RU2065946C1 - Composition for increasing oil production of bed - Google Patents
Composition for increasing oil production of bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2065946C1 RU2065946C1 RU94015252A RU94015252A RU2065946C1 RU 2065946 C1 RU2065946 C1 RU 2065946C1 RU 94015252 A RU94015252 A RU 94015252A RU 94015252 A RU94015252 A RU 94015252A RU 2065946 C1 RU2065946 C1 RU 2065946C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- water
- solvent
- sulfonates
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к композициям для повышения нефтеотдачи пласта, и может быть использовано при обработке призабойной зоны пласта. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for enhancing oil recovery, and can be used in the treatment of the bottomhole formation zone.
Известна поверхностно-активная композиция ВПС-4 для повышения нефтеотдачи пласта, включающая синтетические алкилбензолсульфонаты, полиоксиэтиленалкилфенолсульфонаты, полиоксиэтиленалкилфенолы, углеводород и воду (см. а.с. N 1487553, МКИ Е 21 В 43/22, 1992). Known surfactant composition VPS-4 for enhanced oil recovery, including synthetic alkyl benzene sulfonates, polyoxyethylene alkyl phenol sulfonates, polyoxyethylene alkyl phenols, hydrocarbon and water (see AS No. 1487553, MKI E 21
Известная композиция обладает следующими недостатками:
низкой эффективностью нефтевытеснения;
высоким содержанием углеводородов;
невозможностью использования в высокоминерализованных водах.The known composition has the following disadvantages:
low oil displacement efficiency;
high in hydrocarbons;
the inability to use in highly saline waters.
Известен состав для вытеснения нефти из пласта, включающий неонол АФ9-4, анионное поверхностно-активное вещество, жидкий углеводород и воду (см. а.с. N 1668642, МКИ Е 21 В 43/22, 1991). Known composition for the displacement of oil from the reservoir, including neon AF9-4, anionic surfactant, liquid hydrocarbon and water (see and.with. N 1668642, MKI
Недостатком данного состава является возможность его применения лишь в том случае, если минерализация водной фазы не более 17 г/л, а суммарное содержание солей жесткости до 1,3 г/л. The disadvantage of this composition is the possibility of its use only if the salinity of the aqueous phase is not more than 17 g / l, and the total content of hardness salts is up to 1.3 g / l.
Известен состав для обработки призабойных зон нефтяного пласта, включающий сульфонол, толуолсульфонат натрия, синтетические углеводороды фракции 190-340oC, воду (см. а.с. N 1601355, МКИ Е 21 В 43/22, 1990).A known composition for processing bottom-hole zones of an oil reservoir, including sulfonol, sodium toluenesulfonate, synthetic hydrocarbons fractions 190-340 o C, water (see A.S. N 1601355, MKI E 21
Недостатком известного состава является невысокая эффективность вследствие невозможности использования состава в высокоминерализованных водах, а также необходимости его разогрева перед применением из-за высокой вязкости и температуры застывания. A disadvantage of the known composition is its low efficiency due to the impossibility of using the composition in highly saline waters, as well as the need to heat it before use due to its high viscosity and pour point.
Наиболее близкой по технической сущности и достигаемому эффекту является композиция для повышения нефтеотдачи пластов, содержащая сульфонол, полиэтоксилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования 4 и воду с минерализацией до 40 кг/м3 (см. а.с. N 1452245, МКИ Е 21 В 43/22, 1992).The closest in technical essence and the achieved effect is a composition for enhancing oil recovery, containing sulfonol, polyethoxylated alkyl phenols with a degree of hydroxyethylation of 4 and water with mineralization up to 40 kg / m 3 (see A.S. N 1452245, MKI E 21
Данному способу присущи следующие недостатки:
относительно низкая эффективность нефтевытеснения;
невозможность использования в высокоминерализованных водах (более 40 кг/м3);
нестабильность композиции при транспортировке и хранении.This method has the following disadvantages:
relatively low oil displacement efficiency;
the inability to use in highly saline waters (more than 40 kg / m 3 );
instability of the composition during transportation and storage.
В основу настоящего изобретения положена задача создать композицию для повышения нефтеотдачи пласта и(или) обработки призабойной зоны пласта, позволяющую при использовании повысить эффективность обработки призабойной зоны, коэффициент нефтевытеснения, а также обладающую возможностью использовать ее и в высокотемпературных пластах и в условиях различной минерализации пластовых вод. The basis of the present invention is to create a composition for increasing oil recovery and (or) treatment of the bottom-hole formation zone, which allows using to increase the efficiency of processing the bottom-hole zone, oil displacement coefficient, and also having the ability to use it in high-temperature formations and in conditions of different salinity of formation waters .
Задача решается тем, что композиция для повышения нефтеотдачи пласта и(или) обработки призабойной зоны пласта, включающая анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ) и неионогенное поверхностно-активное вещество (НПАВ), в качестве АПАВ содержит нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580, а в качестве НПАВ - оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 и дополнительно содержит растворитель при следующем соотношении компонентов, мас. The problem is solved in that the composition for increasing oil recovery and (or) treatment of the bottom-hole formation zone, including anionic surfactant and nonionic surfactant, as a surfactant, contains oil or synthetic sulfonates with an equivalent mass of 330 to 580, and as nonionic surfactants - ethoxylated alkyl phenols with a degree of hydroxyethylation from 8 to 16 and additionally contains a solvent in the following ratio of components, wt.
Нефтяные или синтетические сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 580 5-90
Оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 5-90
Растворитель Остальное
В качестве нефтяных сульфонатов с эквивалентной массой от 400 до 580 могут быть использованы, например, натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:
сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84, или эмульгаторы, например СМДУ-2 по ТУ 38 101546-75 и др.Petroleum or synthetic sulfonates with an equivalent weight of 330 to 580 5-90
Oxyethylated alkyl phenols with a degree of hydroxyethylation from 8 to 16 5-90
Solvent Else
As oil sulfonates with an equivalent weight of from 400 to 580, for example, sodium, calcium or barium salts of sulfonic acids of oil fractions can be used, namely:
sulfonates, which are the basis of sulfonate additives, for example S-150, S-300 according to TU 38.101685-84, or emulsifiers, for example SMDU-2 according to TU 38 101546-75, etc.
сульфонаты натрия нефтяные, например ТУ 38.50729-88, нефтяной сульфонат марки НL фирмы Витко Кэмикл (США). petroleum sulfonates, for example, TU 38.50729-88, petroleum sulfonate brand HL company Vitko Camichle (USA).
В качестве синтетических сульфонатов могут быть использованы, например, алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензол сульфонаты с эквивалентной массой от 330 до 390, согласно ТУ 6-01-1043-86, ТУ 6-01-18-28-87. As synthetic sulfonates, for example, alkyl sulfonates, mono- and dialkylbenzene sulfonates with an equivalent weight of 330 to 390 can be used, according to TU 6-01-1043-86, TU 6-01-18-28-87.
В качестве оксиэтилированных алкилфенолов могут быть использованы, например, реагенты
ОП-10 оксиэитилированный алкилфенол, представляющий собой продукт обработки смеси моно- и диалкилфенолов окисью этилена, ГОСТ 8433-81;
неонолы АФ9-10, АФ9-12 оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена, ТУ 38.507-63-171-91;
превоцел NG-12 смесь оксиэтилированного изононилфенола на основе полимеров пропилена и продукта присоединения окиси этилена к пропиленгликолю, продукт фирмы БУНА;
неонолы α-12, α-14 оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе α-олефинов, ТУ 38.507-63-0302-93.As ethoxylated alkyl phenols, for example, reagents can be used
OP-10 hydroxyethylated alkyl phenol, which is the product of processing a mixture of mono- and dialkylphenols with ethylene oxide, GOST 8433-81;
neonols AF9-10, AF9-12 ethoxylated monoalkylphenols based on propylene trimers, TU 38.507-63-171-91;
Prevocel NG-12 a mixture of ethoxylated isononylphenol based on propylene polymers and the product of the addition of ethylene oxide to propylene glycol, a product of BUNA;
neonols α-12, α-14 ethoxylated monoalkylphenols based on α-olefins, TU 38.507-63-0302-93.
В качестве растворителя могут быть использованы, например, низкомолекулярные спирты: изобутиловый (ИБС) или изопропиловый спирты (ИПС), ГОСТ 9805-76 и ГОСТ 6016-77, каждый соответственно;
остатки кубовые производства бутиловых спиртов (КОПБС), ТУ 38.102167-85;
реагент САНАР-101, содержащий не менее 60% низкомолекулярных спиртов, ТУ 2069635-8-92;
смеси КОПБС и реагента САНАР-101 или смеси ИПС (ИБС) с КОПБС или САНАР-101 при соотношении (8:1)-(1:8).As a solvent, for example, low molecular weight alcohols can be used: isobutyl alcohol (IHD) or isopropyl alcohol (IPA), GOST 9805-76 and GOST 6016-77, each, respectively;
residues bottoms production of butyl alcohols (KOPBS), TU 38.102167-85;
SANAR-101 reagent containing at least 60% low molecular weight alcohols, TU 2069635-8-92;
a mixture of KOPBS and reagent SANAR-101 or a mixture of IPA (CHD) with KOPBS or SANAR-101 at a ratio of (8: 1) - (1: 8).
Использование нефтяных (НС) или синтетических сульфонатов (СС) отдельно вне состава возможно лишь в водах, содержащих не более 10 кг/м3 растворимых солей при отсутствии солей жесткости. В присутствии солей жесткости растворимость АПАВ существенно снижается.The use of petroleum (NS) or synthetic sulfonates (SS) separately outside the composition is possible only in waters containing not more than 10 kg / m 3 soluble salts in the absence of hardness salts. In the presence of hardness salts, the solubility of ACAS is significantly reduced.
Введение в состав НПАВ позволяет устранить этот недостаток и придает композиции в условиях вод различной минерализации (до 300 г/л) способность при контакте с нефтью образовывать среднефазные микроэмульсии, находящиеся в равновесии с водной и углеводородной фазами, в результате чего могут быть сильно снижены капиллярные и вязкостные силы, удерживающие остаточную нефть. Introduction to the composition of nonionic surfactants eliminates this drawback and gives the composition under the conditions of water of various salinity (up to 300 g / l) the ability to form medium-phase microemulsions in contact with oil that are in equilibrium with the aqueous and hydrocarbon phases, as a result of which capillary and viscous forces holding residual oil.
Введение в композицию растворителя повышает ее стабильность и однородность, способствует увеличению поверхностной активности композиции в условиях высокоминерализованных вод и высоких температур, а также увеличивает скорость формирования среднефазных микроэмульсий. Кроме того, введение растворителя улучшает технологические показатели композиции и снижает температуру застывания и вязкость. Introduction to the composition of the solvent increases its stability and uniformity, helps to increase the surface activity of the composition in conditions of highly saline water and high temperatures, and also increases the rate of formation of medium-phase microemulsions. In addition, the introduction of a solvent improves the technological parameters of the composition and reduces the pour point and viscosity.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать композицию для эффективного нефтевытеснения и(или) обработки призабойной зоны в условиях вод различной минерализации. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely, to create a composition for effective oil displacement and (or) treatment of the bottom-hole zone in conditions of waters of different salinity.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности существенных признаков и обладающего высокими показателями при использовании для повышения нефтеотдачи пластов и(или) обработки призабойной зоны. An analysis of the known solutions selected during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of essential features and has high rates when used to increase oil recovery and (or) treatment of the bottom-hole zone.
Композицию готовят простым смешением компонентов. Такая композиция стабильна, обладает невысокой вязкостью, большой солюбилизирующей способностью, ультранизким межфазным натяжением, низкой температурой застывания, способствует образованию микроэмульсионной фазы при контакте с нефтью. Данная композиция может быть приготовлена на устье скважины или в условиях промышленного производства с последующей транспортировкой к месту использования. В зависимости от условий месторождения, его геологического строения подбирают композицию варьированием содержания компонентов и величиной минерализации воды, которой композицию будут разбавлять до нужной концентрации перед применением. Композиция разбавляется водой в объемном соотношении 1:(12-19). The composition is prepared by simple mixing of the components. Such a composition is stable, has a low viscosity, high solubilizing ability, ultra-low interfacial tension, low pour point, promotes the formation of a microemulsion phase in contact with oil. This composition can be prepared at the wellhead or under industrial production conditions with subsequent transportation to the place of use. Depending on the conditions of the field, its geological structure, the composition is selected by varying the content of components and the amount of mineralization of water, which the composition will be diluted to the desired concentration before use. The composition is diluted with water in a volume ratio of 1: (12-19).
Для повышения нефтеотдачи пластов и(или) обработки призабойной зоны пласта закачивают различные объемы заявляемой композиции, так как для отмыва нефти из удаленной зоны пласта требуется большее количество композиции, чем для обработки призабойной зоны. Обработку призабойной зоны пласта и отмыв нефти в пласте производят традиционными методами с использованием стандартного оборудования. To increase oil recovery and / or treatment of the bottom-hole zone of the formation, various volumes of the claimed composition are pumped, since a larger amount of the composition is required to wash oil from the remote zone of the formation than to process the bottom-hole zone. The treatment of the bottom-hole zone of the formation and the washing of oil in the formation are carried out by traditional methods using standard equipment.
Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры приготовления состава и определения эффективности нефтевытеснения и(или) обработки призабойной зоны с использованием предлагаемой композиции и состава-прототипа. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" we give specific examples of the preparation of the composition and determine the effectiveness of oil displacement and (or) treatment of the bottomhole zone using the proposed composition and composition of the prototype.
Пример 1. Example 1
Берут 30 г нефтяного сульфоната с молекулярной массой 420 (петронат НL), к которому добавляют 35 г неонола АФ9-12 и 35 г растворителя (смесь КОПБС с САНАР 101 при соотношении 1:1). Данную смесь перемешивают до однородной массы. Затем полученную композицию разбавляют минерализованной водой (минерализация до 300 г/л) в соотношении 1:16 (см. табл. 1, опыт 1). Take 30 g of petroleum sulfonate with a molecular weight of 420 (petronate HL), to which 35 g of neonol AF9-12 and 35 g of solvent are added (a mixture of COBPS with SANAR 101 in a 1: 1 ratio). This mixture is stirred until smooth. Then the resulting composition is diluted with saline water (salinity up to 300 g / l) in a ratio of 1:16 (see table. 1, experiment 1).
Аналогичным образом, варьируя соотношение компонентов, готовят и другие составы (см. табл. 1, опыты 2-19). Similarly, by varying the ratio of components, other formulations are also prepared (see Table 1, experiments 2-19).
Приготовленная композиция без разбавления водой испытывается на вязкость, температуру застывания, устойчивость в воде с минерализацией 300 г/л и 25 г/л при температуре 65oC. Композиции, разбавленные водой, испытывают на способность образовывать микроэмульсионную фазу.The prepared composition without dilution with water is tested for viscosity, pour point, stability in water with a salinity of 300 g / l and 25 g / l at a temperature of 65 o C. Compositions diluted with water are tested for their ability to form a microemulsion phase.
Полученные данные по определению физико-химических свойств предлагаемой композиции и состава по прототипу приведены в табл. 1. The obtained data on the determination of physico-chemical properties of the proposed composition and composition of the prototype are given in table. 1.
Как видно из приведенных данных, предлагаемая композиция по всем показателям превосходит состав по прототипу. As can be seen from the above data, the proposed composition in all respects exceeds the composition of the prototype.
Эффективность применения композиции оценивают по следующим показателям: изменению проницаемости призабойной зоны по воде до и после закачки предлагаемой композиции, а также по абсолютному приросту коэффициента нефтевытеснения. The effectiveness of the use of the composition is evaluated by the following indicators: a change in the permeability of the bottomhole zone in water before and after injection of the proposed composition, as well as the absolute increase in the coefficient of oil displacement.
Эксперименты проводят на однородных линейных моделях пласта диаметром 0,018 м и длиной 0,4 м, заполненных молотым кварцевым песком. Модель насыщают пластовой водой с минерализацией 300 г/л в количестве 3 (п.о.), затем воду вытесняют нефтью, а нефть вытесняют закачиваемой водой до достижения предельной обводненности проб жидкости, выходящих из модели пласта. При этом конечный коэффициент нефтевытеснения достигает 64-71% Затем в модель закачивают предлагаемую композицию в количестве 3 п.о. вытесняющей жидкости, а затем воду в количестве 4 поровых объема и определяют конечный коэффициент нефтевытеснения и проницаемость модели до и после обработки предлагаемой композицией. The experiments are carried out on homogeneous linear reservoir models with a diameter of 0.018 m and a length of 0.4 m, filled with ground quartz sand. The model is saturated with formation water with a salinity of 300 g / l in an amount of 3 (bp), then the water is displaced by oil, and the oil is displaced by injected water until the maximum water cut of the fluid samples leaving the reservoir model is reached. In this case, the final oil displacement coefficient reaches 64-71%. Then, the proposed composition is pumped into the model in the amount of 3 bp. displacing fluid, and then water in the amount of 4 pore volumes and determine the final coefficient of oil displacement and the permeability of the model before and after processing the proposed composition.
Пример 2 (прототип). Example 2 (prototype).
В модель пласта закачивают состав, состоящий из 5,0 г сульфонола, 5,0 г ОП-4 с добавлением 90 г воды с минерализацией 300 г/л. Проницаемость изменяется незначительно, а абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 3% (см. табл. 2, опыт 1, состав 20). A composition consisting of 5.0 g of sulfonol, 5.0 g of OP-4 with the addition of 90 g of water with a salinity of 300 g / l is injected into the reservoir model. Permeability varies slightly, and the absolute increase in oil displacement coefficient is 3% (see table. 2,
Пример 3. Example 3
Аналогично примеру 2, только в смесь ПАВ добавляют воду с минерализацией 25 г/л и испытание проводят при температуре 65oC. Проницаемость возрастает в 1,34, а абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 19% (см. табл. 2, опыт 2, состав 21).Analogously to example 2, only water with a salinity of 25 g / l is added to the surfactant mixture and the test is carried out at a temperature of 65 o C. The permeability increases by 1.34, and the absolute increase in the oil displacement coefficient is 19% (see table 2,
Пример 4 (заявленный состав). Example 4 (claimed composition).
Закачивают состав N 1 (см. табл. 1, состав 1), приготовленный на воде с минерализацией 300 г/л. Проницаемость модели возрастает в 1,8 раза, а абсолютный прирост нефтевытеснения составляет 29,5% (см. табл. 2, опыт 3). Inject the composition N 1 (see table. 1, composition 1), prepared on water with a salinity of 300 g / l. The permeability of the model increases by 1.8 times, and the absolute increase in oil displacement is 29.5% (see table 2, experiment 3).
Пример 5. Example 5
Закачивают состав N 9 (см. табл. 1, состав 9), приготовленный на воде с минерализацией 25 г/л. Проницаемость модели возрастает в 1,44 раза, а абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения составляет 20% (см. табл. 2, опыт 11). Inject the composition N 9 (see table. 1, composition 9), prepared on water with a salinity of 25 g / l. The permeability of the model increases by 1.44 times, and the absolute increase in the coefficient of oil displacement is 20% (see tab. 2, experiment 11).
Аналогично испытаны композиции с другими составами (см. табл. 2, опыты 3-10). Similarly tested compositions with other compositions (see tab. 2, experiments 3-10).
Как видно из данных табл. 2, использование предлагаемой композиции позволяет существенно повысить коэффициент нефтевытеснения и увеличить эффективность обработки призабойной зоны пласта. As can be seen from the data table. 2, the use of the proposed composition can significantly increase the coefficient of oil displacement and increase the efficiency of processing the bottom-hole formation zone.
Использование заявленной композиции позволяет по сравнению с прототипом
увеличить эффективность обработки призабойной зоны;
повысить коэффициент нефтевытеснения;
использовать композицию в условиях различной минерализации пластовых вод;
готовить композицию в условиях промышленного производства, хранить ее длительное время и транспортировать к месту назначения в любое время года;
утилизировать отходы производства;
использовать в пластах с различными температурами (в том числе в высокотемпературных). ТТТ1 ТТТ2 ТТТ3The use of the claimed composition allows in comparison with the prototype
increase the efficiency of bottom-hole treatment;
increase oil displacement rate;
use the composition in conditions of different mineralization of formation water;
prepare the composition in an industrial environment, store it for a long time and transport it to its destination at any time of the year;
dispose of industrial waste;
use in formations with different temperatures (including high-temperature). TTT1 TTT2 TTT3
Claims (1)
Оксиэтилированные алкилфенолы со степенью оксиэтилирования от 8 до 16 5 90
Растворитель ОстальноеPetroleum or synthetic sulfonates with an equivalent weight of 330 to 580 5 90
Oxyethylated alkyl phenols with a degree of hydroxyethylation from 8 to 16 5 90
Solvent Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94015252A RU2065946C1 (en) | 1994-04-27 | 1994-04-27 | Composition for increasing oil production of bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94015252A RU2065946C1 (en) | 1994-04-27 | 1994-04-27 | Composition for increasing oil production of bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU94015252A RU94015252A (en) | 1996-02-10 |
| RU2065946C1 true RU2065946C1 (en) | 1996-08-27 |
Family
ID=20155227
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94015252A RU2065946C1 (en) | 1994-04-27 | 1994-04-27 | Composition for increasing oil production of bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2065946C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2670808C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method for enhancing oil recovery (variants) |
| RU2717012C1 (en) * | 2019-02-05 | 2020-03-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Composition for bottom-hole formation treatment of oil formation |
| RU2800175C1 (en) * | 2022-07-01 | 2023-07-19 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for enhanced oil recovery and method of its use |
| WO2024005670A1 (en) * | 2022-07-01 | 2024-01-04 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for enhancing oil recovery and method for using same |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2612773C1 (en) * | 2015-12-16 | 2017-03-13 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Самарский государственный технический университет" | Compound for enhanced oil recovery |
-
1994
- 1994-04-27 RU RU94015252A patent/RU2065946C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Авторское свидетельство СССР N 1487553, кл. E 21B 43/22, опуб. 1992 г. 2. Авторское свидетельство СССР N 1601355, кл. E 21B 43/22, опуб. 1990. 3. Авторское свидетельство СССР N 1668642, кл. E 21B 43/22, опубл. 1991. 4. Авторское свидетельство СССР N 1452245, кл. E 21B 43/22, опубл. 1992 г. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2670808C1 (en) * | 2017-07-21 | 2018-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method for enhancing oil recovery (variants) |
| RU2670808C9 (en) * | 2017-07-21 | 2018-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method for enhancing oil recovery (variants) |
| WO2019017824A1 (en) | 2017-07-21 | 2019-01-24 | Общество с ограниченной ответственностью "ОИЛМАЙНД" | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) |
| RU2717012C1 (en) * | 2019-02-05 | 2020-03-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Composition for bottom-hole formation treatment of oil formation |
| RU2800175C1 (en) * | 2022-07-01 | 2023-07-19 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" (ПАО "Газпром нефть") | Composition for enhanced oil recovery and method of its use |
| WO2024005670A1 (en) * | 2022-07-01 | 2024-01-04 | Публичное акционерное общество "Газпром нефть" | Composition for enhancing oil recovery and method for using same |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3756319A (en) | Method for stimulating the production of oil from a producing well | |
| US10421707B2 (en) | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells | |
| US5008026A (en) | Well treatment compositions and method | |
| US2800962A (en) | Surface-active agents in well treating | |
| US11560351B2 (en) | Methods and compositions incorporating alkyl polyglycoside surfactant for use in oil and/or gas wells | |
| US3467190A (en) | Adjusting salinity to achieve low interfacial tension between aqueous and hydrocarbon phases | |
| CN107532077B (en) | Co-surfactant foam-forming composition for enhanced oil recovery | |
| US4596662A (en) | Compositions for use in drilling, completion and workover fluids | |
| BR112014020264B1 (en) | MICROEMULSION REFLUX AUXILIARY COMPOSITION, METHOD TO INCREASE OIL OR GAS ECUPERATION DURING FRACTURING OR STIMULATION PROCESSES AND PROCESS TO INCREASE REFLUX FROM AN UNDERGROUND RESERVOIR FORMATION | |
| US3500922A (en) | Flooding process using a substantially anhydrous soluble oil | |
| US3920073A (en) | Miscible flooding process | |
| US5282984A (en) | Generating bitumen-in-water dispersions and emulsions | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US4022699A (en) | Soluble oil composition | |
| US2851105A (en) | Method for removing water from oil sands | |
| CA1168034A (en) | Shear-stabilized emulsion flooding process | |
| CA2906047C (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations | |
| US3637015A (en) | Method for improving the injectivity of brine into water injection wells | |
| RU2065946C1 (en) | Composition for increasing oil production of bed | |
| US3557873A (en) | Method for improving the injectivity of water injection wells | |
| EP2536808A1 (en) | Surfactant systems for enhanced oil recovery | |
| US3512586A (en) | Miscible flooding process using a soluble oil containing an optimum amount of water | |
| US4842067A (en) | Process for enhanced recovery of oil from a subsurface reservoir for surfactant flooding | |
| US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US3830301A (en) | Miscible flooding process using methane-enriched soluble oil |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100428 |