RU2126082C1 - Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти - Google Patents
Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти Download PDFInfo
- Publication number
- RU2126082C1 RU2126082C1 RU98102074A RU98102074A RU2126082C1 RU 2126082 C1 RU2126082 C1 RU 2126082C1 RU 98102074 A RU98102074 A RU 98102074A RU 98102074 A RU98102074 A RU 98102074A RU 2126082 C1 RU2126082 C1 RU 2126082C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- composition
- solvent
- emulsions
- Prior art date
Links
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 title claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 21
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 13
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Substances CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 7
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N O-Xylene Chemical compound CC1=CC=CC=C1C CTQNGGLPUBDAKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 4
- 239000008096 xylene Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 59
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 7
- 150000004032 porphyrins Chemical class 0.000 claims description 6
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical group 0.000 claims description 4
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 3
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 claims description 2
- 229940057995 liquid paraffin Drugs 0.000 claims description 2
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 3
- 239000011347 resin Substances 0.000 abstract description 3
- 229920005989 resin Polymers 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 239000000575 pesticide Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000011269 tar Substances 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/32—Non-aqueous well-drilling compositions, e.g. oil-based
- C09K8/36—Water-in-oil emulsions
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Nitrogen And Oxygen Or Sulfur-Condensed Heterocyclic Ring Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающий промышленности, в частности к приготовлению обратных эмульсий (типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопри-тока нефтяных скважин. Состав обратных эмульсий для добычи нефти содержит воду, масляную фазу - жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем для асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором ее плотность равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий, и эмульгатор состава, вес. %: сырая тяжелая асфальтово-смолистая нефть с высоким - не менее 100 мкг/г-содержанием металло-порфириновых комплексов 25 - 85, растворитель - ароматический углеводород-толуол, ксилол 15 - 75. Способ приготовления обратных эмульсий предусматривает добавление указанного эмульгатора в указанную масляную фазу и диспергирование воды в полученном масле. Состав и способ предусматривают также содержание указанного эмульгатора в количестве, вес.%. 5 - 25. Техническим результатом является повышение устойчивости обратных эмульсий. 2 с. и 2 з.п.ф-лы, 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам приготовления обратных эмульсий (эмульсий типа "вода в масле"), используемых для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин.
Цель изобретения - повышение устойчивости (агрегативной и кинетической) образуемых концентрированных, высоковязких эмульсий обратного типа за счет использования в составе в качестве стабилизаторов нативных (не подвергавшихся какому-либо воздействию) полярных, поверхностно-активных металло-(ванадий-, никель- и д.р.) порфириновых комплексов и высокомолекулярных, коллоидно-дисперсных асфальтово-смолистых компонентов нефти. Роль указанных компонентов в стабилизации водо-нефтяных эмульсий, образующихся при добыче, сборе и подготовке нефти, хорошо известна и подробно рассмотрена в [1].
Известен состав и способ получения масляных концентратов обратных эмульсий [2] , заключающийся в растворении асфальтенов и нефтепродуктов, содержащих их, в ароматических углеводородах. Полученный состав-эмульгатор вводят в масляный концентрат пестицида. Помимо асфальтенов можно использовать гудроны. Для приготовления рабочей эмульсии обратного типа воду медленно добавляют в масляный концентрат при интенсивном перемешивании системы. Объемное соотношение фаз эмульсии от 1:9 до 9:1 (в зависимости от рецептуры состава и эксплуатационно-технических требований). Однако известно, что в процессе переработки нефти многие высокоактивные, полярные компоненты, например порфирины, подвержены разрушению (термодеструкции), снижается растворяющая способность (даже в ароматических углеводородах) и асфальтово-смолистых компонентов нефти, что негативно отражается на их эмульгирующих свойствах. Асфальтены хорошо эмульгируют воду, когда находятся в коллоидном высокодисперсном состоянии, а это состояние, в свою очередь, определяется оптимальным соотношением в масляной фазе ароматических углеводородов (растворяющих асфальтены) и алифатических углеводородов (в которых асфальтены практически не растворяются). Отклонение от оптимума в углеводородном составе масляной фазы приводят к укрупнению асфальтеновых частиц или их полному растворению. В обоих случаях эффективность их стабилизирующего действия падает.
Известен состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти (взятый за прототип), содержащий масляную фазу 5-50, воду - 10-50, эмульгатор - 5-25 (эмульгирующий компонент и углеводородный растворитель) и полимер - 10-50, предусмотрено добавление эмульгатора в масляную фазу и диспергирование воды в масле [3].
По данным [4] большинство составов не могут образовывать устойчивые концентрированные обратные эмульсии при температуре 60-80oC. Поэтому в настоящем изобретении для достижения вышеуказанной цели предлагается использовать для приготовления высокоустойчивых, концентрированных высоковязких обратных эмульсий для добычи нефти следующий состав: эмульгатор, содержащий в качестве эмульгирующего компонента сырую (не подвергшуюся какой-либо термохимической обработке) тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким не менее 100 мкг/г содержанием металло-порфириновых комплексов, в качестве растворителя - ароматический углеводород - толуол, ксилол. В зависимости от свойств (плотности, вязкости) и количественного содержания в сырой нефти металло-порфириновых комплексов, асфальтенов, смол и эмульгированной воды (которая может присутствовать в нефти и в дальнейшем после приготовления состава должна быть из него удалена, например, отстаиванием) содержание эмульгирующего компонента и растворителя может колебаться в пределах, вес.%:
Указанная сырая нефть - 25-85
Указанный растворитель - 15-75
Чтобы приготовить высокоустойчивые вязкие эмульсии обратного типа для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин необходимо непосредственно в промысловых условиях вначале подготовить соответствующую "масляную" фазу, в которую будет добавляться в качестве эмульгатора в количестве (вес.%) от 5-25% указанный выше состав. В качестве "масляной" фазы по данному изобретению предлагается использовать наиболее доступные (и дешевые) для конкретного месторождения жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин, легкая сырая нефть и т.п. в смеси с выпускаемом по ТУ 212-199-05763458-94 реагентом АПК, выполняющем роль эффективного растворителя асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти и регулятора плотности "масляной" фазы. Оптимальным соотношением смешиваемых объемов указанных компонентов масляной фазы является такое соотношение, при котором плотность (уд. вес) получаемой смеси (масляной фазы) будет равна плотности (уд. весу) воды, которую предполагается применять для получения обратных эмульсий.
Указанная сырая нефть - 25-85
Указанный растворитель - 15-75
Чтобы приготовить высокоустойчивые вязкие эмульсии обратного типа для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и (или) изоляции водопритока нефтяных скважин необходимо непосредственно в промысловых условиях вначале подготовить соответствующую "масляную" фазу, в которую будет добавляться в качестве эмульгатора в количестве (вес.%) от 5-25% указанный выше состав. В качестве "масляной" фазы по данному изобретению предлагается использовать наиболее доступные (и дешевые) для конкретного месторождения жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда, например ШФЛУ (широкая фракция низкокипящих легких углеводородов), нестабильный газовый бензин, легкая сырая нефть и т.п. в смеси с выпускаемом по ТУ 212-199-05763458-94 реагентом АПК, выполняющем роль эффективного растворителя асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти и регулятора плотности "масляной" фазы. Оптимальным соотношением смешиваемых объемов указанных компонентов масляной фазы является такое соотношение, при котором плотность (уд. вес) получаемой смеси (масляной фазы) будет равна плотности (уд. весу) воды, которую предполагается применять для получения обратных эмульсий.
После того как отрегулированную по плотности масляную фазу будет введен в качестве эмульгатора указанный выше состав, осуществляют процесс интенсивного диспергирования воды в полученном масле любым из известных методов (например, с помощью миксера или путем циркуляции системы через насос и т.п. ). При этом расчетное количество воды, которое должно быть заэмульгировано в заданном объеме "масла" должно вводиться постепенно, небольшими порциями.
Пример 1. Для приготовления обратной эмульсии использовался состав, состоящий из уникальной по содержанию порфиринов (см. табл.1) тяжелой, асфальтосмолистой нефти Верхозимского НГДУ "Пензанефть" и толуола, взятых в соотношении 3:1 (по объему). В качестве "масляной" фазы применили смесь низкооктанового бензина (уд. вес - 0,710 г/см3) и АПК (уд. вес 1,500 г/см3) 1:1 (по объему). Плотность полученной "масляной" фазы составила 1,105 г/см3, что соответствовало плотности (уд. весу) минерализованной пластовой воды, взятой для эмульгирования воды в данном "масле". При соблюдении таких условий (отсутствие разности плотностей эмульгируемых "масляной" и водной фаз) создаются идеальные условия для обеспечения 100% кинетической устойчивости получаемой обратной эмульсии, чего нет ни в одном из известных методов приготовления подобных эмульсий. Содержание эмульгатора в "масляной" фазе, как и в известном способе приготовления [3] обратных эмульсий, взятом за прототип, так и в предлагаемом составе и способе приготовления обратных эмульсий для добычи нефти, изменяли в пределах от 1 до 30% (вес.). В том и другом случае оценивалась кинетическая (Ку) и агрегативная (Ау) устойчивость образуемых обратных эмульсий.
Ку - по количеству выделившейся "масляной фазы" - Vм (в % объем.) от начального объема "масляной фазы" - Vмн, взятого для приготовленной в стандартных условиях 50% обратной эмульсионной системы, после ее статического отстаивания в течение 24 часов при температуре 20oC, т.е.
Ку = [(Vмн - Vм)/Vмн]•100
Ау - оценивалась по количеству выделившейся воды - Vс (в % объем.) от начального объема воды - Vн, взятого для приготовления в стандартных условиях 50% обратной эмульсии, при воздействии на нее одних и тех же дегидрирующих факторов, например, обработка в центробежном поле при 20oC, в течение t = 15 мин и w = 3000 об/мин.), т.е.
Ау - оценивалась по количеству выделившейся воды - Vс (в % объем.) от начального объема воды - Vн, взятого для приготовления в стандартных условиях 50% обратной эмульсии, при воздействии на нее одних и тех же дегидрирующих факторов, например, обработка в центробежном поле при 20oC, в течение t = 15 мин и w = 3000 об/мин.), т.е.
Ау = [(Vн - Vс)/Vн]•100
В табл. 2 для сравнения приведены данные, характеризующие основные технологические характеристики 50% обратных эмульсий (вязкость, кинетическую и агрегативную устойчивость), определяющие возможность их эффективного применения для добычи нефти. Из приведенных данных следует, что предлагаемый состав и способ приготовления обратных эмульсий позволяет при меньших (в 1,5 - 3 раза) расходных показателях по сравнению с известными составами и способами, получать более вязкие, кинетически и агрегативно более стойкие эмульсии обратного типа.
В табл. 2 для сравнения приведены данные, характеризующие основные технологические характеристики 50% обратных эмульсий (вязкость, кинетическую и агрегативную устойчивость), определяющие возможность их эффективного применения для добычи нефти. Из приведенных данных следует, что предлагаемый состав и способ приготовления обратных эмульсий позволяет при меньших (в 1,5 - 3 раза) расходных показателях по сравнению с известными составами и способами, получать более вязкие, кинетически и агрегативно более стойкие эмульсии обратного типа.
При этом в предлагаемом способе 100% кинетическая устойчивость обратных эмульсий достигалась как для сравнительно маловязкой эмульсии (при содержании эмульгатора в масляной фазе уже 1 вес.%), а так же и для более вязкой эмульсии (при содержании эмульгатора в масляной фазе 20% и более). В то же время для состава и способа, взятого за прототип даже при концентрации эмульгатора в масляной фазе 25 вес.% кинетическая устойчивость системы не превышала 60%.
Источники информации
1. Г. Н. Позднышев. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М.: Недра, 1982.
1. Г. Н. Позднышев. Стабилизация и разрушение нефтяных эмульсий, М.: Недра, 1982.
2. Авторское свидетельство СССР N 245250, опубл. 1969.
3. Патент США N 4505828, опубл. 1985.
4. Позднышев Г. Н., Петров А.А. Природные стабилизаторы и устойчивость нефтяных эмульсий, Тр. ТатНИПИнефти, вып. XIX. г.Куйбышев, 1971 г. стр. 124.
Claims (4)
1. Состав обратных эмульсий для добычи нефти, включающий масляную фазу, воду, эмульгатор, содержащий эмульгирующий компонент и растворитель, отличающийся тем, что он содержит в качестве эмульгирующего компонента сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов, в качестве растворителя - ароматический углеводород - толуол, ксилол, при их содержании, вес.%: указанная сырая нефть 25 - 85, указанный растворитель 15 - 75, а в качестве масляной фазы используют жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем для асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором плотность масляной фазы равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий.
2. Состав по п.1, отличающийся тем, что он содержит эмульгатор указанного состава в количестве 5 - 25 вес.%.
3. Способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти, включающий добавление эмульгатора в масляную фазу и диспергирование воды в полученном масле, отличающийся тем, что в подготовленную вначале масляную фазу, в качестве которой используют жидкие нефтяные углеводороды парафинового ряда в смеси с реагентом АПК-растворителем асфальтово-смолистых и порфириновых компонентов нефти, в соотношении, при котором плотность масляной фазы равна плотности воды, используемой для приготовления обратных эмульсий, добавляют в качестве эмульгатора состав, содержащий, вес.%: в качестве эмульгирующего компонента - сырую тяжелую асфальтово-смолистую нефть с высоким - не менее 100 мкг/г - содержанием металло-порфириновых комплексов 25 - 85, а в качестве растворителя - ароматический углеводород-толуол, ксилол 15 - 75.
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что эмульгатор указанного состава добавляют в количестве 5 - 25 вес.%.
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98102074A RU2126082C1 (ru) | 1998-01-20 | 1998-01-20 | Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти |
| PCT/RU1998/000426 WO1999036666A1 (en) | 1998-01-20 | 1998-12-21 | Composition and method for preparing water-in-oil emulsions used in crude-oil extraction |
| CA002285255A CA2285255A1 (en) | 1998-01-20 | 1998-12-21 | Composition and preparation method for water-in-oil emulstions for oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98102074A RU2126082C1 (ru) | 1998-01-20 | 1998-01-20 | Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2126082C1 true RU2126082C1 (ru) | 1999-02-10 |
| RU98102074A RU98102074A (ru) | 1999-05-20 |
Family
ID=20201950
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98102074A RU2126082C1 (ru) | 1998-01-20 | 1998-01-20 | Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| CA (1) | CA2285255A1 (ru) |
| RU (1) | RU2126082C1 (ru) |
| WO (1) | WO1999036666A1 (ru) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2165011C1 (ru) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2173776C2 (ru) * | 1999-04-20 | 2001-09-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Состав для вскрытия продуктивного пласта и способ его использования |
| RU2177539C2 (ru) * | 1999-10-08 | 2001-12-27 | Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд. | Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину и способ его приготовления |
| RU2186959C1 (ru) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2187625C1 (ru) * | 2001-10-26 | 2002-08-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
| RU2359005C2 (ru) * | 2007-08-02 | 2009-06-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Состав для изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2383576C1 (ru) * | 2009-01-16 | 2010-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
| RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2257469C1 (ru) * | 2004-01-08 | 2005-07-27 | Хлебников Вадим Николаевич | Гидрофобная эмульсия |
| RU2241830C1 (ru) * | 2004-01-08 | 2004-12-10 | Хлебников Вадим Николаевич | Гидрофобная эмульсия |
| CA2594626C (en) | 2007-07-24 | 2011-01-11 | Imperial Oil Resources Limited | Use of a heavy petroleum fraction as a drive fluid in the recovery of hydrocarbons from a subterranean formation |
| RU2519138C1 (ru) * | 2013-02-19 | 2014-06-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ ограничения водопритока в горизонтальной скважине с обводненными карбонатными коллекторами |
| RU2560018C1 (ru) * | 2014-07-08 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции притока вод в необсаженном горизонтальном участке ствола добывающей скважины |
| CN108624313A (zh) * | 2017-03-15 | 2018-10-09 | 中国石油化工股份有限公司 | 用于降低稠油粘度的组合物和稠油降粘剂及制备方法和稠油降粘方法和稠油油藏开采方法 |
Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3910350A (en) * | 1974-05-16 | 1975-10-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery in waterflooding |
| DE2442409B2 (de) * | 1973-11-29 | 1976-10-28 | Marathon Oil Co., Findlay, Ohio (V.StA.) | Dispersion zum einfuehren in eine kohlenwasserstoff fuehrende lagerstaette |
| DE2651546A1 (de) * | 1975-11-13 | 1977-05-26 | Shell Int Research | Verfahren zum abdichten von unterirdischen formationen |
| US4424135A (en) * | 1979-11-21 | 1984-01-03 | The Standard Oil Company | Emulsifier system for the tertiary recovery of oil |
| US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
| SU1549486A3 (ru) * | 1981-02-18 | 1990-03-07 | Хемише Верке Хюльс Аг (Фирма) | Способ добычи нефти из подземной залежи средней или высокой солености |
| SU1742467A1 (ru) * | 1990-04-11 | 1992-06-23 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Гидрофобна эмульси дл обработки пласта |
| RU2065033C1 (ru) * | 1994-10-27 | 1996-08-10 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Состав для извлечения нефти |
| RU2065941C1 (ru) * | 1993-10-12 | 1996-08-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Состав для добычи нефти |
| RU2094601C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
-
1998
- 1998-01-20 RU RU98102074A patent/RU2126082C1/ru not_active IP Right Cessation
- 1998-12-21 CA CA002285255A patent/CA2285255A1/en not_active Abandoned
- 1998-12-21 WO PCT/RU1998/000426 patent/WO1999036666A1/ru unknown
Patent Citations (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE2442409B2 (de) * | 1973-11-29 | 1976-10-28 | Marathon Oil Co., Findlay, Ohio (V.StA.) | Dispersion zum einfuehren in eine kohlenwasserstoff fuehrende lagerstaette |
| US3910350A (en) * | 1974-05-16 | 1975-10-07 | Phillips Petroleum Co | Hydrocarbon recovery in waterflooding |
| DE2651546A1 (de) * | 1975-11-13 | 1977-05-26 | Shell Int Research | Verfahren zum abdichten von unterirdischen formationen |
| US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
| US4424135A (en) * | 1979-11-21 | 1984-01-03 | The Standard Oil Company | Emulsifier system for the tertiary recovery of oil |
| SU1549486A3 (ru) * | 1981-02-18 | 1990-03-07 | Хемише Верке Хюльс Аг (Фирма) | Способ добычи нефти из подземной залежи средней или высокой солености |
| SU1742467A1 (ru) * | 1990-04-11 | 1992-06-23 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Гидрофобна эмульси дл обработки пласта |
| RU2065941C1 (ru) * | 1993-10-12 | 1996-08-27 | Внедренческий научно-исследовательский инженерный центр "Нефтегазтехнология" | Состав для добычи нефти |
| RU2065033C1 (ru) * | 1994-10-27 | 1996-08-10 | Акционерное общество "Химеко-Ганг" | Состав для извлечения нефти |
| RU2094601C1 (ru) * | 1996-07-05 | 1997-10-27 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Способ разработки нефтяной залежи |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Орлов Г.А. Использование обратных эмульсий в добыче нефти. - М.: ВНИИОЭНГ, 1986, с. 10 - 17. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2173776C2 (ru) * | 1999-04-20 | 2001-09-20 | Позднышев Геннадий Николаевич | Состав для вскрытия продуктивного пласта и способ его использования |
| RU2177539C2 (ru) * | 1999-10-08 | 2001-12-27 | Ойл Технолоджи (Оверсиз) Продакшн Лтд. | Состав для изоляции зон поглощения и притока пластовых вод в скважину и способ его приготовления |
| RU2165011C1 (ru) * | 2000-01-25 | 2001-04-10 | Позднышев Геннадий Николаевич | Способ термохимической обработки призабойной зоны пласта |
| RU2186959C1 (ru) * | 2001-05-23 | 2002-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ПермНИПИнефть" | Эмульсия для изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2187625C1 (ru) * | 2001-10-26 | 2002-08-20 | Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи | Способ глушения эксплуатационной скважины (варианты) |
| RU2359005C2 (ru) * | 2007-08-02 | 2009-06-20 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Состав для изоляции притока пластовых вод в скважине |
| RU2383576C1 (ru) * | 2009-01-16 | 2010-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Состав для водоизоляции в газовом пласте |
| RU2560047C1 (ru) * | 2014-07-09 | 2015-08-20 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO1999036666A1 (en) | 1999-07-22 |
| CA2285255A1 (en) | 1999-07-22 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2126082C1 (ru) | Состав и способ приготовления обратных эмульсий для добычи нефти | |
| US4359391A (en) | Well treatment with emulsion dispersions | |
| CA1114285A (en) | Well treatment with emulsion dispersions | |
| US5556574A (en) | Emulsion of viscous hydrocarbon in aqueous buffer solution and method for preparing same | |
| Yan et al. | Characterization and demulsification of solids-stabilized oil-in-water emulsions Part 1. Partitioning of clay particles and preparation of emulsions | |
| Yan et al. | Effect of pH on adsorption and desorption of clay particles at oil–water interface | |
| US8101086B2 (en) | Oil/water separation of full well stream by flocculation-demulsification process | |
| US5547022A (en) | Heavy oil well stimulation composition and process | |
| CA1136515A (en) | Emulsion breaking process | |
| US4596653A (en) | Demulsifying process | |
| US2742426A (en) | Composition for hydraulically fracturing formations | |
| KR970074908A (ko) | 초중질유 에멀션 연료의 제조 방법과 그의 연료 | |
| CA2499372A1 (en) | Fiber assisted emulsion system | |
| US7001580B2 (en) | Emulsions including surface-modified organic molecules | |
| Staiss et al. | Improved demulsifier chemistry: A novel approach in the dehydration of crude oil | |
| US6069178A (en) | Emulsion with coke additive in hydrocarbon phase and process for preparing same | |
| RU2184836C2 (ru) | Способ селективного ограничения водопритоков в эксплуатационных скважинах | |
| Yan et al. | Demulsification of solids-stabilized oil-in-water emulsions | |
| WO2013053036A1 (en) | Use of oil-in-water emulsion for enhanced oil recovery | |
| RU2125647C1 (ru) | Состав для добычи нефти и способ его приготовления | |
| Yang et al. | Lab and field study of new microemulsion-based crude oil demulsifier for well completions | |
| RU2797224C1 (ru) | Химико-технологический состав с регулируемой вязкостью для выравнивания профиля приемистости в скважинах поддержания пластового давления и создания вязкоупругих экранов в продуктивном пласте | |
| US3553149A (en) | Demulsifier for water-petroleum emulsions | |
| US5851432A (en) | Triple tail surfactant formulations for emulsification of heavy hydrocarbons | |
| Reis et al. | Evaluation of w/o emulsion stability in function of oil polarity: a study using asphaltenes C3I in kerosene |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100121 |