RU2163967C1 - Method of oil recovery - Google Patents
Method of oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2163967C1 RU2163967C1 RU99116835A RU99116835A RU2163967C1 RU 2163967 C1 RU2163967 C1 RU 2163967C1 RU 99116835 A RU99116835 A RU 99116835A RU 99116835 A RU99116835 A RU 99116835A RU 2163967 C1 RU2163967 C1 RU 2163967C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- formation
- organosilicon compound
- water
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве способа добычи нефти при разработке пласта заводнением с использованием кремнийорганических соединений. The invention relates to the oil industry and can be used as a method of oil production during reservoir development by flooding using organosilicon compounds.
Известен способ добычи нефти, включающий закачку в пласт водного раствора ПАВ, дополнительно содержащего кремнийорганическое соединение (КРОС) - диалкилсилоксан [1]. Способ обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти за счет поверхностно-активных свойств раствора, модифицированных добавкой диалкилсилоксана. Недостатком способа является низкая эффективность на неоднородных коллекторах и на коллекторах, находящихся на поздних стадиях разработки. A known method of oil production, including the injection into the formation of an aqueous solution of a surfactant, optionally containing an organosilicon compound (CROS) - dialkylsiloxane [1]. The method provides an increase in the coefficient of oil displacement due to the surface-active properties of the solution, modified by the addition of dialkylsiloxane. The disadvantage of this method is the low efficiency on heterogeneous collectors and collectors that are in the late stages of development.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является способ добычи нефти, включающий закачку в пласт эмульсии, содержащей диспергированное в воде с помощью ПАВ химически инертное по отношению к породам пласта кремнийорганическое соединение - органополисилоксан [2]. При этом кремнийорганическое соединение и ПАВ в эмульсии соотносятся как 100:(10-100). Способ обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из пласта за счет временного перераспределения фильтрационных потоков в результате гидрофобизации поверхности породы. The closest technical solution, taken as a prototype, is a method of oil production, including the injection into the reservoir of an emulsion containing dispersed in water using a surfactant chemically inert with respect to the rocks of the formation organosilicon compound - organopolysiloxane [2]. In this case, the organosilicon compound and the surfactant in the emulsion are related as 100: (10-100). The method provides an increase in the coefficient of oil displacement from the reservoir due to temporary redistribution of filtration flows as a result of hydrophobization of the rock surface.
Основным недостатком способа является низкая эффективность при использовании на коллекторах с повышенными пластовыми температурами и высокой неоднородностью пласта, что обусловлено слабой адсорбцией химически инертного кремнийорганического соединения с поверхностью породы в таких условиях и, как следствие, его низкой гидрофобизирующей активностью. Кроме того, способ малоэффективен при использовании на коллекторах, находящихся на начальной стадии разработки, что связано с затруднением адсорбции органополисилоксана на поверхности породы и частичным его растворением в нефти. The main disadvantage of this method is its low efficiency when used on reservoirs with elevated reservoir temperatures and high heterogeneity of the formation, which is due to weak adsorption of a chemically inert organosilicon compound to the rock surface under such conditions and, as a result, its low hydrophobic activity. In addition, the method is ineffective when used on reservoirs that are at the initial stage of development, which is associated with difficulty in adsorption of organopolysiloxane on the rock surface and its partial dissolution in oil.
Задачей предлагаемого изобретения является увеличение добычи нефти за счет повышения коэффициента ее вытеснения из водопромытых и нефтенасыщенных интервалов и подключения к разработке застойных и слабодренируемых зон пласта. The objective of the invention is to increase oil production by increasing the coefficient of its displacement from water-washed and oil-saturated intervals and connecting to the development of stagnant and slightly drained zones of the reservoir.
Поставленная задача решается путем закачки в нефтяной пласт нефтевытесняющего вещества и закачки кремнийорганического соединения, обеспечивающего перераспределение фильтрационных потоков за счет гидрофобизации поверхности породы. The problem is solved by injecting an oil-displacing substance into the oil reservoir and injecting an organosilicon compound, which provides redistribution of filtration flows due to hydrophobization of the rock surface.
Сущность разработанного способа добычи нефти, включающего закачку в пласт кремнийорганического соединения и воды, заключается в том, что способ предусматривает дополнительную закачку нефтевытесняющего вещества и закачку инертного и/или химически активного по отношению к породам кремнийорганического соединения. При этом в качестве нефтевытесняющего вещества используют органические растворители или композиции на основе поверхностно-активных веществ, в качестве химически инертного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения используют преимущественно силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группировками или полиметилсилоксаны, а в качестве химически активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения используют преимущественно гидрофобизирующие жидкости, гидридполисилоксаны или этиловые эфиры ортокремниевой кислоты. The essence of the developed method of oil production, including the injection of organosilicon compounds and water into the formation, consists in the fact that the method provides for an additional injection of an oil-displacing substance and an inert and / or chemically active organosilicon compound. At the same time, organic solvents or surfactant-based compositions are used as an oil-displacing substance, mainly silicone block copolymers with alkylene oxide groups or polymethylsiloxanes are used as chemically inert to the formation rocks, and organosilicon reactive to the formation rocks. the compounds use predominantly hydrophobizing liquids, hydride polysiloxanes or ethyl ethers calves of orthosilicic acid.
Предложенная совокупность операций и используемых реагентов. В рамках разработанного способа добычи нефти обеспечивается вытеснение остаточной нефти из высокопроницаемых водопромытых интервалов пласта за счет закачки нефтевытесняющего вещества и вытеснение нефти из низкопроницаемых нефтенасыщенных интервалов за счет закачки нефтевытесняющего вещества и кремнийорганического соединения, способствующего перераспределению фильтрационных потоков в результате гидрофобизации поверхности породы. Гидрофобизация поверхности породы способствует кроме того притоку нефти из микропор высокопроницаемых интервалов. Использование кремнийорганических веществ различной химической активности по отношению к породам позволяет регулировать степень гидрофобизации поверхности породы в объеме пласта. Proposed set of operations and reagents used. Within the framework of the developed oil production method, the residual oil is displaced from the highly permeable water-washed intervals of the reservoir due to the injection of oil-displacing substances and oil is displaced from the low-permeable oil-saturated intervals by injection of the oil-displacing substance and organosilicon compound, which facilitates the redistribution of filtration flows as a result of hydrophobization of the rock surface. Hydrophobization of the rock surface also contributes to the influx of oil from micropores of highly permeable intervals. The use of organosilicon substances of different chemical activity in relation to the rocks allows you to adjust the degree of hydrophobization of the rock surface in the reservoir volume.
Существенными отличительными признаками разработанного способа являются:
1. Дополнительная закачка в пласт нефтевытесняющего вещества. Закачка нефтевытесняющего вещества обеспечивает увеличение коэффициента вытеснения нефти из обрабатываемых интервалов. Это способствует увеличению добычи нефти, интенсификации разработки пласта и уменьшению доли остаточной нефти. В случае первоначальной закачки нефтевытесняющего вещества обеспечивается доотмыв остаточной нефти из водопромытых интервалов и их более эффективная гидрофобизация в результате последующей закачки кремнийорганического соединения. В случае первоначальной закачки кремнийорганического соединения обеспечивается более интенсивное воздействие нефтевытесняющего вещества на низкопроницаемые нефтенасыщенные интервалы.Salient features of the developed method are:
1. Additional injection into the reservoir of oil-displacing substances. The injection of oil-displacing substances provides an increase in the coefficient of oil displacement from the treated intervals. This helps to increase oil production, stimulate reservoir development and reduce the proportion of residual oil. In the case of an initial injection of an oil-displacing substance, the residual oil is washed out of the water-washed intervals and their hydrophobization is more effective as a result of the subsequent injection of an organosilicon compound. In the case of the initial injection of the organosilicon compound, a more intense effect of the oil-displacing substance on low-permeable oil-saturated intervals is provided.
2. Использование химически инертного и/или химически активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения. Это обеспечивает возможность получения стабильного (при закачке в пласт химически активного КРОС) или временного (при закачке в пласт химически инертного КРОС) гидрофобных покрытий на поверхности породы, способствующих перераспределению фильтрационных потоков в пласте. При этом закачка в пласт химически активного КРОС сопровождается гидрофобизацией предпочтительно призабойной зоны пласта (ПЗП), а закачка химически инертного КРОС за счет процессов адсорбции-десорбции реагента приводит к частичной гидрофобизации породы пласта как вблизи ПЗП обрабатываемой скважины, так и на значительном удалении от нее. В случае совместной закачки химически инертного и химически активного по отношению к породам пласта КРОС гидрофобизация поверхности породы происходит вдоль линии нагнетания жидкости, при этом гидрофобное покрытие вблизи ПЗП скважины сохраняется. 2. The use of chemically inert and / or chemically active in relation to the rocks of the formation of the organosilicon compounds. This provides the possibility of obtaining stable (when injecting chemically active CROS into the reservoir) or temporary (when chemically inert CROS is injected into the reservoir) hydrophobic coatings on the rock surface, contributing to the redistribution of filtration flows in the reservoir. In this case, the injection of chemically active CROS into the formation is accompanied by hydrophobization of the predominantly bottom-hole zone of the formation (PZP), and the injection of chemically inert CROS due to the processes of adsorption-desorption of the reagent leads to partial hydrophobization of the formation rock both near the PZZ of the treated well and at a considerable distance from it. In the case of joint injection of a chemically inert and chemically active CROS formation with respect to the rocks, hydrophobization of the rock surface occurs along the fluid injection line, while the hydrophobic coating near the PZZ well remains.
Использование КРОС различной химической активности позволяет эффективно воздействовать на нефтяные коллекторы с различными пластовыми температурами. Кремнийорганические соединения обладают высокой термостабильностью (250-300oC), но в зависимости от наличия функциональных групп в молекуле образуют с породами пласта связи различной устойчивости. Химически инертные КРОС после адсорбции на породе под действием температуры десорбируются. Химически активные КРОС способны образовывать прочные связи с поверхностью породы, устойчивые в широком интервале температур, при этом чем выше пластовая температура, тем быстрее происходит взаимодействие. Кроме того, использование химически инертных и/или химически активных КРОС позволяют воздействовать на пласты с различным содержанием нефти и на пласты с различной гидропроводностью, т. к. по крайней мере одно из кремнийорганических соединений (химически активное) взаимодействует с породой в любых условиях.The use of CROS of various chemical activity allows you to effectively act on oil reservoirs with different reservoir temperatures. Organosilicon compounds have high thermal stability (250-300 o C), but depending on the presence of functional groups in the molecule form bonds of different stability with the rocks of the formation. Chemically inert CROS after adsorption on the rock under the influence of temperature are desorbed. Chemically active CROS are able to form strong bonds with the rock surface, stable in a wide temperature range, and the higher the reservoir temperature, the faster the interaction. In addition, the use of chemically inert and / or chemically active CROS allows affecting formations with different oil contents and formations with different hydroconductivity, since at least one of the organosilicon compounds (chemically active) interacts with the rock under any conditions.
3. Использование в качестве нефтевытесняющего вещества органических растворителей или композиций на основе поверхностно- активных веществ. Различные органические растворители и композиции, содержащие ПАВ, являются наиболее эффективными агентами для вытеснения нефти из пласта, способными достичь максимального коэффициента нефтеизвлечения. 3. The use of organic solvents or surfactant compositions as an oil displacing substance. Various organic solvents and compositions containing surfactants are the most effective agents for the displacement of oil from the reservoir, able to achieve maximum oil recovery.
Для указанной цели предпочтительно применять водомаслорастворимые и/или маслорастворимые органические растворители (спирты, эфиры, альдегиды, азотосодержащие соединения, ароматические углеводороды, нефтяные сольвенты и т. д.) и композиции на основе поверхностно-активных веществ (растворы ПАВ, микроэмульсии и т.д.)
4. Использование в качестве химически инертного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения преимущественно силиконовых блоксополимеров с алкиленоксидными группировками или полиметилсилоксанов. Указанные соединения химически устойчивы в пластовых условиях, способны адсорбироваться на поверхности пород различного минералогического состава с образованием гидрофобного покрытия и десорбироваться под действием внешних факторов (температура, избыток растворителя, агрессивные по отношению к породе реагенты). Кроме того, такие КРОС обладают поверхностно-активными свойствами и способствует увеличению коэффициента нефтевытеснения.For this purpose, it is preferable to use water-soluble and / or oil-soluble organic solvents (alcohols, esters, aldehydes, nitrogen-containing compounds, aromatic hydrocarbons, petroleum solvents, etc.) and compositions based on surfactants (surfactant solutions, microemulsions, etc. .)
4. The use of organosilicon compounds as chemically inert with respect to the formation rocks, mainly silicone block copolymers with alkylene oxide groups or polymethylsiloxanes. These compounds are chemically stable under reservoir conditions, are able to adsorb on the surface of rocks of various mineralogical composition with the formation of a hydrophobic coating and desorb under the influence of external factors (temperature, excess solvent, aggressive reagents in relation to the rock). In addition, such CROS have surface-active properties and contributes to an increase in oil displacement coefficient.
5. Использование в качестве химически активного по отношению к породам кремнийорганического соединения преимущественно гидрофобизирующих жидкостей, гидридполисилоксанов или этиловых эфиров ортокремниевой кислоты. Указанные соединения взаимодействуют с поверхностью породы с образованием устойчивого гидрофобного покрытия в различных пластовых условиях. При этом они сохраняют свои свойства в составе различных композиций и товарных форм. 5. The use of mainly hydrophobizing liquids, polysiloxane hydrides or ethyl esters of orthosilicic acid as a chemically active organosilicon compound. These compounds interact with the surface of the rock with the formation of a stable hydrophobic coating in various reservoir conditions. At the same time, they retain their properties in the composition of various compositions and commodity forms.
Для реализации разработанного способа используют товарные реагенты отечественного и зарубежного производства и составы на их основе:
- органические растворители: этиленгликоль, диизопропиловый эфир, бутилцеллозольв, диоксан, 2-этилгексанол, бензиновый растворитель, нефрас, толуольная фракция, бутил- бензольная фракция, и т.д.;
- поверхностно-активные вещества: неонол АФ9-12, ОП- 10, превоцел, сульфанол, кремнийорганические НПАВ (силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группами) и т.д.;
- кремнийорганические соединения: полиметилсилоксан (ПМС-100, ПМС-200), силиконовые эмульсии на основе полиметилсилоксанов, силиконовые блоксополимеры с алкиленоксидными группами [продукт 167-174, КЭП-8 (General Elektric), КЭП-2А, SE1128] , гидрофобизирующие жидкости [ГКЖ-10, ГКЖ-11, BS-15 (Wacker Chemie)], гидридполисилоксаны (продукт 136-41), силиконовые эмульсии на основе гидридполисилоксанов, этиловые эфиры ортокремниевой кислоты (этилсиликат-конденсат, ЭТС-40, продукт 119-296) и эмульсии на их основе, олигоорганоэтокси(хлор)силоксан (продукт 119-204) и т.д.To implement the developed method, commodity reagents of domestic and foreign production and compositions based on them are used:
- organic solvents: ethylene glycol, diisopropyl ether, butyl cellosolve, dioxane, 2-ethylhexanol, gasoline solvent, nefras, toluene fraction, butylbenzene fraction, etc .;
- surfactants: neonol AF 9-12 , OP-10, prevocel, sulfanol, organosilicon nonionic surfactants (silicone block copolymers with alkylene oxide groups), etc .;
- organosilicon compounds: polymethylsiloxane (PMS-100, PMS-200), silicone emulsions based on polymethylsiloxanes, silicone block copolymers with alkylene oxide groups [product 167-174, KEP-8 (General Elektric), KEP-2A, SE1128], water-repellent liquids [ GKZH-10, GKZH-11, BS-15 (Wacker Chemie)], polysiloxane hydride (product 136-41), polysiloxane hydride silicone emulsions, orthosiliconate ethyl esters (ethyl silicate condensate, ETS-40, product 119-296) and emulsions based on them, oligoorganoethoxy (chloro) siloxane (product 119-204), etc.
Эффективность разработанного и известного способов исследовали в лабораторных условиях в процессе фильтрации жидкости через неоднородную модель нефтяного пласта. Оценку эффективности проводили по изменению соотношения скоростей фильтрации через высокопроницаемый и низкопроницаемый пропластки и по приросту коэффициентов нефтевытеснения. The effectiveness of the developed and known methods was investigated in laboratory conditions during the filtration of a fluid through an inhomogeneous model of an oil reservoir. Efficiency assessment was carried out by changing the ratio of filtration rates through high permeability and low permeability layers and by the growth of oil displacement coefficients.
Исследования проводили на установке, сконструированной на базе стандартной установки типа УИПК. Установка моделирует пластовые условия и позволяет поддерживать необходимые давление и температуру, а также контролировать расход воды и нефти, фильтрующихся через модель пласта. The studies were carried out on a facility designed on the basis of a standard facility of type UIPK. The installation simulates reservoir conditions and allows you to maintain the necessary pressure and temperature, as well as control the flow of water and oil, filtered through a reservoir model.
В качестве модели пласта использовали две стальные колонки длиной 60 см и диаметром 3,7 см, заполненные дезинтегрированным керном и имитирующие пропластки различной проницаемости. Проницаемость колонок варьировалась от 218 до 2690 мД, соотношение проницаемостей в модели составляло 2,7-4,3. Подготовку модели пласта и жидкостей к экспериментам проводили в соответствии с СТП 0148070-013-91 "Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами". Two steel columns 60 cm long and 3.7 cm in diameter, filled with disintegrated core and simulating interlayers of different permeability, were used as a reservoir model. The permeability of the columns ranged from 218 to 2690 mD; the permeability ratio in the model was 2.7–4.3. Preparation of the reservoir model and the fluids for the experiments was carried out in accordance with STP 0148070-013-91 "Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by reagents."
Предлагаемое изобретение иллюстрируется следующими примерами. The invention is illustrated by the following examples.
Пример 1. Модель пласта насыщают водой с общей минерализацией 18 г/л, а затем нефтью. Далее модель термостатируют (t=70oC) и вытесняют нефть минерализованной водой до 100%-го обводнения извлекаемой жидкости. По окончании замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки, давление в системе и рассчитывают коэффициент вытеснения нефти водой.Example 1. The reservoir model is saturated with water with a total salinity of 18 g / l, and then with oil. Next, the model is thermostated (t = 70 o C) and oil is displaced by mineralized water to 100% watering of the recovered liquid. At the end, they measure the rate of fluid filtration through the columns, the pressure in the system and calculate the coefficient of oil displacement by water.
Затем в модель пласта в соответствии с разработанным способом последовательно закачивают нефтевытесняющее вещество, в качестве которого используют эмульсию на основе неонола АФ9-12 (2%), нефраса (10%) и воды (88%) в объеме 20% Vпор; а затем инертное по отношению к породам пласта кремнийорганическое соединение, в качестве которого используют 0,2%-ный раствор в воде силиконового блоксополимера с этиленоксидными группировками (реагент КЭП-2А) объемом 50% Vпор.Then, in accordance with the developed method, an oil-displacing substance is sequentially pumped into the reservoir model, using an emulsion based on neonol AF 9-12 (2%), nefras (10%) and water (88%) in a volume of 20% V pore ; and then an organosilicon compound inert with respect to the formation rocks, which is used as a 0.2% solution in water of a silicone block copolymer with ethylene oxide groups (KEP-2A reagent) with a volume of 50% V pore .
По окончании прокачивают минерализованную воду до прекращения выделения нефти из модели пласта. Замеряют скорости фильтрации жидкости через колонки и рассчитывают прирост коэффициента нефтевытеснения. At the end, mineralized water is pumped until the oil is stopped from the reservoir model. Measure the rate of fluid filtration through the columns and calculate the growth rate of oil displacement.
Пример 2. Аналогично примеру 1 готовят модель пласта и термостатируют при температуре 90oC. Затем в модель пласта в соответствии с разработанным способом последовательно закачивают 3%-ный водный раствор активного по отношению к породам пласта кремнийорганического соединения, в качестве которого используют эмульсию, содержащую гидридполисилоксан (продукт 136-41) (50%) и воду с добавкой стабилизатора эмульсии (50%), объемом 25% Vпор, а затем нефтевытесняющее вещество, в качестве которого используют 0,2%-ный раствор бутилцеллозольва (монобутиловый эфир этиленгликоля), объемом 50% Vпор.Example 2. Analogously to example 1, a reservoir model is prepared and thermostated at a temperature of 90 o C. Then, in a reservoir model, in accordance with the developed method, a 3% aqueous solution of an organosilicon compound active with respect to the formation rocks is sequentially pumped using an emulsion containing gidridpolisiloksan (product 136-41) (50%) and water with the addition of an emulsion stabilizer (50%) of 25% V pores, and then oil-displacing agent, which is used as a 0.2% solution of butyl cellosolve (monobutyl eff p glycol) of 50% V pores.
Аналогичным образом, изменяя количества и химический состав закачиваемых реагентов, проводят испытания в рамках предложенного способа и способа по прототипу и оценивают их эффективность по приросту коэффициента нефтевытеснения. Результаты опытов представлены в таблице. Similarly, by changing the amount and chemical composition of the injected reagents, tests are carried out in the framework of the proposed method and the prototype method and their effectiveness is evaluated by the increase in oil displacement coefficient. The results of the experiments are presented in the table.
В таблице рассмотрены примеры эффективного использования в рамках разработанного способа различных нефтевытесняющих веществ (растворители, поверхностно-активные композиции) и кремнийорганических соединений, отличающихся активностью по отношению к породам пласта, и их смесей. The table shows examples of the effective use of various oil-displacing substances (solvents, surfactant compositions) and organosilicon compounds with different activity in relation to the formation rocks and their mixtures within the developed method.
Полученные результаты показывают, что разработанный способ (выбранные реагенты и последовательность их закачки) позволяет добиться высокого коэффициента вытеснения нефти из коллекторов различной проницаемости и степени неоднородности в широком диапазоне пластовых температур. При этом прирост коэффициента нефтевытеснения достигается за счет извлечения нефти как из высокопроницаемого интервала (в результате закачки нефтевытесняющего вещества), так и из низкопроницаемого интервала (в результате закачки нефтевытесняющего вещества и закачки КРОС, обеспечивающего перераспределение фильтрационных потоков). Кроме того, закачка нефтевытесняющего вещества позволяет использовать способ на начальной стадии разработки месторождения. The results show that the developed method (selected reagents and the sequence of their injection) allows to achieve a high coefficient of oil displacement from reservoirs of different permeability and degree of heterogeneity in a wide range of reservoir temperatures. At the same time, an increase in the oil displacement coefficient is achieved by extracting oil from both the highly permeable interval (as a result of injection of the oil displacing substance) and the low permeability interval (as a result of injection of the oil displacing substance and the injection of CROS, which provides redistribution of filtration flows). In addition, the injection of oil-displacing substances allows you to use the method at the initial stage of field development.
При использовании в тех же условиях способа по прототипу, когда используются только химически инертные по отношению к породам пласта кремнийорганические соединения, полученный коэффициент нефтевытеснения ниже, что обусловлено слабой адсорбцией КРОС на поверхности породы и, как следствие, незначительным перераспределением фильтрационных потоков. Последнее является определяющим фактором для эффективного использования способа. When using the prototype method under the same conditions, when only organosilicon compounds chemically inert with respect to the formation rocks are used, the oil displacement coefficient obtained is lower, which is due to weak CROS adsorption on the rock surface and, as a result, a slight redistribution of filtration flows. The latter is a determining factor for the effective use of the method.
На практике способ реализуют следующим образом. In practice, the method is implemented as follows.
С учетом текущего состояния разработки опытного участка и его особенностей выбирают реагенты в качестве нефтевытесняющего вещества и кремнийорганического соединения и расчитывают объемы их закачки. Затем нефтевытесняющее вещество и смесь кремнийорганического соединения с водой в выбранной последовательности закачивают в пласт путем обработки отдельной нагнетательной скважины или обработки нескольких нагнетательных скважин с кустовой насосной станции. Далее продолжают закачку нагнетаемой воды. Given the current state of development of the experimental site and its features, reagents are selected as an oil displacing substance and an organosilicon compound and the volumes of their injection are calculated. Then the oil-displacing substance and a mixture of organosilicon compounds with water in the selected sequence are pumped into the reservoir by treating a separate injection well or processing several injection wells from a cluster pump station. Then continue pumping injected water.
Источники информации
1. Патент США N А-4296812, кл E 21 В 43/22, 1981.Sources of information
1. US patent N A-4296812, CL E 21 In 43/22, 1981.
2. Патент РФ N 2087688, кл E 21 В 43/22, 1997 г. - прототип. 2. RF patent N 2087688, class E 21 43/22, 1997 - prototype.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116835A RU2163967C1 (en) | 1999-07-29 | 1999-07-29 | Method of oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99116835A RU2163967C1 (en) | 1999-07-29 | 1999-07-29 | Method of oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2163967C1 true RU2163967C1 (en) | 2001-03-10 |
Family
ID=20223379
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU99116835A RU2163967C1 (en) | 1999-07-29 | 1999-07-29 | Method of oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2163967C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2793351C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-03-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Completion method for a production well that has opened a transitional zone of a gas deposit |
-
1999
- 1999-07-29 RU RU99116835A patent/RU2163967C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2793351C1 (en) * | 2022-07-18 | 2023-03-31 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Completion method for a production well that has opened a transitional zone of a gas deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2453690C2 (en) | Hydrocarbon formation treatment method | |
| US20100006286A1 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| RU2294353C1 (en) | Formulation for acid treatment of critical borehole zone | |
| US8235113B2 (en) | Method of improving recovery from hydrocarbon reservoirs | |
| RU2163967C1 (en) | Method of oil recovery | |
| RU2529080C1 (en) | Selective composition for repair and isolation in oil and gas wells | |
| RU2480503C1 (en) | Composition for water-isolation works in gas wells | |
| RU2251615C2 (en) | Method for restricting water inflow into well | |
| RU2109132C1 (en) | Method for increasing oil recovery from beds | |
| RU2187634C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand-argillaceous reservoirs of jurassic deposits of latitudinal of region | |
| RU2153576C1 (en) | Reverse emulsion for treating oil strata | |
| RU2342419C1 (en) | Composition for treatment of bottom hole zone of collectors with low permeability | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2770192C1 (en) | Acid composition for treatment of the bottomhole zone of a high-temperature carbonate reservoir | |
| RU2168617C2 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2285792C1 (en) | Oil and gas-condensate deposit development method | |
| RU2186962C2 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of high- temperature low-permeability sand reservoirs | |
| RU2250361C2 (en) | Method for adjustment of oil deposit extraction | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2188312C2 (en) | Composition for regulation of oil field development | |
| RU2109939C1 (en) | Compound for limitation of brine water inflow | |
| RU2136869C1 (en) | Method of developing oil deposit | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| RU2154160C1 (en) | Method of oil deposit development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110730 |