EA035683B1 - Method for developing offshore oil fields by waterflooding - Google Patents
Method for developing offshore oil fields by waterflooding Download PDFInfo
- Publication number
- EA035683B1 EA035683B1 EA201900184A EA201900184A EA035683B1 EA 035683 B1 EA035683 B1 EA 035683B1 EA 201900184 A EA201900184 A EA 201900184A EA 201900184 A EA201900184 A EA 201900184A EA 035683 B1 EA035683 B1 EA 035683B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- acid
- seawater
- oil
- sodium salt
- waterflooding
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 28
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 9
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 8
- 229920002594 Polyethylene Glycol 8000 Polymers 0.000 claims abstract description 6
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 claims abstract description 6
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 125000000267 glycino group Chemical group [H]N([*])C([H])([H])C(=O)O[H] 0.000 claims abstract description 4
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 claims abstract description 4
- NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-N valeric acid Chemical compound CCCCC(O)=O NQPDZGIKBAWPEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 3
- OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N Pentane Chemical compound CCCCC OFBQJSOFQDEBGM-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 6
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 description 6
- 150000007524 organic acids Chemical class 0.000 description 5
- 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 description 4
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 4
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 4
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 description 4
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical class [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 3
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L calcium carbonate Substances [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 235000010216 calcium carbonate Nutrition 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 description 2
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 2
- 235000011160 magnesium carbonates Nutrition 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002105 nanoparticle Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004353 Polyethylene glycol 8000 Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 235000014380 magnesium carbonate Nutrition 0.000 description 1
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229940085678 polyethylene glycol 8000 Drugs 0.000 description 1
- 235000019446 polyethylene glycol 8000 Nutrition 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 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
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
- B82—NANOTECHNOLOGY
- B82Y—SPECIFIC USES OR APPLICATIONS OF NANOSTRUCTURES; MEASUREMENT OR ANALYSIS OF NANOSTRUCTURES; MANUFACTURE OR TREATMENT OF NANOSTRUCTURES
- B82Y30/00—Nanotechnology for materials or surface science, e.g. nanocomposites
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/84—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/86—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/88—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Nanotechnology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Composite Materials (AREA)
- Condensed Matter Physics & Semiconductors (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Crystallography & Structural Chemistry (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к гидродинамическим способам повышения нефтеотдачи пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to hydrodynamic methods for enhancing oil recovery.
Основными аналогами заявляемого изобретения являются способы повышения нефтеотдачи пластов с применением различных технологий отмыва остаточной нефти, находящейся в пласте, водными растворами поверхностно-активных веществ путем закачки их через нагнетательные скважины.The main analogs of the claimed invention are methods for enhancing oil recovery using various technologies for washing away residual oil in the reservoir with aqueous solutions of surfactants by pumping them through injection wells.
Известен способ повышения нефтеотдачи пласта, заключающийся в закачке воды через нагнетательную скважину и добычу флюида через добывающие скважины с определением параметров пласта путем анализа кривой падения давления в нагнетательной скважине [1].There is a known method of increasing oil recovery, which consists in pumping water through an injection well and producing fluid through production wells with the determination of reservoir parameters by analyzing the pressure drop curve in the injection well [1].
Основным недостатком способа является низкая эффективность процесса разработки морских нефтяных месторождений.The main disadvantage of this method is the low efficiency of the development of offshore oil fields.
Наиболее близким к заявляемому способу является способ разработки морских нефтяных месторождений заводнением, включающий введение в морскую воду алкилбензолсульфанатов натрия с последующей закачкой ее в залежь через нагнетательные скважины, где с целью увеличения текущего уровня закачки реагента и добычи нефти при одновременном сокращении сроков разработки месторождений, перед введением в морскую воду алкилбензолсульфанатов натрия ее смешивают с соляной кислотой, соляную кислоту используют в количестве 30-50% от массы алкилбензолсульфанатов натрия [2].Closest to the claimed method is a method for the development of offshore oil fields by flooding, including the introduction of sodium alkylbenzenesulfonates into seawater followed by its injection into the reservoir through injection wells, where, in order to increase the current level of reagent injection and oil production while reducing the development time of the fields, before the introduction in seawater sodium alkylbenzenesulfonates it is mixed with hydrochloric acid, hydrochloric acid is used in an amount of 30-50% by weight of sodium alkylbenzenesulfonates [2].
Основным недостатком является нестабильность полученного раствора, а также его невысокая нефтевытесняющая способность.The main disadvantage is the instability of the resulting solution, as well as its low oil-displacing ability.
Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи морских нефтяных месторождений при заводнении пластов морской водой с применением химических реагентов для снижения межфазного поверхностного натяжения на границе вода-нефть и создания структурного расклинивающего давления на трехфазной границе.The objective of the invention is to increase oil recovery of offshore oil fields during seawater flooding using chemical reagents to reduce interfacial surface tension at the water-oil interface and create a structural wedging pressure at the three-phase boundary.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки морских нефтяных месторождений заводнением, включающем введение в морскую воду соли натрия с последующей закачкой ее в залежь, после введения в морскую воду соли натрия ее смешивают с кислотой и добавляют стабилизатор, при этом в качестве соли натрия используют карбонат натрия, в качестве кислоты используют (2-бис(карбоксиметил)амино)пентановую или азотную кислоту, а в качестве стабилизатора ПЭГ8000 в соотношении, мас.%: карбонат натрия - 9, кислота - 10, ПЭГ8000 - 0.5 и морская вода - остальное.The problem is solved by the fact that in the method of development of offshore oil fields by flooding, including the introduction of sodium salt into seawater, followed by its injection into the reservoir, after the introduction of sodium salt into seawater, it is mixed with an acid and a stabilizer is added, while sodium salt is used sodium carbonate, (2-bis (carboxymethyl) amino) pentanoic or nitric acid is used as an acid, and PEG8000 is used as a stabilizer in a ratio, wt%: sodium carbonate - 9, acid - 10, PEG8000 - 0.5 and sea water - the rest ...
Сущность изобретения состоит в повышении эффективности нефтевытеснения новым способом предварительным осаждением ионов Са+2 и Mg+2 в закачиваемой морской воде посредством введения карбоната натрия в нее и последующей пептизацией этого раствора азотной или органической кислотой и стабилизацией полученной наножидкости посредством ПЭГ. Для указанной цели всесторонне исследовались коллоидные растворы на основе морской воды, полученные пептизацией осадков и добавлением полимерных наночастиц, которые в себе синэргетически объединяли положительные свойства по нефтевытеснению как низко соленой морской воды, так и нанофлюида.The essence of the invention consists in increasing the efficiency of oil displacement by a new method by preliminary precipitation of Ca +2 and Mg +2 ions in the injected seawater by introducing sodium carbonate into it and then peptizing this solution with nitric or organic acid and stabilizing the resulting nanofluid by means of PEG. For this purpose, colloidal solutions based on seawater were comprehensively studied, obtained by peptizing sediments and adding polymer nanoparticles, which synergistically combined the positive properties of oil displacement of both low-saline seawater and nanofluid.
Снижение межфазного поверхностного натяжения на границе вода-нефть, а также создание структурного расклинивающего давления на трехфазной границе предлагаемым способом приводит к росту нефтеотдачи при применении полученной наножидкости в однородном и неоднородном пластах.A decrease in interfacial surface tension at the water-oil interface, as well as the creation of a structural wedging pressure at the three-phase interface by the proposed method, leads to an increase in oil recovery when the obtained nanofluid is applied in homogeneous and heterogeneous formations.
На первом этапе в морскую воду было добавлено необходимое количество Na2CO3 для осаждения ионов Са+2 и Mg+2, присутствующих в морской воде:At the first stage, the required amount of Na 2 CO 3 was added to the seawater to precipitate the Ca +2 and Mg +2 ions present in the seawater:
INa2CO3 + Са+2 -> СаСО3 + 2Na+ INa 2 CO 3 + Ca +2 -> CaCO 3 + 2Na +
Na2CO3 + Mg+2 -> MgCO3 + 2Na+ Na 2 CO 3 + Mg +2 -> MgCO 3 + 2Na +
В результате возникшие карбонаты кальция и магния осаждаются. рН раствора с добавлением соли Na2CO3 растет в соответствии с формулой водородного показателя и доходит до 10.6 при полном осаждении карбонатов кальция и магния при концентрации соли Na2CO3, равной 9 мас.%. Во втором этапе, добавляя постепенно (доводя рН до 7 в соответствии с формулой водородного показателя) в полученную смесь необходимое количество пептизатора - азотной или органической кислоты ((2-бис(карбоксиметил)амино)пентановая кислота (Sigma-Aldrich), добиваются перехода всех осадков (СаСО3 и MgCO3) обратно в объем коллоидного раствора, что достигается при концентрации пептизатора, равной 10 мас.%. При этом частицы равномерно распределяются во всем объеме жидкости:As a result, the resulting calcium and magnesium carbonates precipitate. The pH of the solution with the addition of the Na 2 CO 3 salt increases in accordance with the pH formula and reaches 10.6 with the complete precipitation of calcium and magnesium carbonates at a Na 2 CO 3 salt concentration of 9 wt%. In the second stage, gradually adding (bringing the pH to 7 in accordance with the pH formula) to the resulting mixture the required amount of peptizing agent - nitric or organic acid ((2-bis (carboxymethyl) amino) pentanoic acid (Sigma-Aldrich)), achieve the transition of all precipitation (CaCO 3 and MgCO3) back into the volume of the colloidal solution, which is achieved at a peptizer concentration equal to 10 wt%. In this case, the particles are evenly distributed throughout the entire volume of the liquid:
СаСО3 + 2HNO3 Ca(NO3)2 CaCO 3 + 2HNO 3 Ca (NO 3 ) 2
MgCO3 + 2HNO3 -» Mg(NO3)2 MgCO 3 + 2HNO 3 - »Mg (NO 3 ) 2
Получается однородный прозрачный коллоидный раствор - наножидкость, размеры (d ) наночастиц которой, установленные по DLS и SEM, составляют 8-10 nm. Добавлением в эти растворы определенного количества (0.5 мас.%) полиэтиленгликоля 8000 (Sigma-Aldrich) получается стабильная наножидкость, что весьма важно при применении наножидкостей. Раствор проявлял новые реологические свойства, значение коэффициента поверхностного натяжения (σ) сильно снизилось, по щелочности (рН) раствор становился нейтральным и проявлял высокую стабильность (табл. 1, η - вязкость, τ0 - предельное напряжение).A homogeneous transparent colloidal solution is obtained - a nanofluid, the sizes (d) of nanoparticles of which, established by DLS and SEM, are 8-10 nm. By adding a certain amount (0.5 wt%) of polyethylene glycol 8000 (Sigma-Aldrich) to these solutions, a stable nanofluid is obtained, which is very important when using nanofluids. The solution showed new rheological properties, the value of the surface tension coefficient (σ) decreased significantly, the solution became neutral in alkalinity (pH) and showed high stability (Table 1, η - viscosity, τ 0 - ultimate stress).
- 1 035683- 1 035683
Таблица 1Table 1
В табл.2 указаны данные по нефтевытеснению при разработке пористой среды, изготовленной на основе кварцевого песка и глины, предварительно насыщенной нефтью и водой (Va/Vm - отношение закачанного объема к объему пор), предложенным способом и по прототипу.Table 2 shows the data on oil displacement in the development of a porous medium made on the basis of quartz sand and clay, previously saturated with oil and water (Va / Vm - the ratio of injected volume to pore volume), by the proposed method and according to the prototype.
Таблица 2table 2
Как видно из табл. 2, при вытеснении остаточной нефти повышение нефтевытеснения по сравнению со случаем заводнения морской водой по прототипу (10%) в случае использования коллоидных суспензий предложенным способом выше 15% (морская вода +Ka2CO3+HNO3+n3r) и -20% (морская вода +Na2CO3+ орг.кисл.+ПЭГ).As you can see from the table. 2, when displacing residual oil, an increase in oil displacement compared to the case of seawater flooding according to the prototype (10%) in the case of using colloidal suspensions by the proposed method is higher than 15% (seawater + Ka 2 CO3 + HNO3 + n3r) and -20% (seawater + Na2CO3 + organic acid + PEG).
ЛитератураLiterature
1. RU 2092681, Е21В 43/20, 1997.1. RU 2092681, E21B 43/20, 1997.
2. SU 1624131, Е21В 43/22, 43/01, 1988.2. SU 1624131, E21B 43/22, 43/01, 1988.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900184A EA035683B1 (en) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | Method for developing offshore oil fields by waterflooding |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201900184A EA035683B1 (en) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | Method for developing offshore oil fields by waterflooding |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201900184A1 EA201900184A1 (en) | 2020-07-23 |
| EA035683B1 true EA035683B1 (en) | 2020-07-24 |
Family
ID=71833508
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201900184A EA035683B1 (en) | 2019-02-14 | 2019-02-14 | Method for developing offshore oil fields by waterflooding |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA035683B1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624131A1 (en) * | 1988-10-25 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Method of developing offshore fields by waterflooding |
| RU2083809C1 (en) * | 1996-09-30 | 1997-07-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Method for development of water-flooded oil deposit |
| RU2090746C1 (en) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding |
| RU2092681C1 (en) * | 1993-04-23 | 1997-10-10 | Акционерное общество закрытого типа "Черногорпатент" | Method for increasing output of oil reservoir |
| WO2015007749A1 (en) * | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Bp Exploration Operating Company Limited | Oil recovery method |
-
2019
- 2019-02-14 EA EA201900184A patent/EA035683B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1624131A1 (en) * | 1988-10-25 | 1991-01-30 | Государственный научно-исследовательский и проектный институт по освоению месторождений нефти и газа "Гипроморнефтегаз" | Method of developing offshore fields by waterflooding |
| RU2092681C1 (en) * | 1993-04-23 | 1997-10-10 | Акционерное общество закрытого типа "Черногорпатент" | Method for increasing output of oil reservoir |
| RU2090746C1 (en) * | 1996-02-05 | 1997-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Иджат ЛТД" | Method for regulation of development of oil deposits by waterflooding |
| RU2083809C1 (en) * | 1996-09-30 | 1997-07-10 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Method for development of water-flooded oil deposit |
| WO2015007749A1 (en) * | 2013-07-17 | 2015-01-22 | Bp Exploration Operating Company Limited | Oil recovery method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201900184A1 (en) | 2020-07-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11248160B2 (en) | Compositions for use in oil and gas operations | |
| RU2528186C2 (en) | Improvement of oil recovery method using polymer without additional equipment or product | |
| US11401455B2 (en) | Low pH crosslinking of polymers | |
| EA029068B1 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| CN111542586A (en) | Enhanced surfactant polymer flooding process for oil recovery in carbonate reservoirs | |
| CN112724954B (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| RU2679464C2 (en) | Method and composition for producing oil | |
| CN109135711B (en) | Monomer charge-oppositely-associated polymer composite oil displacement agent and single-plug oil displacement method | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| CN109321224B (en) | Monomer charge opposite association polymer composite oil displacement agent and alternate injection oil displacement method | |
| EA035683B1 (en) | Method for developing offshore oil fields by waterflooding | |
| CN112177578B (en) | Profile control and flooding agent and profile control and flooding method in oil and gas field layer | |
| US10563116B2 (en) | Ethoxylated desorbing agents for enhanced oil recovery | |
| RU2760115C1 (en) | Hydraulic fracturing fluid based on a synthetic gelatinising agent and highly mineralised water, method for preparation thereof, and method for treatment of the formation using said fluid | |
| US20150000916A1 (en) | Enhanced oil recovery using seawater and edta | |
| FR3122656A1 (en) | WATER-SOLUBLE ASSOCIATIVE AMPHOTERIC POLYMER AS A RHEOLOGY MODIFIER FOR UNDERGROUND TREATMENT | |
| WO2016100103A1 (en) | Process and composition for alkaline surfactant polymer flooding | |
| RU2244110C1 (en) | Oil pool development method | |
| SU1624131A1 (en) | Method of developing offshore fields by waterflooding | |
| NO830761L (en) | PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND RESERVE | |
| EP3168277A1 (en) | Process for preparing a synthetic anionic sulphur-containing surfactant composition and method and use for the recovery of oil | |
| EP3850054A1 (en) | Oil recovery process using an oil recovery composition of aqueous salt solution and dilute polymer for carbonate reservoirs | |
| RU2184218C1 (en) | Process of action on field with inhomogeneous collectors |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG TJ TM |