RU2140529C1 - Employment of oil-bitumen product as reagent increasing oil recovery of formation and method of treating oil formation - Google Patents
Employment of oil-bitumen product as reagent increasing oil recovery of formation and method of treating oil formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2140529C1 RU2140529C1 RU97100586A RU97100586A RU2140529C1 RU 2140529 C1 RU2140529 C1 RU 2140529C1 RU 97100586 A RU97100586 A RU 97100586A RU 97100586 A RU97100586 A RU 97100586A RU 2140529 C1 RU2140529 C1 RU 2140529C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- bitumen
- bitumen product
- formation
- reagent
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи пластов и к способам разработки нефтяных месторождений с его применением. The invention relates to the oil industry, in particular to reagents for increasing oil recovery and methods for developing oil fields with its use.
Известен реагент для повышения нефтеотдачи пластов, в качестве которого используют сульфатные стоки - отход процесса омыления производства синтетических жирных кислот (см. патент РФ N 2042877, E 21 B 43/22, публ. 1995 г.). A known reagent for enhancing oil recovery, which is used as sulfate effluent, is a waste of the saponification process for the production of synthetic fatty acids (see RF patent N 2042877, E 21 B 43/22, publ. 1995).
Основной недостаток известного реагента в том, что он малоэффективен в условиях неоднородных коллекторов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений из-за высокого соотношения подвижностей закачиваемого реагента и вытесняемой нефти, не обеспечивающего удовлетворительной нефтеотдачи пластов. The main disadvantage of the known reagent is that it is ineffective in conditions of heterogeneous reservoirs at the late stage of oil field development due to the high ratio of the mobilities of the injected reagent and the displaced oil, which does not provide satisfactory oil recovery.
Известен состав для повышения нефтеотдачи, содержащий смесь ПАВ, углеводородов, электролита (раствор соли аммония) и воду (см. патент Великобритании N 1520564. Н.кл. E 00 1 F, опубл. 1978 г.). A known composition for enhancing oil recovery, containing a mixture of surfactants, hydrocarbons, electrolyte (ammonium salt solution) and water (see UK patent N 1520564. N.CL E 00 1 F, publ. 1978).
Основным недостатком состава является низкая эффективность на поздней стадии разработки нефтяных месторождений, обусловленная низкой стабильностью получаемых эмульсий из-за разбавления. The main drawback of the composition is the low efficiency at the late stage of oil field development, due to the low stability of the resulting emulsions due to dilution.
Известны способы разработки нефтяных залежей путем закачки в пласт водной суспензии дисперсных частиц (см. патент РФ N 2043494, публ. 1988 г.). Known methods for developing oil deposits by injection into the formation of an aqueous suspension of dispersed particles (see RF patent N 2043494, publ. 1988).
Однако при закачке данных агентов происходит закупорка как высокопроницаемых и трещиноватых зон пласта, так и низкопроницаемых пропластков, содержащих подвижную нефть. However, when these agents are injected, both high-permeability and fractured zones of the formation and low-permeability interlayers containing mobile oil are blocked.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, периодическую закачку через нагнетательные скважины воды и нефти и постоянный отбор нефти до начала обводнения добывающих скважин с последующим периодическим отбором нефти через добывающие скважины только в периоды закачки нефти через нагнетательные скважины (см. патент СССР N 1828494, публ. 1993 г.). There is a known method of developing a highly viscous oil deposit, including drilling production and injection wells, periodically pumping water and oil through injection wells, and constantly taking oil before watering production wells, followed by periodic oil extraction through production wells only during periods of oil injection through injection wells (see USSR patent N 1828494, publ. 1993).
Недостатками способа являются его сложность, необходимость использования чистой нефти. Способ неэффективен из-за низкой эмульгирующей способности закачиваемой нефти. The disadvantages of the method are its complexity, the need to use pure oil. The method is ineffective due to the low emulsifying ability of the injected oil.
Известен способ разработки нефтяного месторождения путем извлечения нефти через добывающие скважины и периодической закачки оторочек добываемой нефти и воды через нагнетательные скважины, при этом объем закачиваемой нефти составляет 0,05-0,2 от объема закачиваемой воды (см. патент N 1195717, E 21 B 43/22, публ. 1994 г.). There is a method of developing an oil field by extracting oil through production wells and periodically injecting the rims of produced oil and water through injection wells, while the volume of injected oil is 0.05-0.2 of the volume of injected water (see patent N 1195717, E 21 B 43/22, publ. 1994).
Известный способ недостаточно эффективен в обводненных неоднородных по проницаемости пластах, вследствие того, что добываемая нефть, закачиваемая в пласт имеет меньшую вязкость, чем остаточная, обладает низкой эмульгирующей способностью и не создает достаточного (эффективного) сопротивления течению воды в пористой среде. The known method is not effective enough in flooded heterogeneous permeability formations, due to the fact that the produced oil injected into the reservoir has a lower viscosity than the residual, has a low emulsifying ability and does not create sufficient (effective) resistance to the flow of water in a porous medium.
Прототипом изобретения является способ разработки нефтяного месторождения, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, заводнение закачку в пласт битумсодержащего реагента, представляющего собой высокомолекулярные органические соединения, включающие термопластические полимеры из группы полиолефинов и высокомолекулярные нефтяные битумы (см. Комиссаров А. И. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. - М.: "Нефтяное хозяйство", 1985, N 6, с. 55). Недостатком известного способа является то, что используемые при этом составы приемлемы только для пластов с высокой температурой 190-170oC и представленных трещиноватыми коллекторами.The prototype of the invention is a method of developing an oil field, including drilling production and injection wells, flooding the injection into the formation of a bitumen-containing reagent, which is a high molecular weight organic compound, including thermoplastic polymers from the group of polyolefins and high molecular weight oil bitumen (see Komissarov A.I. et al. Technology selective isolation of water inflows using polymer bitumen materials. - M .: "Oil Industry", 1985, N 6, p. 55). The disadvantage of this method is that the compositions used in this case are acceptable only for formations with a high temperature of 190-170 o C and represented by fractured reservoirs.
Изобретение направлено на создание реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего свойствами изменять фильтрационные характеристики. The invention is directed to the creation of a reagent to increase oil recovery, with the ability to change the filtration characteristics.
Изобретение направлено на повышение нефтеотдачи неоднородных обводнившихся пластов при разработке нефтяных месторождений с использованием данного реагента. The invention is aimed at improving oil recovery of heterogeneous waterlogged formations in the development of oil fields using this reagent.
Результат достигается применением продукта, извлеченного из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами (парогаз, паротепловой, внутрипластовое горение, закачка специальных химреагентов) в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта. The result is achieved by using a product extracted from producing wells of highly viscous oil and bitumen deposits by various physicochemical methods (combined-cycle gas, steam thermal, in-situ combustion, injection of special chemicals) as a reagent for increasing oil recovery.
Результат достигается также тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, заводнение, закачку в паст битумсодержащего реагента, при этом в качестве битумсодержащего реагента используют нефтебитумный продукт или растворы нефтебитумного продукта совместно с химреагентами, например с поверхностно-активными веществами, полимерами, углеводородными растворителями и другими. The result is also achieved by the fact that in the method of developing an oil field, including drilling production and injection wells, flooding, injecting a bitumen-containing reagent into the pastes, the oil-bitumen product or solutions of the oil-bitumen product together with chemical agents, for example, surfactants, are used as a bitumen-containing reagent , polymers, hydrocarbon solvents and others.
Результат достигается также тем, что закачку нефтебитумного продукта и химреагентов производят последовательно или одновременно. The result is also achieved by the fact that the injection of the oil bitumen product and chemicals is carried out sequentially or simultaneously.
Кроме того, результат достигается тем, что перед закачкой в нефтебитумный продукт вводят тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки (например, ИПВ по ТУ-21. РСФСР-555-79 с извещ. N 1 и 2), атактический пропилен, мел, сажу, капрон, эпоксидную смолу, пластмассу, резину, серу и др.) и подвергают механо-химической активации. In addition, the result is achieved by adding finely ground materials (mineral powders (for example, IPV according to TU-21. RSFSR-555-79 with inform.
Нефтебитумный продукт образуется в условиях интенсивного перемешивания в пласте при высоких температурах и флуктуациях давления и представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Нефтебитумный продукт находится в коллоидно-дисперсном состоянии, образуя мицеллярные растворы. Дисперсионной средой являются мальтены, диспергированной - смолисто-асфальтеновые вещества. Смолистые фракции, играя роль ПАВ, образуют в агрегате сольватный слой. В ядре мицеллы находятся парамагнитные молекулы, обладающие наибольшей силой взаимодействия. An oil-bitumen product is formed under conditions of intensive mixing in the formation at high temperatures and pressure fluctuations and is a complex mixture of hydrocarbons of various structural group composition and their hetero derivatives, which have a wide range of physicochemical properties that determine their stability and reactivity. The oil-bitumen product is in a colloidal-dispersed state, forming micellar solutions. The dispersion medium is maltens; the dispersed medium is resinous-asphaltene substances. The resinous fractions, playing the role of a surfactant, form a solvate layer in the aggregate. In the core of the micelle are paramagnetic molecules with the greatest interaction force.
Поверхностно-активные центры нефтебитумного продукта образованы ванадий-порфиринами, кислородсодержащими (эфирные, карбоксильные, карбонильные, гидроксильные), азотсодержащими (нитро-, амино-, амило-, имидо-), серусодержащими (сульфидные, тиольные, сульфонатные) и др. группами. The surface-active centers of the oil-bitumen product are formed by vanadium-porphyrins, oxygen-containing (ether, carboxyl, carbonyl, hydroxyl), nitrogen-containing (nitro-, amino-, amyl-, imido-), sulfur-containing (sulfide, thiol, sulfonate) and other groups.
В настоящее время нефтебитумный продукт применяют для приготовления асфальтобетонных смесей, применяемых в строительстве, и для производства смазочных веществ (см. Муслимов Р.Х. и др. Мониторинг природной среды при разработке битумных залежей. Казань, изд. "Мониторинг", 1995, с. 67-93). Currently, the oil and bitumen product is used for the preparation of asphalt mixes used in construction and for the production of lubricants (see Muslimov R.Kh. et al. Environmental Monitoring in the Development of Bitumen Reserves. Kazan, publishing house Monitoring, 1995, p. . 67-93).
Закачка нефтебитумного продута в обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти за счет нескольких факторов:
при взаимодействии с водой нефтебитумный продукт образует стойкую эмульсию. Повышение стойкости эмульсии обусловлено нативными физико-химическими свойствами нефтебитумного продукта, которые изменяются в широких пределах от 1 до 104 ПА•с, плотность от 945 до 1080 кг/м3, содержание смол доходит до 57,3%, асфальтобетонов до 75%, серы до 5,7%, - почти отсутствуют легкие фракции, выкипающие до 200oC (1-4%);
тяжелые фракции нефтебитумного продукта склонны к образованию дисперсных систем (0,78-1,56 мкм); асфальтены нефтебитумного продукта - организованные двумерные слоистые системы, ассоциирующиеся в 5-6 слойные кристаллоподобные структуры с несовершенной гексагонально-плоскостной упаковкой атомов углерода;
мицеллы, вследствие своей полярности и размеров соизмеримых с размерами поровых каналов являются оптимальным нефтевытесняющим агентом.The injection of a bitumen product into a flooded reservoir increases the efficiency of oil displacement due to several factors:
when interacting with water, the oil-bitumen product forms a stable emulsion. The increase in the stability of the emulsion is due to the native physicochemical properties of the oil bitumen product, which vary widely from 1 to 104 PA • s, density from 945 to 1080 kg / m 3 , the resin content reaches 57.3%, asphalt concrete up to 75%, sulfur up to 5.7%, - almost no light fractions boiling up to 200 o C (1-4%);
heavy fractions of the oil-bitumen product are prone to the formation of disperse systems (0.78-1.56 microns); petroleum bitumen product asphaltenes - organized two-dimensional layered systems associated in 5-6 layer crystal-like structures with imperfect hexagonal-plane packing of carbon atoms;
micelles, due to their polarity and sizes commensurate with the size of the pore channels, are the optimal oil-displacing agent.
В качестве сореагентов, кроме перечисленных выше, используют порошкообразный полиакриламид (ТУ 6-16-2532-810); лигносульфанат (ТУ 61-04-225-79); углеводородные растворители (например отработанный абсорбент (ОА) ТУ 38-102-349-76), изопропанол (ГОСТ 9805-76); ПАВ (АФ9-12 ТУ 38-103625-87, ОП-10 ГОСТ 8433-81, нефтяные сульфонаты натрия ТУ 38-40816-78); алюмохлорид (ТУ 38-302163-89) и др. Совместное использование реагентов повышает фильтрационные и нефтевытесняющие свойства природных битумов в пористой среде. As co-agents, in addition to the above, use powdered polyacrylamide (TU 6-16-2532-810); lignosulfanate (TU 61-04-225-79); hydrocarbon solvents (for example spent absorbent (OA) TU 38-102-349-76), isopropanol (GOST 9805-76); Surfactants (AF9-12 TU 38-103625-87, OP-10 GOST 8433-81, petroleum sodium sulfonates TU 38-40816-78); aluminum chloride (TU 38-302163-89) and others. The joint use of reagents increases the filtration and oil-displacing properties of natural bitumen in a porous medium.
При взаимодействии с тонкоизмельченными материалами нефтебитумный продукт образует прочные изолирующие составы. Парамагнетизм нефтебитумного продукта, модифицированного различными наполнителями: минеральными порошками, атактическим пропиленом, капроном, эпоксидной смолой, пластмассой, резинами, сажей, серой не имеет больших различий по интенсивности, что указывает на идентичность структуры этих веществ и на принципиально одинаковый механизм упругости этих материалов при эксплуатации. Наиболее интересны спектры нефтебитумного продукта с мелом, сажей, серой, резинами. Кроме анизотропии g-фактора, наблюдается сверхтонкая структура как от примесей микроэлементов, так и от особенностей спектра резины, серы, и т.д.; при адсорбции смолисто-асфальтеновых компонентов изменяется смачиваемость породы, а следовательно, и условия нефтевытеснения. When interacting with finely ground materials, a petroleum bitumen product forms strong insulating compositions. The paramagnetism of an oil-bitumen product modified with various fillers: mineral powders, atactic propylene, nylon, epoxy resin, plastic, rubbers, soot, sulfur does not have large differences in intensity, which indicates the identical structure of these substances and the fundamentally identical mechanism of elasticity of these materials during operation . The most interesting are the spectra of a petroleum bitumen product with chalk, soot, sulfur, and rubbers. In addition to the anisotropy of the g-factor, an ultrathin structure is observed both from impurities of trace elements and from the characteristics of the spectrum of rubber, sulfur, etc .; upon adsorption of resinous-asphaltene components, the wettability of the rock changes, and, consequently, the conditions of oil displacement.
Одновременно растворы реагентов, закачиваемых вместе с нефтебитумным продуктом повышают стабильность природных битумов в пористой среде и позволяют проводить глубокую обработку пласта. At the same time, solutions of the reagents injected together with the oil-bitumen product increase the stability of natural bitumen in a porous medium and allow deep processing of the formation.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
В обводненный пласт посредством насосного агрегата закачивают нефтебитумный продукт или химреагенты, в качестве которых используют поверхностно-активные вещества, полимеры: или лигносульфанаты и дополнительно нефтебитумный продукт, последовательно или одновременно. В случае трещиновато-поровых коллекторов перед закачкой в раствор нефтебитумного продукта вводят тонкоизмельченные материалы и подвергают механо-химической активации (перемешиванию) в дезинтеграторных установках и закачивают в пласт: в нагнетательные скважины чередующимися оторочками по 1-50 м3, в добывающие - раствор реагента объемом 5-100 м3. Нефтебитумный продукт добывают тепловыми (ПТП и ВПГ), шахтными или любыми другими методами их извлечения. Максимальная концентрация тонкоизмельченных материалов определяется удерживающей способностью дисперсионной среды. Закачку растворов химреагентов в нагнетательные скважины на участке с различной обводненностью добывающих скважин целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах, с обводненностью ниже средней по участку. При высокой обводненности обработку нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно. После закачки химреагентов в добывающие скважины, их выдерживают в течение 6-8 часов и пускают в эксплуатацию.An oil-bitumen product or chemicals are pumped into a flooded formation by means of a pumping unit, which use surfactants, polymers: lignosulfonates and additionally a bituminous product, sequentially or simultaneously. In the case of fractured-pore reservoirs, fine-grained materials are introduced into the oil and bitumen product solution before injection, and subjected to mechanochemical activation (mixing) in disintegrator units and pumped into the formation: in injection wells with alternating rims of 1-50 m 3 , into production wells - a reagent solution with a volume of 5-100 m 3 . The oil and bitumen product is extracted by thermal (PTP and HSV), mine or any other methods of their extraction. The maximum concentration of finely ground materials is determined by the holding capacity of the dispersion medium. It is advisable to carry out the injection of chemical reagents into injection wells in a section with different water cuts of producing wells with production wells turned off, with a water cut below the average for the section. With high water cut, the treatment of injection and production wells is carried out simultaneously. After pumping chemicals into production wells, they are kept for 6-8 hours and put into operation.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный реагент для повышения нефтеотдачи пласта, обладающий комплексным механизмом воздействия и способы разработки нефтяных месторождений с его применением. A new set of claimed essential features allows you to get a new technical result, namely to create an effective reagent to increase oil recovery, with a complex mechanism of action and methods for developing oil fields with its use.
Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием выше указанных свойств, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object that has the claimed combination of features and the presence of the above properties, which allows us to conclude that the claimed object meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности реагента и способов разработки нефтяных месторождений с его применением. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability", we give specific examples to determine the effectiveness of the reagent and methods for developing oil fields with its use.
Пример 1. Example 1
Эффективность применения нефтебитумного продукта (НБП) при разработке нефтяных месторождений определяли в лабораторных условиях путем контроля изменения водо- и нефтепроницаемости искусственных моделей из кварцевого песка различной проницаемости. Результаты опытов сведены в табл. 1. The effectiveness of the use of a petroleum bitumen product (NBP) in the development of oil fields was determined in the laboratory by monitoring changes in the water and oil permeability of artificial models of quartz sand of various permeabilities. The results of the experiments are summarized in table. 1.
В опытах 1-6 образцы насыщались водой и определялась их водопроницаемость, в опытах 7-8 образцы насыщались нефтью и определялась их нефтепроницаемость. В подготовленные таким образом образцы закачивался раствор химреагента в объеме 0,01-0,1% от объема пор, предполагаемой зоны воздействия (Vпор).In experiments 1-6, the samples were saturated with water and their water permeability was determined, in experiments 7-8 the samples were saturated with oil and their oil permeability was determined. A solution of a chemical agent was pumped into samples prepared in this way in a volume of 0.01-0.1% of the pore volume, the expected exposure zone (V pore ).
Как следует из табл. 1, водопроницаемость в опытах 1-6 снижается в 21-50,3 раза, а нефтепроницаемость в опытах 7-8 увеличивается в 1,2-4,5 раза, что свидетельствует об избирательном воздействии природных битумов на различные участки разрабатываемых объектов, приводящим к улучшению условий нефтевытеснения из менее проницаемых, застойных зон, содержащих подвижную нефть. As follows from the table. 1, the water permeability in experiments 1-6 decreases by 21-50.3 times, and the oil permeability in experiments 7-8 increases by 1.2-4.5 times, which indicates the selective effect of natural bitumen on various sections of the developed objects, leading to improving conditions for oil displacement from less permeable, stagnant zones containing mobile oil.
Пример 2. Example 2
Эффективность способа разработки в условиях неоднородных по проницаемости пластов определяли по приросту коэффициента нефтевытеснения. На линейных гидродинамически связанных моделях нефтяного пласта различной проницаемости, подключенных к одному напорному контейнеру. На выходе моделей поддерживали давление, обеспечивающее в наиболее проницаемом прослое скорость фильтрации на уровне реальной пластовой (не более 1 м/сут). Использовали модели длиной 1,16-1,20 м, площадью поперечного сечения 1,00-1,35•10-4 м2, пористостью 0,23-0,47%, заполненные дезинтегрированным керном реальных месторождений. Нефть, находящуюся в моделях, вытесняли водой нефтяных месторождений до достижения полной обводненности (до 99%) отбираемой продукции. Затем в парные модели вводили раствор оксиэтилированного алкилфенола со степенью оксиалкилирования 12-АФ9-12, или полиакриламида или лигносульфоната и природных битумов. Закачку растворов производили одновременно или чередующимися оторочками до выравнивания проводимости разнопроницаемых зон. Далее возобновляли закачку воды. Определяли прирост коэффициента нефтевытеснения, как разность между конечным коэффициентом вытеснения нефти при использовании заявляемого способа и коэффициентом вытеснения водой до достижения 99%-ной обводненности добываемой нефти.The effectiveness of the development method under conditions of heterogeneous permeability formations was determined by the increase in oil displacement coefficient. On linear hydrodynamically coupled models of an oil reservoir of different permeability, connected to a single pressure container. At the output of the models, the pressure was maintained, which ensured in the most permeable interlayer filtration rate at the level of the real reservoir (no more than 1 m / day). We used models 1.16-1.20 m long, a cross-sectional area of 1.00-1.35 • 10 -4 m 2 , a porosity of 0.23-0.47%, filled with disintegrated core of real deposits. The oil in the models was displaced by the water of oil fields until the total water cut (up to 99%) of the selected products was reached. Then, a solution of hydroxyethylated alkyl phenol with a degree of hydroxyalkylation of 12-AF 9 -12, or polyacrylamide or lignosulfonate and natural bitumen was introduced into paired models. Solutions were pumped simultaneously or in alternating rims until the conductivity of the different-permeable zones was equalized. Then resumed the injection of water. The increase in the oil displacement coefficient was determined as the difference between the final oil displacement coefficient when using the proposed method and the water displacement coefficient until a 99% water cut of the produced oil is reached.
Результаты исследований приведены в табл. 2. The research results are given in table. 2.
По данным табл. 2 видно, что использование НБП или составов на его основе в качестве битумосодержащего реагента при разработке нефтяных месторождений позволяет существенно увеличить коэффициент нефтеотдачи (на 8,8-10,35%) по сравнению с известным способом. According to the table. 2 shows that the use of NBP or compositions based on it as a bitumen-containing reagent in the development of oil fields can significantly increase the coefficient of oil recovery (by 8.8-10.35%) compared with the known method.
Заявленное изобретение по сравнению с известным обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
способствует увеличению охвата пласта воздействием;
повышает коэффициент нефтеотдачи;
основан на природных, экологически безопасных, недорогих материалах.The claimed invention in comparison with the known has the following technical and economic advantages:
contributes to the increase in reservoir coverage;
increases oil recovery coefficient;
based on natural, environmentally friendly, inexpensive materials.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97100586A RU2140529C1 (en) | 1997-01-16 | 1997-01-16 | Employment of oil-bitumen product as reagent increasing oil recovery of formation and method of treating oil formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97100586A RU2140529C1 (en) | 1997-01-16 | 1997-01-16 | Employment of oil-bitumen product as reagent increasing oil recovery of formation and method of treating oil formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU97100586A RU97100586A (en) | 1999-02-27 |
| RU2140529C1 true RU2140529C1 (en) | 1999-10-27 |
Family
ID=20189091
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97100586A RU2140529C1 (en) | 1997-01-16 | 1997-01-16 | Employment of oil-bitumen product as reagent increasing oil recovery of formation and method of treating oil formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2140529C1 (en) |
-
1997
- 1997-01-16 RU RU97100586A patent/RU2140529C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Комиссаров А.Н. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумных материалов. Ж. "Нефтяное хозяйство", 1985, N 6, с. 55. * |
| Муслимов Р.Х. и др. Мониторинг природной среды при разработке битумных залежей.-Казань: Изд-во "Мониторинг", 1995, с. 67 - 93. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Abidin et al. | Polymers for enhanced oil recovery technology | |
| CA2870904C (en) | Biodegradable activators to gel silica sol for blocking permeability | |
| CA2562248C (en) | Composition and process for enhanced oil recovery | |
| RU2555017C2 (en) | Method and composition for tertiary method of hydrocarbons production | |
| CA2767250C (en) | Method and composition for enhanced hydrocarbon recovery from a formation containing a crude oil with specific solubility groups and chemical families | |
| EA004851B1 (en) | Stability enhanced water-in-oil emulsion and method for using same | |
| CN1225703A (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
| US20150198018A1 (en) | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation | |
| US20200332176A1 (en) | Methods and compositions for diversion during enhanced oil recovery | |
| RU2140529C1 (en) | Employment of oil-bitumen product as reagent increasing oil recovery of formation and method of treating oil formation | |
| CN110964490B (en) | Plugging adjusting system containing waste drilling fluid and preparation method thereof | |
| RU2280761C2 (en) | Oil field development method | |
| CN110776889B (en) | Polymer-containing oil sludge emulsification profile control system and preparation method thereof | |
| US20140353250A1 (en) | Use of long chain internal olefin sulfonates | |
| RU2289686C1 (en) | Method for processing oil formation | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| US11668171B2 (en) | Methodology to increase oil production rates in gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2562634C2 (en) | Reservoir recovery improvement method | |
| Moayedi et al. | An experimental study on optimization of SAG process utilizing nonionic surfactants and sodium lignosulfonate | |
| RU2188312C2 (en) | Composition for regulation of oil field development | |
| RU2230900C2 (en) | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed | |
| RU2320696C1 (en) | Reagent for increasing oil recovery of formations and restricting water inflows to oil wells, and a method for treating watered oil formation | |
| CN106967394A (en) | A kind of polymer perforating fluid and preparation method thereof | |
| RU2072034C1 (en) | Method for exploitation of oil deposit |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050117 |