane and preparation method of nitrogen foam fracturing fluid
RU2486334C1 (en) Method of high-viscosity oil development
CN104111317B (en) A kind of experimental technique of coal petrography formation damage evaluating
MX2017008472A (en) Systems and methods for producing hydrocarbons from hydocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding.
RU2470149C1 (en) Method of developing deposits of high- and super-high viscosity oil
CN108690595A (en) A kind of method that oil/gas well natural occuring bubbles foam energization improves recovery ratio
CN102260490B (en) Adjuvant for heavy crude oil extraction and preparation method thereof
RU2011140218A (en) METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM UNDERGROUND OIL DEPOSITS
CN109356558A (en) A kind of individual well heavy wool layer plane branch multiple cracking fracturing technology
RU2490444C1 (en) Method for near well-bore treatment with acid
CN105330061B (en) A kind of advanced treatment process of oil field reinjection water
CN106867498A (en) A kind of utilization acid fracturing returns the fracturing fluid of discharge opeing preparation
DE102019002536A1 (en) Process for the production of ammonia
RU2644365C1 (en) Development method of non-homogeneous oil formation
RU2015157116A (en) METHOD FOR DEVELOPING A HYDROCARBON DEPOSIT IN LOW-PERMEABLE SEDIMENTS
RU2652238C1 (en) Method of thermochemical processing of oil pool (options)
RU2003109384A (en) METHOD FOR CLEANING OIL FROM HYDROGEN SULFUR
RU2720632C1 (en) Development method of super-viscous oil deposit
CN104194761A (en) Catalysis and emulsification composite viscosity reducer for steam injection recovery of thick oil and preparation method of catalysis and emulsification composite viscosity reducer
RU2012139178A (en) METHOD FOR DEVELOPING OIL AND GAS WELLS
CN105315981A (en) Heavy oil thermal recovery chemical synergist and preparation method of same
RU2307243C2 (en) Method for low-pay gas-condensate well completion and bringing into operation
RU2564706C1 (en) Composition of extra heavy polysaccharidic liquid for well killing
CN105366753A (en) Method for treating ammonia-nitrogen wastewater through gas stripping

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20130426

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20130523

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20140604

PD4A Correction of name of patent owner
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20170405

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210524

Effective date: 20210524