RU2270229C1 - Oil recovery enhancing composition - Google Patents
Oil recovery enhancing composition Download PDFInfo
- Publication number
- RU2270229C1 RU2270229C1 RU2004125801/03A RU2004125801A RU2270229C1 RU 2270229 C1 RU2270229 C1 RU 2270229C1 RU 2004125801/03 A RU2004125801/03 A RU 2004125801/03A RU 2004125801 A RU2004125801 A RU 2004125801A RU 2270229 C1 RU2270229 C1 RU 2270229C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- galka
- oil recovery
- thermogel
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для обработки призабойной зоны и проведения водоизоляционных работ.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for treating the bottom-hole zone and conducting waterproofing works.
Известен состав для повышения нефтеотдачи, содержащий следующие компоненты в соотношении, мас.%: хлорид алюминия 2,8-17,0, карбамид 5,0-30,0, вода остальное [1].A known composition for increasing oil recovery, containing the following components in the ratio, wt.%: Aluminum chloride 2.8-17.0, urea 5.0-30.0, the rest is water [1].
Однако данный состав может быть использован только для пластов с температурой выше 70°С, проникающая способность его мала, что позволяет использовать его только в определенных геолого-технических условиях.However, this composition can only be used for formations with a temperature above 70 ° C, its penetrating ability is small, which allows it to be used only in certain geological and technical conditions.
Известен состав для повышения нефтеотдачи, содержащий следующие компоненты в соотношении, мас.%: раствор хлористого кальция 10-15%, раствор нафтената натрия или калия, или их смеси 0,5-10% [2].A known composition for increasing oil recovery, containing the following components in the ratio, wt.%: A solution of calcium chloride 10-15%, a solution of sodium or potassium naphthenate, or a mixture of 0.5-10% [2].
Недостатком такого состава является высокая скорость образования вязкоупругих систем, что ограничивает область его применения.The disadvantage of this composition is the high rate of formation of viscoelastic systems, which limits its scope.
Задачей данного изобретения является повышение эффективности состава путем регулирования времени его гелеобразования и набора вязкости, расширения области применения, решение проблемы утилизации отходов нефтехимических производств.The objective of the invention is to increase the efficiency of the composition by adjusting the time of its gelation and viscosity, expanding the scope, solving the problem of recycling petrochemical waste.
Поставленная цель достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи содержит нафтеновые кислоты или их соли. Новым в составе является то, что он дополнительно содержит реагент «Галка-Термогель» на основе полиоксихлорида алюминия при следующем соотношении компонентов, мас.%:This goal is achieved in that the composition for enhanced oil recovery contains naphthenic acids or their salts. New in the composition is that it additionally contains a Galka-Thermogel reagent based on aluminum polyoxychloride in the following ratio of components, wt.%:
Состав может дополнительно содержать в воде 5-15 мас.% хлористого кальция.The composition may additionally contain 5-15 wt.% Calcium chloride in water.
Состав представляет собой желтовато-бурый раствор с исходной вязкостью 1,70 мПа, имеющий большую проникающую способность, широкий диапазон времени гелеобразования при температурах от 25 до 100°С.The composition is a yellowish-brown solution with an initial viscosity of 1.70 MPa, having a large penetrating ability, a wide range of gelation time at temperatures from 25 to 100 ° C.
Реагент «Галка-Термогель» выпускается по ТУ 2163-015-00205067-01 и представляет собой композицию, полученную на основе полиоксихлорида алюминия Al(OH)1,3Cl1,7*2H2О.The Galka-Thermogel reagent is manufactured according to TU 2163-015-00205067-01 and is a composition based on aluminum polyoxychloride Al (OH) 1.3 Cl 1.7 * 2H 2 O.
Синергетический эффект взаимодействия нафтеновых кислот или их солей с реагентом «Галка-Термогель» заключается в том, что продукт их химического взаимодействия, представляя собой однородную и устойчивую систему (это подтверждается изменением вязкости состава), обеспечивает образование внутри пласта углеводородосодержащего геля, способного блокировать водопроницаемые участки и одновременно проникать в нефтегазовые горизонты, не перекрывая их и способствуя таким образом повышению нефтеотдачи.The synergistic effect of the interaction of naphthenic acids or their salts with the Galka-Thermogel reagent is that the product of their chemical interaction, representing a uniform and stable system (this is confirmed by a change in the viscosity of the composition), ensures the formation of a hydrocarbon-containing gel inside the formation that can block permeable areas and simultaneously penetrate into the oil and gas horizons without blocking them and thus contributing to enhanced oil recovery.
При необходимости коротких сроков гелеобразования в качестве отвердителя может служить хлористый кальций в виде 5-15% раствора.If you need short gelation periods, calcium chloride in the form of a 5-15% solution can serve as a hardener.
Эффективность состава подтверждена лабораторными исследованиями зависимости времени гелеобразования от концентрации и соотношения его составляющих.The effectiveness of the composition is confirmed by laboratory studies of the dependence of the gelation time on the concentration and the ratio of its components.
Пример 1. Для приготовления 1 л состава нафтеновую кислоту в количестве 50 г (5 мас.%) загружали в емкость с 500 мл воды и перемешивали, затем добавляли 450 мл предварительно растворенного в воде реагента «Галка-Термогель» (в количестве 300 г (30 мас.%), смешивали компоненты и испытывали получаемый состав в условиях скважины. Замеряли время гелеобразования при различных температурах и изменении вязкости композиции в процессе гелеобразования. Результаты приведены в таблице, опыт 4.Example 1. To prepare 1 l of the composition, naphthenic acid in an amount of 50 g (5 wt.%) Was loaded into a container with 500 ml of water and mixed, then 450 ml of Galka-Thermogel reagent previously dissolved in water (in an amount of 300 g ( 30 wt.%), The components were mixed and the resulting composition was tested under well conditions. The gelation time was measured at various temperatures and the viscosity of the composition changed during gelation. The results are shown in the table, experiment 4.
Пример 2. Состав готовили аналогично примеру 1 из 300 г нафтената натрия (30 мас.%), 300 г реагента «Галка-Термогель» (30 мас.%) и 400 мл воды. Результаты испытаний состава приведены в таблице, опыт 2.Example 2. The composition was prepared analogously to example 1 from 300 g of sodium naphthenate (30 wt.%), 300 g of reagent "Galka-Thermogel" (30 wt.%) And 400 ml of water. The test results of the composition are shown in the table, experiment 2.
Пример 3. Состав готовили аналогично примеру 1 из 150 г нафтената калия (15 мас.%), 150 г реагента «Галка-Термогель» (15 мас.%), 700 мл 10% раствора хлористого кальция. Результаты испытаний полученного состава приведены в таблице, опыт 3.Example 3. The composition was prepared analogously to example 1 from 150 g of potassium naphthenate (15 wt.%), 150 g of Galka-Thermogel reagent (15 wt.%), 700 ml of a 10% solution of calcium chloride. The test results of the obtained composition are shown in the table, experiment 3.
прототип0
prototype
В приведенной таблице отражены также результаты испытаний состава с другими заявляемыми соотношениями компонентов, из которых видно, что время гелеобразования заявляемого состава можно регулировать при температурах от +25 до +100°С, что значительно превышает возможности известных составов для повышения нефтеотдачи, где температуры гелеобразования ограничены диапазоном от 50 до 90°С.The table also shows the test results of the composition with other claimed component ratios, from which it is clear that the gelation time of the inventive composition can be adjusted at temperatures from +25 to + 100 ° C, which significantly exceeds the capabilities of the known compositions for enhanced oil recovery, where gelation temperatures are limited range from 50 to 90 ° C.
Введение в воду состава дополнительно 5-15 мас.% хлористого кальция может быть обусловлено геолого-техническими условиями скважины и направлено на поддержание достигнутого технического результата.The introduction of additional 5-15 wt.% Calcium chloride into the water may be due to the geological and technical conditions of the well and aimed at maintaining the achieved technical result.
Результатом обработки пласта заявляемым составом является снижение проницаемости только водоносных каналов. Компоненты состава нетоксичны и недефицитны.The result of processing the formation of the claimed composition is to reduce the permeability of only aquifers. The components of the composition are non-toxic and non-deficient.
Источники информацииInformation sources
1. SU 1654554 A1 07.06.1991,1.SU 1654554 A1 06/07/1991,
2. RU 2172825 C1 23.11.2000.2. RU 2172825 C1 11.23.2000.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004125801/03A RU2270229C1 (en) | 2004-08-24 | 2004-08-24 | Oil recovery enhancing composition |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004125801/03A RU2270229C1 (en) | 2004-08-24 | 2004-08-24 | Oil recovery enhancing composition |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2270229C1 true RU2270229C1 (en) | 2006-02-20 |
Family
ID=36051015
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004125801/03A RU2270229C1 (en) | 2004-08-24 | 2004-08-24 | Oil recovery enhancing composition |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2270229C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467165C2 (en) * | 2010-10-11 | 2012-11-20 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Method control over oil deposit development |
RU2541667C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Reservoir recovery increasing composition |
RU2716316C1 (en) * | 2019-09-04 | 2020-03-11 | Владимир Витальевич Муляк | Oil deposit development method |
-
2004
- 2004-08-24 RU RU2004125801/03A patent/RU2270229C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2467165C2 (en) * | 2010-10-11 | 2012-11-20 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Method control over oil deposit development |
RU2541667C1 (en) * | 2013-12-24 | 2015-02-20 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Reservoir recovery increasing composition |
RU2716316C1 (en) * | 2019-09-04 | 2020-03-11 | Владимир Витальевич Муляк | Oil deposit development method |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA007929B1 (en) | High performance water based drilling mud and method of use | |
JPH04289393A (en) | Scleroglucangel used in petroleum industrial world | |
AU2011293056A1 (en) | Drilling fluid and method for drilling in coal-containing formations | |
US8613318B2 (en) | Flooding fluid and enhancing oil recovery method | |
RU2481374C1 (en) | Clayless loaded drilling mud | |
EA024652B1 (en) | Biocidal system and methods of use thereof | |
CA2505045C (en) | Organofunctional compounds for shale stabilization of the aqueous dispersed phase of non-aqueous based invert emulsion drilling system fluids | |
RU2270229C1 (en) | Oil recovery enhancing composition | |
US20060137878A1 (en) | Drilling fluid additive and method | |
RU2492207C1 (en) | Drilling mud | |
EP0137872B1 (en) | Well drilling and completion fluid composition | |
US4626362A (en) | Additive systems for control of fluid loss in aqueous drilling fluids at high temperatures | |
RU2744224C1 (en) | Weighted liquid without a solid phase for killing oil and gas wells | |
RU2291181C1 (en) | COMPOSITION FOR PREPARING SOLID PHASE-FREE PROCESS FLUIDS (DENSITY UP TO 1600 kg/m3) DESIGNED FOR COMPLETING AND REPAIRING OIL AND GAS WELLS | |
RU2423405C1 (en) | Composition for preparing high-density non-solid phase process liquids | |
CN103450861A (en) | Protection drilling fluid for low-pressure reservoir | |
RU2327726C2 (en) | Thin clay drilling mud | |
EA036625B1 (en) | High density aqueous well fluids | |
RU2298575C1 (en) | Drilling fluid (variations) | |
US11098230B2 (en) | Methods for drilling wellbores using thinner compositions | |
CN107312508B (en) | Application of aluminum salt complex in preparation of drilling fluid and drilling fluid | |
CA1096154A (en) | Drilling a borehole | |
RU2187529C1 (en) | Fluid for killing oil, gas, and gas condensate wells | |
AU2014268335A1 (en) | Treatment fluids with non-oxidizer class inorganic peroxide polymer breakers and methods of use thereof | |
RU2541667C1 (en) | Reservoir recovery increasing composition |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090825 |