RU2230900C2 - Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed - Google Patents
Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2230900C2 RU2230900C2 RU2002104474/03A RU2002104474A RU2230900C2 RU 2230900 C2 RU2230900 C2 RU 2230900C2 RU 2002104474/03 A RU2002104474/03 A RU 2002104474/03A RU 2002104474 A RU2002104474 A RU 2002104474A RU 2230900 C2 RU2230900 C2 RU 2230900C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bitumen
- oil
- containing reagent
- dispersion
- surfactants
- Prior art date
Links
Landscapes
- Compositions Of Macromolecular Compounds (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к реагентам для повышения нефтеотдачи пластов и к способам разработки нефтяных месторождений с их применением.The invention relates to the oil industry, in particular to reagents for enhancing oil recovery and methods for developing oil fields with their use.
Известно применение эмульсионного состава для повышения нефтеотдачи пластов. Состав для извлечения нефти представляет собой водонефтяную эмульсию, содержащую жидкий углеводород, маслорастворимое поверхностно-активное вещество, в качестве которого используются сложные эфиры кислот таллового масла и триэтаноламина, водорастворимое поверхностно-активное вещество - водноспиртовой раствор алкилсиликоната натрия и воду [1]. Недостатком данного состава является то, что несмотря на хорошие нефтеотмывающие свойства он создает недостаточный фактор сопротивления для выравнивания профиля приемистости и ограничения водопритоков при закачке эмульсии в пласт.It is known the use of emulsion composition to enhance oil recovery. The composition for oil recovery is a water-oil emulsion containing a liquid hydrocarbon, an oil-soluble surfactant, which is used as an ester of tall oil acids and triethanolamine, a water-soluble surfactant - a water-alcohol solution of sodium alkylsiliconate and water [1]. The disadvantage of this composition is that despite the good oil washing properties, it creates an insufficient resistance factor to equalize the injectivity profile and limit water inflows when the emulsion is pumped into the formation.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является реагент для повышения нефтеотдачи, представляющий собой нефтебитумный продукт, извлеченный из добывающих скважин месторождений высоковязких нефтей и битумов различными физико-химическими методами - парогазовым, паротепловым, внутрипластовым горением, закачкой химреагентов, а также способ обработки нефтяного пласта, который заключается в заводнении скважин и закачке в пласт нефтебитумного продукта, или его растворов с химическими реагентами или полимерами, или углеводородными растворителями, в качестве которых используются тонкоизмельченные материалы (минеральные порошки, атактический пропилен, мел, сажа, эпоксидная смола, пластмасса, резина, сера и др.), порошкообразный полиакриламид, лигносульфонат, углеводородные растворители (отработанный абсорбент, изопропанол), поверхностно-активные вещества (АФ9-12, ОН-10, нефтяные сульфонаты натрия), алюмохлорид. Закачку нефтебитумного продукта и химических реагентов можно производить одновременно или последовательно. При этом при использовании химических реагентов в виде тонко измельченных материалов раствор их с нефтебитумным продуктом подвергают механохимической активации перемешиванию в дезинтеграторных установках (прототип).The closest to the proposed invention by technical essence is a reagent for increasing oil recovery, which is an oil bitumen product extracted from production wells of deposits of high viscosity oils and bitumen by various physical and chemical methods - vapor-gas, steam-thermal, in-situ combustion, injection of chemicals, and also a method of treating an oil reservoir , which consists in watering wells and pumping an oil bitumen product, or its solutions with chemical reagents or polymers, into the formation and, or hydrocarbon solvents, which are used as fine materials (mineral powders, atactic propylene, chalk, soot, epoxy resin, plastic, rubber, sulfur, etc.), powdered polyacrylamide, lignosulfonate, hydrocarbon solvents (spent absorbent, isopropanol), surfactants (AF9-12, OH-10, petroleum sodium sulfonates), aluminum chloride. Oil bitumen product and chemicals can be injected simultaneously or sequentially. Moreover, when using chemical reagents in the form of finely ground materials, their solution with a petroleum bitumen product is subjected to mechanochemical activation by mixing in disintegrator units (prototype).
Недостатком применения нефтебитумного продукта является низкая технологичность, связанная с высокой вязкостью продукта и сложностью приготовления составов на его основе в промысловых условиях. Физико-химические свойства нефтебитумного продукта изменяются в широких пределах: плотность от 945 до 1080 кг/м3, содержание смол доходит до 57,3%, асфальтобетонов до 75%, серы до 5,7%, почти отсутствуют легкие фракции, выкипающие до 200°С (1-4%), в связи с этим вязкость нефтебитумного продукта слишком высока (от 1 до 104 Па·с), поэтому перед закачкой в пласт требуется предварительный подогрев или смешение с углеводородным растворителем, что позволяет снизить вязкость, но при этом требуются дополнительные энергозатраты, а в случае применения составов с использованием химреагентов, нефтебитумный продукт предварительно растворяют, а затем смешивают с химреагентами в специальных дезинтеграторных установках, позволяющих измельчить частицы.The disadvantage of using a petroleum bitumen product is the low processability associated with the high viscosity of the product and the complexity of preparing formulations based on it in field conditions. The physicochemical properties of the petroleum bitumen product vary widely: density from 945 to 1080 kg / m 3 , tar content reaches 57.3%, asphalt concrete up to 75%, sulfur up to 5.7%, light fractions boiling up to 200 are almost absent ° C (1-4%), in connection with this, the viscosity of the oil-bitumen product is too high (from 1 to 104 Pa · s), therefore, prior to injection into the formation, preheating or mixing with a hydrocarbon solvent is required, which allows to reduce the viscosity, but at the same time additional energy costs are required, and in the case of using compounds with using chemicals, the oil-bitumen product is pre-dissolved, and then mixed with chemicals in special disintegrator units, allowing the particles to be crushed.
Изобретение направлено на создание реагента для повышения нефтеотдачи пласта, обладающего свойствами изменять фильтрационные характеристики.The invention is directed to the creation of a reagent to increase oil recovery, with the ability to change the filtration characteristics.
Изобретение направлено на повышение нефтеотдачи пластов при разработке нефтяных месторождений с использованием данного реагента.The invention is aimed at improving oil recovery in the development of oil fields using this reagent.
Результат достигается применением в качестве реагента для повышения нефтеотдачи пласта битумной эмульсии.The result is achieved by using a bitumen emulsion as a reagent to increase oil recovery.
Результат достигается также тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем заводнение и закачку в пласт битумсодержащего реагента, в качестве битумсодержащего реагента используют битумную эмульсию или ее смеси с углеводородным растворителем и (или) бентонитовой глиной.The result is also achieved by the fact that in the method of developing an oil field, including flooding and injecting a bitumen-containing reagent into the formation, a bitumen emulsion or mixtures thereof with a hydrocarbon solvent and (or) bentonite clay are used as a bitumen-containing reagent.
Закачка битумной эмульсии в обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти и ограничения водопритоков за счет адсорбции битума, содержащегося в битумной эмульсии, на породе и создания экрана, непроницаемого для воды и проницаемого для нефти.The injection of a bitumen emulsion into a water-flooded layer increases the efficiency of oil displacement and limits water inflows by adsorbing bitumen contained in the bitumen emulsion on the rock and creating a screen that is impervious to water and permeable to oil.
Добавление к битумной эмульсии углеводородных растворителей позволяет увеличить проникающую способность битумной эмульсии глубже в пласт за счет растворения битумных частиц и уменьшения скорости адсорбции.The addition of hydrocarbon solvents to the bitumen emulsion allows increasing the penetrating ability of the bitumen emulsion deeper into the formation by dissolving the bitumen particles and reducing the adsorption rate.
Добавление к битумной эмульсии и ее смесям с углеводородными растворителями бентонитовой глины увеличивает прочность изоляционного экрана в трещинах.The addition of bentonite clay to the bitumen emulsion and its mixtures with hydrocarbon solvents increases the strength of the insulating screen in cracks.
Использование в процессах приготовления битумных эмульсий битумов с различными температурами размягчения позволяет применять определенные сорта битумных эмульсий для заданных пластовых температур.The use of bitumen emulsions with various softening temperatures in the processes of preparing bitumen emulsions allows the use of certain types of bitumen emulsions for given formation temperatures.
Признаками изобретения "Битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины и способ его применения" являются реагент, добавки к реагенту и способ обработки нефтяного пласта:The features of the invention "Bitumen-containing reagent for increasing oil recovery and limiting water inflow into oil wells and the method of its application" are the reagent, additives to the reagent and the method of processing the oil reservoir:
1. Битумная эмульсия.1. Bitumen emulsion.
2. Добавки.2. Additives.
3. В качестве добавки используется углеводородный растворитель.3. A hydrocarbon solvent is used as an additive.
4. В качестве углеводородного растворителя используется сырая нефть.4. Crude oil is used as the hydrocarbon solvent.
5. В качестве углеводородного растворителя используются кубовые остатки производства этилбензола - смола "Корэ".5. As a hydrocarbon solvent, bottoms from the production of ethylbenzene - resin "Kore" are used.
6. В качестве добавки используется бентонитовая глина.6. Bentonite clay is used as an additive.
7. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт битумной эмульсии.7. A method of treating an oil reservoir, including injecting bitumen emulsion into the reservoir.
8. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт битумной эмульсии с добавкой бентонитовой глины.8. A method of treating an oil reservoir, including injecting bitumen emulsion with the addition of bentonite clay into the reservoir.
9. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт смеси битумной эмульсии с добавкой углеводородного растворителя.9. A method of treating an oil reservoir, including injecting into the reservoir a mixture of bitumen emulsion with the addition of a hydrocarbon solvent.
10. Способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт смеси битумной эмульсии и углеводородного растворителя с добавкой бентонитовой глины.10. A method of treating an oil reservoir, including injecting into the reservoir a mixture of bitumen emulsion and a hydrocarbon solvent with the addition of bentonite clay.
Признаки 2, 3 являются общими с прототипом, а признаки 1, 4-10 существенными отличительными признаками изобретения.Signs 2, 3 are common with the prototype, and signs 1, 4-10 are essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Предлагается битумсодержащий реагент для повышения нефтеотдачи пластов и ограничения водопритоков в нефтяные скважины, включающий битумную эмульсию, представляющую собой дисперсию битума в водном растворе, и поверхностно-активные вещества ПАВ, который в качестве указанной дисперсии содержит тонкую дисперсию битума с температурой плавления 35-135°С в 1%-ном водном растворе гидроокиси натрия NaОH или соляной кислоты НС1, а ПАВ - катионоактивные, анионоактивные или неионогенные - в качестве эмульгатора, и дополнительно хлористый кальций, при следующем соотношении компонентов, мас.%:A bitumen-containing reagent is proposed for increasing oil recovery and limiting water inflow into oil wells, including a bitumen emulsion, which is a dispersion of bitumen in an aqueous solution, and surfactants, which contain a fine dispersion of bitumen with a melting point of 35-135 ° C as the specified dispersion. in a 1% aqueous solution of sodium hydroxide NaOH or hydrochloric acid HC1, and surfactants - cationic, anionic or nonionic - as an emulsifier, and additionally calcium chloride, further short component ratio, wt.%:
Указанный битум 30,0-80,0Specified Bitumen 30.0-80.0
Указанный эмульгатор 0,15-5,0The specified emulsifier 0.15-5.0
Хлористый кальций 0,05-0,5Calcium Chloride 0.05-0.5
1%-ный водный раствор NaОH или НС1 Остальное,1% aqueous solution of NaOH or HC1 The rest,
и способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в пласт битумсодержащего реагента указанного состава или его смеси с углеводородным растворителем и/или минеральным порошком, причем в качестве углеводородного растворителя используют нефть или кубовые остатки производства этилбензола и стирола - смолу "Корэ", а в качестве минерального порошка - бентонитовую глину.and a method for treating an oil reservoir, including injecting into the reservoir a bitumen-containing reagent of the specified composition or a mixture thereof with a hydrocarbon solvent and / or mineral powder, wherein oil or vat residues from the production of ethylbenzene and styrene are used, the resin “Kore”, and as mineral powder - bentonite clay.
Для исследований использовались:For research were used:
1. Битум нефтяной дорожный, марка БНД 200/300 (ГОСТ 22245-90), с температурой размягчения не ниже 35°С.1. Road oil bitumen, grade BND 200/300 (GOST 22245-90), with a softening temperature of at least 35 ° C.
2. Битум строительный, марка БН 70/30 (ГОСТ 6617-76), с температурой размягчения 70-80°С.2. Construction bitumen, grade BN 70/30 (GOST 6617-76), with a softening temperature of 70-80 ° С.
3. Битум хрупкий, марка "Г" (ГОСТ 21822-87), с температурой размягчения 125-135°С.3. Bitumen is brittle, grade "G" (GOST 21822-87), with a softening temperature of 125-135 ° C.
4. Катионоактивный ПАВ - Гидрофобизатор нефтенол ГФ ТУ 2484-035-17197708-97.4. Cationic surfactant - Water repellent neftenol GF TU 2484-035-17197708-97.
5. Анионоактивный ПАВ - Нефтенол ВВД, ТУ 2483-015-17197708-97.5. Anionic surfactant - Neftenol VVD, TU 2483-015-17197708-97.
6. Неионогенный ПАВ - Неонол АФ 9-10, ТУ 38.507-63-300-93.6. Nonionic surfactant - Neonol AF 9-10, TU 38.507-63-300-93.
7. Хлористый кальций.7. Calcium chloride.
8. Гидроокись натрия.8. Sodium hydroxide.
9. Соляная кислота.9. Hydrochloric acid.
10. Вода.10. Water.
11. Нефть Тарасовского месторождения (Западная Сибирь), имеющая при 20°С плотность - 816 кг/м3 и динамическую вязкость - 3,25 мПа·с.11. Oil of the Tarasovskoye field (Western Siberia), having a density of 816 kg / m 3 at 20 ° C and a dynamic viscosity of 3.25 MPa · s.
12. Углеводородный растворитель - смола "Корэ", который представляет собой кубовые остатки ректификации этилбензола и стирола, ТУ 2414-033-05766801-95, изм. 1, марка Б.12. Hydrocarbon solvent - resin "Kore", which is the bottom residue of the distillation of ethylbenzene and styrene, TU 2414-033-05766801-95, rev. 1, brand B.
Примеры приготовления составов битумной эмульсииExamples of the preparation of compositions of bitumen emulsion
Пример 1 (состав №1)Example 1 (composition No. 1)
В 698,0 мл 1%-ного водного раствора NaОH растворялось 0,5 г хлористого кальция и 1,5 г Нефтенола ГФ. Раствор подогревался до 80-90°С, после чего в него при перемешивании при помощи дозатора вводился нагретый до температуры 150-170°С хрупкий битум в количестве 300,0 г. Перемешивание продолжали в течение 10 мин, после чего приготовленную битумную эмульсию охлаждали до комнатной температуры, а затем использовали в последующих исследованиях.In 698.0 ml of a 1% aqueous NaOH solution, 0.5 g of calcium chloride and 1.5 g of Neftenol GF were dissolved. The solution was heated to 80-90 ° C, after which brittle bitumen heated to a temperature of 150-170 ° C was added to it with stirring using a dispenser in an amount of 300.0 g. Stirring was continued for 10 min, after which the prepared bitumen emulsion was cooled to room temperature and then used in subsequent studies.
Пример 2 (состав №2)Example 2 (composition No. 2)
В 472,0 мл 1%-ного водного раствора NaОH растворялось 3,0 г хлористого кальция и 25,0 г Нефтенола ВВД. Раствор подогревался до 80-90°С, после чего в него при перемешивании при помощи дозатора вводился нагретый до температуры 150-170°С строительный битум в количестве 500,0 г. Перемешивание продолжали в течение 10 мин, после чего приготовленную битумную эмульсию охлаждали до комнатной температуры, а затем использовали в последующих исследованиях.3.0 g of calcium chloride and 25.0 g of VVD Neftenol were dissolved in 472.0 ml of a 1% aqueous NaOH solution. The solution was heated to 80-90 ° C, after which building bitumen in the amount of 500.0 g, heated to a temperature of 150-170 ° C, was introduced into it with stirring with the help of a batcher. Stirring was continued for 10 min, after which the prepared bitumen emulsion was cooled to room temperature and then used in subsequent studies.
Пример 3 (состав №3)Example 3 (composition No. 3)
В 145,0 мл 1%-ного водного раствора НСl растворялось 5,0 г хлористого кальция и 50,0 г Неонола АФ 9-10. Раствор подогревался до 80-90°С, после чего в него при перемешивании при помощи дозатора вводился нагретый до температуры 150-170°С дорожный битум в количестве 800,0 г. Перемешивание продолжали в течение 10 мин, после чего приготовленную битумную эмульсию охлаждали до комнатной температуры, а затем использовали в последующих исследованиях.5.0 g of calcium chloride and 50.0 g of Neonol AF 9-10 were dissolved in 145.0 ml of a 1% aqueous solution of HCl. The solution was heated to 80-90 ° C, after which road bitumen in the amount of 800.0 g, heated to a temperature of 150-170 ° C, was introduced into it with stirring using a dispenser. Stirring was continued for 10 min, after which the prepared bitumen emulsion was cooled to room temperature and then used in subsequent studies.
Содержание компонентов и динамическая вязкость при температуре 20°С и скорости сдвига 170 c-1 в полученных образцах битумных эмульсий представлены в таблице 1.The content of the components and the dynamic viscosity at a temperature of 20 ° C and a shear rate of 170 s -1 in the obtained samples of bitumen emulsions are presented in table 1.
Описанные выше составы битумных эмульсий предполагается приготавливать в заводских условиях, а на промысле использовать их в виде товарного продукта. Как видно из таблицы 1, динамическая вязкость битумных эмульсий при температуре 20°С значительно ниже, чем вязкость нефтебитумного продукта, что позволит без проблем применять их на промысле без подогрева не только в смеси с углеводородным растворителем, но и в чистом виде.The compositions of bitumen emulsions described above are supposed to be prepared in the factory, and used in the field as a commercial product. As can be seen from table 1, the dynamic viscosity of bitumen emulsions at a temperature of 20 ° C is much lower than the viscosity of a petroleum bitumen product, which will allow them to be used without problems in a field without heating, not only in a mixture with a hydrocarbon solvent, but also in pure form.
Способ обработки пласта осуществляется следующим образом.The method of processing the formation is as follows.
В обводненный пласт посредством насосного агрегата закачивают либо битумную эмульсию как 100%-ный продукт, либо в смеси с углеводородным растворителем и (или) бентонитовой глиной, причем в нагнетательные скважины чередующимися оторочками по 1-50 м3, а в добывающие объемом 5-100 м3.Either a bitumen emulsion as a 100% product, or mixed with a hydrocarbon solvent and (or) bentonite clay, is pumped into the flooded reservoir through a pumping unit, with alternating rims of 1-50 m 3 in the injection wells and in production wells with a volume of 5-100 m 3 .
Максимальное количество вводимого растворителя определяется максимально возможным его введением без разделения фаз, а максимальное количество бентонитовой глины определяется удерживающими способностями эмульсии и ее смесей с углеводородными растворителями.The maximum amount of solvent introduced is determined by its maximum possible introduction without phase separation, and the maximum amount of bentonite clay is determined by the holding ability of the emulsion and its mixtures with hydrocarbon solvents.
Закачку растворов химреагентов в нагнетательные скважины на участке с различной обводненностью добывающих скважин целесообразно вести при выключенных добывающих скважинах, обводненность в которых ниже средней по участку. При высокой обводненности обработку нагнетательных и добывающих скважин осуществляют одновременно. После закачки химреагентов в добывающие скважины их выдерживают в течение 6-24 часов и пускают в эксплуатацию.It is advisable to carry out the injection of chemical reagents into injection wells at a site with different water cuts of production wells with production wells turned off, the water cut of which is below the average for the site. With high water cut, the treatment of injection and production wells is carried out simultaneously. After chemical reagents are injected into production wells, they are kept for 6-24 hours and put into operation.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффектиный реагент для повышения нефтеотдачи пласта, а также способ разработки нефтяных месторождений с его применением.A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely to create an effective reagent to increase oil recovery, as well as a method of developing oil fields with its use.
Эффективность применения битумсодержащего реагента и составов на его основе при разработке нефтяных месторождений определяли в лабораторных условиях на установке физического моделирования пласта путем контроля изменения водо- и нефтепроницаемости искусственных моделей из кварцевого песка различной проницаемости. Для исследований битумсодержащих композиций применялись составы, представленные в таблице 2.The effectiveness of the use of a bitumen-containing reagent and compositions based on it in the development of oil fields was determined in laboratory conditions at the installation of physical modeling of the reservoir by monitoring the change in water and oil permeability of artificial models of quartz sand of various permeabilities. For studies of bitumen-containing compositions, the compositions presented in table 2 were used.
Результаты опытов сведены в таблице 3.The results of the experiments are summarized in table 3.
В опытах 1-5 образцы насыщались водой и определялась их водопроницаемость, а в опытах 6-7 образцы насыщались нефтью и определялась их нефтепроницаемость. В подготовленные таким образом образцы закачивался реагент или реагент с добавками (составы из таблицы №2) в объеме 0,01-0,1 от объема пор предполагаемой зоны воздействия.In experiments 1-5, the samples were saturated with water and their water permeability was determined, and in experiments 6-7, the samples were saturated with oil and their oil permeability was determined. A reagent or a reagent with additives (compositions from table No. 2) was pumped into samples prepared in this way in a volume of 0.01-0.1 of the pore volume of the proposed exposure zone.
Как следует из таблицы 3, водопроницаемость в опытах 1-5 снижается в 3,2-112,5 раз, а нефтепроницаемость в опытах 6-7 увеличивается в 1,5-5,0 раз, что свидетельствует об избирательном воздействии битумсодержащего реагента на различные участки разрабатываемых объектов, что приведет к улучшению условий нефтевытеснения из менее проницаемых зон, содержащих подвижную нефть. При этом, как следует из таблицы 3, использование битумных эмульсий позволяет увеличить значения (снижение проницаемости водонасыщенного образца, увеличение проницаемости нефтенасыщенного образца), представленные в прототипе.As follows from table 3, the water permeability in experiments 1-5 decreases by 3.2-112.5 times, and the oil permeability in experiments 6-7 increases by 1.5-5.0 times, which indicates the selective effect of the bitumen-containing reagent on various areas of developed facilities, which will lead to improved conditions for oil displacement from less permeable zones containing mobile oil. In this case, as follows from table 3, the use of bitumen emulsions can increase the values (decrease in permeability of a water-saturated sample, increase in permeability of an oil-saturated sample), presented in the prototype.
Источники информацииSources of information
1. Патент РФ №2065033, Е 21 В 43/22, 1996 г. - аналог.1. RF patent №2065033, Е 21 В 43/22, 1996 - analogue.
2. Патент РФ №2140529, Е 21 В 43/22, 1999 г. - прототип.2. RF patent No. 2140529, E 21 B 43/22, 1999 - prototype.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002104474/03A RU2230900C2 (en) | 2002-02-21 | 2002-02-21 | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002104474/03A RU2230900C2 (en) | 2002-02-21 | 2002-02-21 | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2002104474A RU2002104474A (en) | 2003-10-10 |
| RU2230900C2 true RU2230900C2 (en) | 2004-06-20 |
Family
ID=32845478
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002104474/03A RU2230900C2 (en) | 2002-02-21 | 2002-02-21 | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2230900C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012115532A1 (en) * | 2011-02-21 | 2012-08-30 | Schlumberger Canada Limited | Bitumen emulsions for oilfield applications |
| RU2506408C1 (en) * | 2012-09-17 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water influx in oil wells |
| RU2811129C1 (en) * | 2023-04-05 | 2024-01-11 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северный (Арктический) федеральный университет имени М. В. Ломоносова" | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow |
-
2002
- 2002-02-21 RU RU2002104474/03A patent/RU2230900C2/en active IP Right Revival
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2012115532A1 (en) * | 2011-02-21 | 2012-08-30 | Schlumberger Canada Limited | Bitumen emulsions for oilfield applications |
| RU2645320C2 (en) * | 2011-02-21 | 2018-02-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Bitumen emulsions for application in oil industry |
| RU2645320C9 (en) * | 2011-02-21 | 2018-06-08 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Bitumen emulsions for application in oil industry |
| RU2506408C1 (en) * | 2012-09-17 | 2014-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for limiting water influx in oil wells |
| RU2811129C1 (en) * | 2023-04-05 | 2024-01-11 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Северный (Арктический) федеральный университет имени М. В. Ломоносова" | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Mohsenzadeh et al. | The novel use of deep eutectic solvents for enhancing heavy oil recovery | |
| EP2231812B1 (en) | Invert silicate fluids for wellbore strengthening | |
| CA2624834C (en) | Water-based polymer drilling fluid and method of use | |
| CA2791492C (en) | Hydrocarbon recovery from bituminous sands with injection of surfactant vapour | |
| RU2540733C2 (en) | Hydrocarbon recovery method | |
| RU2476665C2 (en) | Isolation method of water influx in well | |
| WO2015016934A1 (en) | Resin composition for treatment of a subterranean formation | |
| US3862663A (en) | Method for stabilizing incompetent oil-containing formations | |
| JPS59185286A (en) | Recovery of petroleum | |
| CA2935583A1 (en) | Composition for and process of recovering oil from an oil-bearing formation | |
| Li et al. | Polymeric surfactant for enhanced oil recovery-microvisual, core-flood experiments and field application | |
| CA3167248A1 (en) | Process for tailings stream sedimentation and segregation | |
| CA3089899A1 (en) | Methods and compositions for diversion during enhanced oil recovery | |
| RU2230900C2 (en) | Bitumen-containing reagent for increasing oil extraction productiveness of beds and for limiting water influxes into oil wells and method for treatment of oil bed | |
| RU2391378C1 (en) | Backfill composition for selective restriction of water inflow in extraction wells | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| JP3385394B2 (en) | Oil waste treatment method | |
| RU2386658C1 (en) | Backfill composition for remedial cementing | |
| RU2743555C1 (en) | Grouting mortar for cement stone blocking fluid (two embodiments) and polymer modifier for backfilling fluid of grouting mortar (three embodiments) | |
| RU2320696C1 (en) | Reagent for increasing oil recovery of formations and restricting water inflows to oil wells, and a method for treating watered oil formation | |
| RU2188312C2 (en) | Composition for regulation of oil field development | |
| WO2015138429A1 (en) | Oil recovery formulation, process for producing an oil recovery formulation, and process for producing oil utilizing an oil recovery formulation | |
| RU2120030C1 (en) | Method of action on face zone of oil pool or on oil pool | |
| RU2212529C1 (en) | Method of control of nonuniform oil formation permeability | |
| RU2322582C2 (en) | Method for non-uniform oil reservoir development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20050222 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |