RU2313560C1 - Composition for leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells - Google Patents
Composition for leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2313560C1 RU2313560C1 RU2006112525/03A RU2006112525A RU2313560C1 RU 2313560 C1 RU2313560 C1 RU 2313560C1 RU 2006112525/03 A RU2006112525/03 A RU 2006112525/03A RU 2006112525 A RU2006112525 A RU 2006112525A RU 2313560 C1 RU2313560 C1 RU 2313560C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- composition
- water
- nonionic surfactants
- wells
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения притока воды в добывающих скважинах.The invention relates to the oil industry, in particular to compositions for leveling the injectivity profile of injection wells and limiting the flow of water in production wells.
Известен состав и способ приготовления обратных эмульсий для регулирования профиля приемистости нагнетательных скважин и/или изоляции водопритока в добывающих скважинах (Патент RU №2126082 С1, бюл. №4 1999 г.).A known composition and method of preparing inverse emulsions for regulating the injectivity profile of injection wells and / or isolation of water inflow in producing wells (Patent RU No. 2126082 C1, bull. No. 4 of 1999).
Недостаток состава и способа - требуется применение специальных диспергирующих устройств для приготовления тонкодисперсных (размер глобул не более 10 мкм) эмульсий обратного типа и высокая вязкость получаемой концентрированной эмульсии, что ограничивает область применения данного состава лишь для обработки высокопроницаемых и трещиноватых коллекторов.The lack of composition and method - requires the use of special dispersing devices for the preparation of finely dispersed (globule size no more than 10 microns) emulsions of the inverse type and the high viscosity of the resulting concentrated emulsion, which limits the scope of this composition only for the treatment of highly permeable and fractured reservoirs.
Известны составы для добычи нефти на основе углеводородных и/или нефтяных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ), обладающих ультранизким межфазным натяжением на границе нефть-вода, что определяет их способность самопроизвольно образовывать эмульсии как обратного типа, типа «вода в масле», так и прямого типа, типа «масло в воде». Такие составы, называемые «растворимой нефтью» (Holm Le Roy W. «Solube oilcomposition», Union Oil Co of CoIifornia, Патент США 252-8.55 D, E21В 43/16, №3691072), содержат, мас.%: жидкий углеводород (нефть с плотностью 750-850 кг/м3) 45-90, ПАВ (алкиларилсульфонаты) 4-30, полярный растворитель (вторичный бутиловый спирт) 0,5-0,8 и соль одновалентного катиона (NaCI или KCI) 0,01-0,15. При контакте с водой в таком составе может «раствориться» до 40 об.% воды в виде микроэмульсии типа «вода в масле». При большем содержании воды происходит самопроизвольное обращение фаз с образованием в воде тонкодисперсной микроэмульсии типа «масло в воде».Known compositions for oil production based on hydrocarbon and / or oil solutions of surface-active substances (surfactants) having ultra-low interfacial tension at the oil-water interface, which determines their ability to spontaneously form emulsions of the inverse type, such as "water in oil", and direct type, such as "oil in water". Such formulations, called “soluble oil” (Holm Le Roy W. “Solube oilcomposition”, Union Oil Co of CoI California, US Patent 252-8.55 D, E21B 43/16, No. 3691072), contain, wt.%: Liquid hydrocarbon ( oil with a density of 750-850 kg / m 3 ) 45-90, surfactants (alkylarylsulfonates) 4-30, polar solvent (secondary butyl alcohol) 0.5-0.8 and the salt of the monovalent cation (NaCI or KCI) 0.01- 0.15. Upon contact with water in such a composition, up to 40 vol.% Water can be “dissolved” in the form of a water-in-oil microemulsion. At a higher water content, spontaneous phase reversal occurs with the formation of a finely dispersed oil-in-water microemulsion in water.
Такие микроэмульсии, известные под названием maraflud или мицеллярные системы, обладают нефтевытесняющими свойствами и способностью выравнивать профиль приемистости нагнетательных скважин.Such microemulsions, known as maraflud or micellar systems, have oil-displacing properties and the ability to equalize the injectivity profile of injection wells.
Самый крупный проект, осуществленный в США фирмой Maraton, по закачке такой микроэмульсии в продуктивый пласт на нефтяных месторождениях штата Иллинойс позволил дополнительно получить 40 тыс. м3 нефти.The largest project carried out in the USA by Maraton to pump such a microemulsion into a reservoir at the Illinois oil fields allowed an additional 40,000 m 3 of oil to be produced.
Однако высокая стоимость проведения данных обработок, в первую очередь из-за больших расходов дорогостоящего ПАВ и полярного растворителя, а также низкая эффективность данных составов в выравнивании профиля приемистости нагнетательных скважин вынудили фирму искать более экономичные и комплексно действующие составы, т.е. составы, которые наряду с нефтевытесняющими свойствами обладали бы способностью выравнивать профиль приемистости нагнетательных скважин и ограничивать водоприток в добывающих скважинах.However, the high cost of carrying out these treatments, primarily due to the high costs of expensive surfactants and polar solvent, as well as the low efficiency of these compositions in aligning the injectivity profile of injection wells forced the company to look for more economical and comprehensively effective compositions, i.e. formulations that, along with oil-displacing properties, would have the ability to equalize the injectivity profile of injection wells and limit water production in production wells.
Целью данного изобретения является разработка состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах с применением доступных и недорогих компонентов и использования стандартного нефтепромыслового оборудования для приготовления и применения предлагаемого состава.The aim of this invention is to develop a composition for aligning the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in producing wells using affordable and inexpensive components and using standard oilfield equipment for the preparation and application of the proposed composition.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для добычи нефти и способ его приготовления, содержащий, мас.%: тяжелую асфальтосмолистую нефть с плотностью 900 кг/м3 и более 50-70, неионогенное поверхностно-аквтивное вещество (НПАВ) 15-25 и четыреххлористый углерод (CCL4) - регулятор-растворитель, повышающий растворимость в нефти НПАВ и асфальтосмолистых компонентов (Патент RU 2125647 С1, бюл. №3,1999 г.).Closest to the proposed composition is a composition for oil production and a method for its preparation, containing, wt.%: Heavy asphalt oil with a density of 900 kg / m 3 and more than 50-70, nonionic surface-active substance (nonionic surfactant) 15-25 and tetrachloride carbon (CCL 4 ) - solvent regulator that increases the solubility in oil of nonionic surfactants and asphalt-resinous components (Patent RU 2125647 C1, bull. No. 3.1999).
Данный состав обладает свойствами «растворимой нефти», т.е. обладает ультранизким межфазным натяжением на границе нефть-вода, что и определяет его способность при смешивании с водой самопроизвольно образовывать устойчивые, тонкодисперсные эмульсии тяжелой асфальтосмолистой нефти в воде.This composition has the properties of "soluble oil", ie It has an ultra-low interfacial tension at the oil-water interface, which determines its ability to spontaneously form stable, finely dispersed emulsions of heavy asphalt-resinous oil in water when mixed with water.
Закачка в пласт такой эмульсии с высоким содержанием НПАВ и асфальтосмолистых компонентов нефти способствует не только повышению нефтевытесняющих свойств воды, нагнетаемой в пласт, но и ведет к гидрофобизации асфальтосмолистыми компонентами нефти поверхности высокопроницаемых, водонасыщенных участков пласта, снижая тем самым их фильтрационную характеристику по воде, при одновременном «улучшении притока нефти в эти гидрофобизованные участки из низкопроницаемых нефтенасыщенных участков пласта, в результате перемены (инверсии) в пласте капиллярного давления на границе раздела нефть-вода в желательном направлении» (П.А.Ребиндер - Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия, Из-во «Наука», М.1978, с.364-366).The injection into the reservoir of such an emulsion with a high content of nonionic surfactants and asphalt-resinous oil components not only enhances the oil-displacing properties of the water injected into the formation, but also leads to hydrophobization of the surface of highly permeable, water-saturated sections of the formation with asphalt-resinous oil components, thereby reducing their water filtering performance, at at the same time “improving the flow of oil to these hydrophobized areas from low-permeability oil-saturated sections of the reservoir, as a result of a change (inversion) in the reservoir those capillary pressure at the interface of the oil-water in the desired direction "(P.A.Rebinder -. Surface phenomena in disperse systems, colloid chemistry, because of" Nauka ", M.1978, s.364-366).
Недостаток данного состава, взятого в качестве прототипа, - низкие водоизолирующие свойства, т.к. асфальтосмолистые компоненты нефти при использовании в качестве растворителя-регулятора CCL4 из коллоидно-дисперсного состояния в объеме нефти переходят в молекулярно-растворенное состояние, что снижает вероятность образования в высокопроницаемых участках пласта гидрофобных барьеров из полислоев и коллоидных частиц асфальтосмолистых компонентов нефти, являющихся, как известно, наиболее эффективными природными водоизолирующими веществами.The disadvantage of this composition, taken as a prototype, is low waterproofing properties, because when using CCL4 as a solvent-regulator, the asphalt-resinous components of the oil from the colloidal-dispersed state in the oil volume go into the molecular-dissolved state, which reduces the likelihood of formation of hydrophobic barriers from multilayers and colloidal particles of asphalt-resinous oil components, which are known to be in highly permeable sections of the formation the most effective natural waterproofing substances.
Кроме того, состав для добычи нефти, взятый за прототип, из-за присутствия в нем CCL4 не может применяться в нефтедобывающей промышленности в связи с введением в 2000 г. запрета на применение хлорорганических соединений в технологических процессах добычи нефти.In addition, the composition for oil production, taken as a prototype, due to the presence of CCL4 in it, cannot be used in the oil industry due to the introduction in 2000 of a ban on the use of organochlorine compounds in oil production processes.
Предлагаемый состав для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока воды в добывающих скважинах содержит тяжелую асфальтосмолистую нефть с плотностью 900 кг/м3 и более, НПАВ и регулятор-растворитель, где в качестве НПАВ используют полигликолевые эфиры алкилфенолов, обладающих лучшей растворимостью в нефтяной фазе, чем в воде, - ОП-7 (ГОСТ 8433-81) или неонол Аф9-6 (ТУ 2483-00770576680-93), а в качестве регулятора-растворителя, повышающего растворимость НПАВ в нефтяной фазе, используют «сивушное масло», при следующем соотношении компонентов, мас.%:The proposed composition for leveling the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells contains heavy asphalt resin oil with a density of 900 kg / m 3 or more, nonionic surfactants and a solvent-regulator, where polyglycol ethers of alkyl phenols having better solubility in the oil phase are used as nonionic surfactants than in water - OP-7 (GOST 8433-81) or neonol Af 9-6 (TU 2483-00770576680-93), and “fusel oil” is used as a solvent regulator that increases the solubility of nonionic surfactants in the oil phase, at the next m ratio of components, wt.%:
«Сивушное масло» является побочным продуктом ректификации этилового спирта-сырца, получаемого сбраживанием зерна, или картофеля, или патоки, выпускается по ГОСТ 17071-91, представляет собой смесь высших спиртов (изопропилового, изо-бутилового, амилового и др.) с примесью уксусного альдегида и уксусной кислоты.“Fusel oil” is a by-product of rectification of crude ethyl alcohol obtained by fermentation of grain, or potato, or molasses, produced according to GOST 17071-91, is a mixture of higher alcohols (isopropyl, iso-butyl, amyl, etc.) with an admixture of vinegar aldehyde and acetic acid.
«Сивушное масло» - прозрачная жидкость от светло-желтого до красно-буророго цвета с плотностью 830-840 кг/м3, с температурой перегонки от 80 до 120°С, не застывает при -30°С, хорошо смешивается с водой и светлыми нефтепродуктами, обладает (табл.1) заметными поверхностно-активными свойствами, по отношению к смолам и асфальтенам проявляет коагулирующее действие, т.е. при растворении в нефти способствует переходу асфальтосмолистых компонентов нефти из молекулярно-растворенного в коллоидно-дисперсное состояние, что, в свою очередь, повышает их водоизолирующие свойства."Fusel oil" is a clear liquid from light yellow to red-brown in color with a density of 830-840 kg / m 3 , with a distillation temperature of 80 to 120 ° C, does not freeze at -30 ° C, mixes well with water and light petroleum products, it has (Table 1) noticeable surface-active properties, with respect to resins and asphaltenes it exhibits a coagulating effect, i.e. when dissolved in oil, it promotes the transition of asphalt-resinous oil components from a molecularly dissolved to a colloidal-dispersed state, which, in turn, increases their water-insulating properties.
«Сивушное масло» используется в качестве сырья для производства технических жирных спиртов и имеет по сравнению с НПАВ в 20 раз, а с нефтью в 2 раза меньшую стоимость.“Fusel oil” is used as a raw material for the production of technical fatty alcohols and has a 20-fold lower cost compared to nonionic surfactants and a 2-fold lower cost.
Из анализа патентно-технической литературы применение «сивушного масла» в составах для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах не обнаружено, что позволяет сделать вывод о соответствии заявляемого состава критериям «новизна» и «изобретательский уровень».From the analysis of patent technical literature, the use of “fusel oil” in the compositions for aligning the injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in producing wells was not found, which allows us to conclude that the claimed composition meets the criteria of “novelty” and “inventive step”.
Целесообразность использования «сивушного масла» в предлагаемом составе определяется тем, что при добавлении к тяжелой асфальтосмолистой нефти «сивушного масла» межфазное натяжение нефти на границе с водой начинает снижаться и, как это следует из данных, приведенных в табл.1, при содержании «сивушного масла» в тяжелой асфальтосмолистой нефти 25 мас.% и более межфазное натяжение, даже без добавления дорогостоящих НПАВ, имеет ультранизкое значение, т.е. такие системы образуют тонкодисперсные микроэмульсии типа «масло в воде». Однако, как показали фильтрационные исследования, такие микроэмульсионные системы, без добавления в них определенного количества маслорастворимых НПАВ - стабилизаторов эмульсий типа «масло воде», из-за их низкой агрегативной устойчивости и высокой адгезии (прилипания) к твердой поверхности обладают незначительной фильтруемостью в глубь пласта.The feasibility of using “fusel oil” in the proposed composition is determined by the fact that when “fusel oil” is added to heavy asphalt resin oil, the interfacial tension of the oil at the interface with water begins to decrease and, as follows from the data given in Table 1, with the content of “fusel oil” oils ”in heavy asphalt-resinous oil of 25 wt.% and more interfacial tension, even without the addition of expensive nonionic surfactants, has an ultralow value, i.e. such systems form finely divided oil-in-water microemulsions. However, as filtration studies have shown, such microemulsion systems, without adding a certain amount of oil-soluble nonionic surfactants to them — oil-water-type emulsion stabilizers, because of their low aggregate stability and high adhesion (adhesion) to a solid surface, have little filterability deep into the reservoir .
Поэтому для системы, содержащей 25 мас.% «сивушного масла» в тяжелой асфальтосмолистой нефти, были проведены исследования фильтрационных свойств микроэмульсий, образуемых данной системой при содержании в ней заданного количества маслорастворимого НПАВ (ОП-7 или неонол Аф9-6) и смешивании ее с водой в соотношении объемов 1:1.Therefore, for a system containing 25 wt.% “Fusel oil” in heavy asphalt-resinous oil, studies were carried out on the filtration properties of microemulsions formed by this system when it contained a given amount of oil-soluble nonionic surfactants (OP-7 or neonol Af 9-6 ) and mixing it with water in a volume ratio of 1: 1.
Фильтрационные свойства образуемых микроэмульсий, при прочих равных условиях, оценивали по их скорости фильтрации через плотный бумажный фильтр «белая лента» (размер пор не более 10 мкм).All other things being equal, the filtration properties of the formed microemulsions were evaluated by their filtration rate through a dense white ribbon paper filter (pore size not more than 10 microns).
В обобщенном виде результаты данных исследований приведены на фиг.1 в виде кривых зависимости (ΣV) - суммарного объема микроэмульсии, прошедшей через фильтр "белая лента" за суммарное время (Στ) фильтрации, в зависимости от продолжительности (времени) непрерывного фильтрования (τ), мин.In a generalized form, the results of these studies are shown in Fig. 1 in the form of curves of (ΣV) - the total volume of the microemulsion that passed through the white ribbon filter for the total filtering time (Στ), depending on the duration (time) of continuous filtering (τ) min
Кривая 1 относится к фильтрации воды через бумажный фильтр (холостой опыт). Кривая 2 относится к фильтрации через бумажный фильтр 50% микроэмульсии, образующейся при смешивании, в соотношении объемов 1:1, воды и 25% раствора «сивушного масла» в тяжелой асфальтосмолистой нефти (без добавления НПАВ), кривые 3-6 - к фильтрации 50% микроэмульсий, образующихся при аналогичном смешивании воды и раствора «сивушного масла» (25 мас.%) и НПАВ в тяжелой асфальтосмолистой нефти: 5,0 мас.% НПАВ (ОП-7) - кривая 3, 10 мас.% НПАВ (неонол Аф9-6) - кривая 4, 13 мас.% НПАВ (ОП-7) - кривая 5, 25 мас.% НПАВ (неонол Аф9-6) - кривая 6.
Кривая 7 и кривая 8 относятся к фильтрации 50% микроэмульсий, образующихся при смешивании воды в соотношении объемов 1:1 с составом-прототипом, содержащим соответственно 15 мас.% НПАВ (ОП-10) и 25 мас.% НПАВ (ОП-10).
Если принять скорость фильтрации воды (кривая 1) через фильтр за время τ=60 мин - const за 100%, то для микроэмульсионной системы, образующейся при смешивании равных объемов воды и раствора тяжелой асфальтосмолистой нефти с 25 мас.% содержанием «сивушного масла», величина (ΣV/Στ) за указанное время фильтрации достигает нулевого значения, т.е. за 60 мин происходит прекращение фильтрации данной системы через поры фильтра, т.к. поры фильтра оказываются полностью закупоренными скоагулированными асфальтосмолистыми частицами нефти, что наглядно видно на бумажном фильтре.If we take the rate of water filtration (curve 1) through the filter for a time τ = 60 min — const for 100%, then for a microemulsion system formed by mixing equal volumes of water and a solution of heavy asphalt-resinous oil with 25 wt.% “Fusel oil” content, the value (ΣV / Στ) for the specified filtering time reaches zero, i.e. after 60 min, the filtration of this system through the pores of the filter ceases, because the pores of the filter turn out to be completely clogged with coagulated asphalt-resinous oil particles, which is clearly visible on the paper filter.
Кривая 3 показывает, что в тяжелую асфальтосмолистую нефть добавляют 25 мас.% «сивушного масла» и 5,0 мас.% НПАВ (ОП-7), образуется состав, при перемешивании которого с водой агрегативная устойчивость микроэмульсии существенно возрастает, резко снижается ее адгезия (прилипание) к твердой поверхности, что проявляется в способности к фильтрации данной микроэмульсии через бумажный фильтр. Последнее доказывается тем, что фильтрат представляет собой микроэмульсионную систему, по дисперсности близкую к исходной системе, а на бумажном фильтре отсутствует осадок асфальтосмолистых компонентов нефти. Однако, как это следует из фиг.1, скорость фильтрации данной микроэмульсионной системы по сравнению с водой резко (в 4 раза) снижается, что указывает на ее определенные водоизолирующие свойства.
Учитывая, что объем порового пространства в фильтровальной бумаге очень мал, то следует ожидать, что при закачке такой микроэмульсионной системы в поры пласта на расстоянии, измеряемом метрами, ее выравнивающие свойства и водоизолирующие свойства будут проявляться с еще большей эффективностью.Given that the volume of pore space in the filter paper is very small, it should be expected that when such a microemulsion system is injected into the pores of the formation at a distance measured by meters, its leveling properties and water-insulating properties will be manifested with even greater efficiency.
Кривые 4, 5 и 6, характеризующие влияние увеличения концентрации НПАВ в растворе, показывают, что если при 10 мас.% содержании НПАВ - кривая 4 (неонол Аф9-6) - скорость фильтрации 50%-ной эмульсии, по сравнению с водой, составляет 38%, при 13 мас.% НПАВ - кривая 5 (ОП-7) - 50%, то при 25 мас.% содержание НПАВ (ОП-7) в составе - кривая 6 практически совпадает с ходом кривых 7 и 8, характеризующих фильтрующую способность 50%-ных микроэмульсий, образуемых составом-прототипом, содержащим 15 мас.% и 25 мас.% НПАВ, скорость фильтрации которых за указанное время фильтрации составляет порядка 85-90%, т.е. приближается к скорости фильтрации воды. Поэтому в предлагаемом составе содержание НПАВ более 15 мас.% сочли нецелесообразным, а за оптимальное содержание НПАВ в составе, обеспечивающее необходимую агрегативную устойчивость микроэмульсий, был взят предел 5-13 мас.%.
При этом, если в предлагаемом составе содержание НПАВ (ОП-7 или неонол Аф9-6) берут в пределах 5-10 мас.%, то такой состав целесообразно использовать для изоляции водопритока в добывающих скважинах, а при увеличении содержания НПАВ в составе до 10-13 мас.% состав целесообразно применять для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и увеличения охвата пласта заводнением.Moreover, if in the proposed composition the content of nonionic surfactants (OP-7 or neonol Af 9-6 ) is taken in the range of 5-10 wt.%, Then such a composition should be used to isolate water inflow in production wells, and if the content of nonionic surfactants in the composition increases to 10-13 wt.% Composition it is advisable to apply to align the profile of the injectivity of injection wells and increase the coverage of the formation by water flooding.
Для доказательства соответствия заявляемого технического решения критерию «промышленная применимость» приводим результаты опытов по определению водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств предлагаемого состава с содержанием НПАВ 5,0 мас.% (опыт 1), 10 мас.% (опыт 2) и 13 мас.% (опыт 3) в сравнении с известным составом-прототипом, с содержанием НПАВ 15 мас.% (опыт 4) и 25,0 мас.% (опыт 5).To prove the conformity of the claimed technical solution to the criterion of "industrial applicability", we present the results of experiments to determine the water-insulating and oil-displacing properties of the proposed composition with a nonionic surfactant content of 5.0 wt.% (Experiment 1), 10 wt.% (Experiment 2) and 13 wt.% ( experiment 3) in comparison with the known composition of the prototype, with a nonionic surfactant content of 15 wt.% (experiment 4) and 25.0 wt.% (experiment 5).
Сравнительную оценку водоизолирующих и нефтевытесняющих свойств анализируемых составов проводили в лабораторных условиях на насыпной модели неоднородного пласта, при этом оценку водоизолирующих свойств проводили по результатам измерения начальной и конечной скоростей фильтрации воды через высокопроницаемые и низкопроницаемые пропластки, а нефтевытесняющие свойства составов определялась по изменению коэффициента нефтевытеснения bвыт:Comparative assessment of water shutoff and oil-displacing properties of the analyzed compositions was carried out under laboratory conditions on a bulk pattern inhomogeneous reservoir, wherein the estimation water shutoff properties was performed to the measurement of initial and final water filtration rate through high permeability and low permeability interlayers and oil-displacing properties of the compositions was determined by the change in the oil displacement coefficient b drawing :
bвыт=(Нн - Нк):Нн,b stretch = (H n - H k): H n,
где Нн - начальная (до обработки), а Нк - конечная (после обработки) нефтенасыщенность для неоднородной модели пласта в целом (или высокопроницаемого, или низкопроницаемого пропластков).where H n is the initial (before treatment), and N to is the final (after treatment) oil saturation for the heterogeneous model of the reservoir as a whole (either high permeability or low permeability layers).
В качестве модели пласта использовали (фиг.2) две колонки длиной 100 см с внутренним диаметром 2,6 см, заполненные кварцевым песком с монморилонитовой глиной для колонки 1 с проницаемостью 1,5 дарси (модель высокопроницаемого пропластка) и колонки 2 с проницаемостью 0,15 дарси (модель низкопроницаемого пропластка).As a reservoir model, we used (Fig. 2) two
Колонки оборудованы единой системой ввода 3 и раздельными выводами 4 и 5 из колонок фильтруемых через них жидкостей, причем с помощью кранов 6 и 7 можно анализируемый поток направлять одновременно через две колонки или только через одну из колонок, отключая при этом другую колонку.The columns are equipped with a
Перед началом каждого из опытов модели пласта при постоянном перепаде давления (0,2 атм) и открытых кранах 6 и 7 определяли начальную скорость фильтрации воды в целом для модели неоднородного пласта (колонка 1 + колонка 2). Затем при закрытом кране 7 и открытом кране 6 определяли начальную скорость фильтрации воды для высокопроницаемого пропластка (колонка 1), а при закрытом кране 6 и открытом кране 7 определяли начальную скорость фильтрации для низкопроницаемого пропластка (колонка 2).Before the start of each of the experiments of the reservoir model with a constant pressure drop (0.2 atm) and
Далее в соответствии с СТП 0148070-013-91 «Методика проведения лабораторных исследований по вытеснению нефти реагентами» колонку 1 и колонку 2 насыщали безводной нефтью (плотность 840 кг/м3, вязкость 5,1 мПа·с при 20°С). При этом фиксировали начальную нефтенасыщенность неоднородной модели пласта Нн (в относит. % от объема пор) и распределение данной нефтенасыщенности по высокопроницаемому (колонка 1) и низкопроницаемому (колонка 2) пропласткам.Further, in accordance with STP 0148070-013-91 “Methodology for laboratory studies on the displacement of oil by reagents,”
Подготовленная таким образом нефтенасыщенная неоднородная модель пласта подвергалась обработке путем закачки в нее 50% микроэмульсии, образуемой с водой тем или иным составом, в объеме, равном 2 объемом пор. После чего систему при закрытых кранах 5 и 6 выдерживали при давлении 0,2 атм в статическом состоянии в течение 24 ч. Затем при открытых кранах 5 и 6 через неоднородную модель пласта закачивали воду до установления постоянных конечных скоростей фильтрации как через высокопроницаемый (колонка 1), так и низкопроницаемый (колонка 2) пропластки неоднородной модели пласта. При этом для каждого опыта определяли остаточную нефтенасыщенность, как в целом по неоднородной модели пласта, в относит. % от объема пор, так и распределение остаточной нефтенасыщенности по высокопроницаемому и низкопроницаемому пропласткам.An oil-saturated heterogeneous reservoir model prepared in this way was subjected to treatment by injection into it of a 50% microemulsion formed with water of one composition or another in a volume equal to 2 pore volumes. After that, the system with shut-off
В обобщенном виде результаты данных опытов представлены в табл.2 и табл.3.In a generalized form, the results of these experiments are presented in table 2 and table 3.
Как следует из данных табл.2, закачка в неоднородный по проницаемости пласт 50% микроэмульсии, образуемой предлагаемым составом, при его смешивании с водой (опыт 1, содержание НПАВ в составе 5,0 мас.%) в объеме, равном двум объемам пор, позволил снизить начальную скорость фильтрации воды в целом по неоднородной модели пласта почти в 5 раз (с 1620 до 350 см3/ч,) в том числе в высокопроницаемых пропластках с 1390 до 300 см3/ч, т.е. в 4,63 раза, а для низкопроницаемых пропластков с 320 до 150 см3/ч, т.е. в 2,1 раза, тогда как закачка 50%-ных микроэмульсий, образуемых составом по прототипу (опыты 4 и 5), снижает скорость фильтрации воды в целом по неоднородной модели пласта с 1590-1640 см3/ч до 1050-1110 м3/ч, т.е. не более чем в 1,5 раза.As follows from the data of table 2, the injection into a heterogeneous permeability layer of 50% of the microemulsion formed by the proposed composition, when it is mixed with water (
Следовательно, 50%-ная микроэмульсия типа «масло в воде», образуемая предлагаемым составом с содержанием НПАВ (типа ОП-7 или неонол Аф9-6 не более 5,0 мас.%), является эффективным средством для селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах и выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин.Therefore, a 50% oil-in-water microemulsion formed by the proposed composition containing nonionic surfactants (type OP-7 or neonol Af 9-6 no more than 5.0 wt.%) Is an effective tool for the selective isolation of water inflow in mining wells and alignment of the injectivity profile of injection wells.
Из сопоставления данных опытов 2-3, где в предлагаемом составе содержание НПАВ увеличили до 10,0 мас.% (опыт 2) и до 13 мас.% (опыт 3), скорость фильтрации воды в высокопроницаемых пропластках снижалась с 1610-1630 до 400-580 м3/ч, что также указывает на возможность использования предлагаемого состава с данным содержанием НПАВ, как для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, так и селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах. Кроме того, как это следует из данных табл.3, где приведены сопоставимые значения коэффициентов нефтевытеснения (bвыт) для всех 5 опытов, применение предложенных составов в системе заводнения нефтяных пластов позволяет существенно повысить и коэффициент нефтевытеснения разрабатываемой неоднородной по проницаемости залежи.From a comparison of the data of experiments 2-3, where in the proposed composition the content of nonionic surfactants was increased to 10.0 wt.% (Experiment 2) and up to 13 wt.% (Experiment 3), the water filtration rate in highly permeable interlayers decreased from 1610-1630 to 400 -580 m 3 / h, which also indicates the possibility of using the proposed composition with a given content of nonionic surfactants, both for aligning the injectivity profile of injection wells, and for selective isolation of water inflow in production wells. Furthermore, as it follows from the data of Table 3, which shows the comparable values oil displacement coefficients (b drawing) for all 5 experiments, the use of the proposed compositions waterflood system oil layers can significantly improve the coefficient of oil displacement developed nonuniform reservoir permeability.
Так, если в целом для неоднородной модели пласта с применением предлагаемого состава с содержанием 13 мас.% НПАВ (опыт 3) коэффициент bвыт составляет 0,72, а для высокопроницаемого пропластка 0,77, то для состава по прототипу с аналогичным содержанием НПАВ коэффициент bвыт для неоднородной модели пласта равен 0,56, а для высокопроницаемого пропластка 0,47, т.е. в 1,3-1,4 раза ниже, при этом и для низкопроницаемых пропластков коэффициент bвыт с применением предлагаемого состава (опыты 1-3) превышает аналогичный коэффициент для состава по прототипу в 1, 2 раза.So, if in general for a heterogeneous reservoir model using the proposed composition with a content of 13 wt.% Nonionic surfactants (experiment 3), the coefficient bout is 0.72, and for a highly permeable interlayer is 0.77, then for a prototype composition with a similar content of nonionic surfactant b drawing for inhomogeneous formation model is 0.56, and 0.47 for highly permeable seam, i.e. 1.3-1.4 times lower, and for low-permeability layers, the coefficient bout using the proposed composition (experiments 1-3) exceeds the same coefficient for the composition of the prototype in 1, 2 times.
Следующие примеры иллюстрируют способ приготовления предлагаемого состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах.The following examples illustrate the method of preparing the proposed composition for leveling the injectivity profile of injection wells and the selective isolation of water inflow in production wells.
Для приготовления предлагаемого состава были взяты в качестве тяжелой асфальтосмолистой нефти товарная нефть (плотность 940 кг/м3, содержание, мас.%: асфальтенов 5,7, силикагелевых смол 21,3, парафина 2,7 и воды не более 1,0), в качестве НПАВ: реагенты ОП-7 (ГОСТ 8433-81) и неонол АФ9-6 (ТУ 2483-00770576680-93) - желтоватые вязкие жидкости с плотностью, близкой к 1000 кг/м3, и «сивушное масло» (ГОСТ 17071-91), маловязкая светло-коричневая жидкость с резким специфическим запахом, с плотностью 830 кг/м3 (отход производства «Первомайского спиртзавода», ОАО «Татспиртпром»).To prepare the proposed composition, commercial oil was taken as a heavy asphalt-resinous oil (density 940 kg / m 3 , content, wt.%: Asphaltenes 5.7, silica gels 21.3, paraffin 2.7 and water no more than 1.0) , as nonionic surfactants: reagents OP-7 (GOST 8433-81) and neonol AF 9-6 (TU 2483-00770576680-93) - yellowish viscous liquids with a density close to 1000 kg / m 3 , and "fusel oil" ( GOST 17071-91), a low-viscous, light brown liquid with a sharp specific odor, with a density of 830 kg / m 3 (waste from the production of Pervomaisk Distillery, OAO Tatspirtprom).
Принципиальная схема приготовления предлагаемого состава с применением легкодоступного оборудования и материалов показана на фиг.3, где 1 - горизонтальная емкость объем 6 м3, 2 - центробежный насос с регулируемой производительностью от 100 до 1000 л/мин, 3 - трубопровод, 4 - пробоотборный кран, 5 и 6 - задвижки.A schematic diagram of the preparation of the proposed composition using readily available equipment and materials is shown in Fig. 3, where 1 is a horizontal tank with a volume of 6 m 3 , 2 is a centrifugal pump with an adjustable capacity of 100 to 1000 l / min, 3 is a pipeline, 4 is a
В качестве примера рассмотрим способ приготовления предлагаемого состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин в количестве 5,0 т, содержащего, мас.%: тяжелую асфальтосмолистую нефть 62, НПАВ (ОП-7) 13, «сивушное масло» 25.As an example, we consider a method of preparing the proposed composition for leveling the injectivity profile of injection wells in an amount of 5.0 tons, containing, wt.%: Heavy asphalt resin oil 62, nonionic surfactants (OP-7) 13, fusel oil 25.
С учетом вышеуказанного различия в плотности применяемых компонентов в емкость 1 при закрытой задвижке 5 и 6 загружали одновременно (5000×0,6):0,94=3192 л тяжелой асфальтосмолистой нефти (V1), (5000×0,15):1,0=750 кг ОП-7 (V2) и (5000×0,25):0,83=1506 л «сивушного масла» (V3). Затем при закрытой задвижке 6, открытой задвижке 5, включив в работу насос 2, производили перемешивание содержимого в емкости 1 за счет диспергирования в насосе 2, турбулентности потока в трубопроводе 3 и энергии струи жидкости, возвращаемой насосом 2 в емкость 1.Given the above differences in the density of the components used in the
Подобное перемешивание производят до тех пор, пока не произойдет минимум трехкратное перекачивание через насос 2 всего перемешиваемого в емкости 1 объема приготавливаемого состава (ΣV=V1+V2+V3), л.Such mixing is performed until at least three times pumping through the
Время (продолжительность) перемешивания (т, мин), необходимое для выполнения данного условия, исходя из заданной производительности центробежного насоса 2 (Q, л/мин) определяли по формуле: τ=(ΣV×3):Q.The time (duration) of mixing (t, min) required to fulfill this condition, based on the given performance of the centrifugal pump 2 (Q, l / min) was determined by the formula: τ = (ΣV × 3): Q.
Так, для приготовления 5,0 т (или 5448 л) вышеуказанного состава при производительности насоса 600 л/мин продолжительность (время) перемешивания системы составляла 27,0 мин.So, for the preparation of 5.0 t (or 5448 l) of the above composition with a pump capacity of 600 l / min, the duration (time) of mixing the system was 27.0 minutes.
Для того чтобы убедиться в том, что приготовленный указанным способом предлагаемый состав для выравнивания приемистости нагнетательных скважин соответствует по своим свойствам образцу аналогичного состава, используемого в качестве «эталона» (приготовленного из вышеуказанных компонентов заранее в лабораторных условиях), из пробоотборного крана 4 производят отбор пробы приготовленного состава, из которой путем ее перемешивания с пресной водой в соотношении объемов 1:1 приготавливают 100 мл 50%-ной микроэмульсии и определяют время фильтрации данного объема через бумажный фильтр «белая лента».In order to make sure that the proposed composition for equalizing the injectivity of injection wells prepared in this way corresponds in its properties to a sample of a similar composition used as a “standard” (prepared from the above components in advance in laboratory conditions), a sample is taken from
Параллельно с этим аналогичным образом определяют время фильтрации 100 мл 50%-ной микроэмульсии, приготовленной из лабораторного образца состава, используемого в качестве «эталона». При успешном приготовлении предлагаемого состава расхождение во времени фильтрации 50%-ной микроэмульсий с «эталоном» не должно превышать 1-2 мин.In parallel with this, the filtration time of 100 ml of a 50% microemulsion prepared from a laboratory sample of the composition used as a “standard” is similarly determined. With the successful preparation of the proposed composition, the time difference between the filtration of 50% microemulsions with a “standard” should not exceed 1-2 minutes.
В случае большего отклонения скорости фильтрации 50%-ных микроэмульсий приготавливаемого состава от скорости фильтрации 50%-ной микроэмульсии, образуемой «эталонным» составом, увеличения скорости фильтрации 50%-ной эмульсии приготавливаемого состава можно достичь за счет некоторого увеличения содержания в приготавливаемом составе НПАВ, а снижение скорости фильтрации данного состава можно обеспечить путем некоторого увеличением содержания в нем «сивушного масла». Затем, закрыв задвижку 5 и открыв задвижку 6, производят откачку из емкости 1 состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, приготовленного указанным способом.If the filtration rate of 50% microemulsions of the prepared composition deviates more from the filtration rate of the 50% microemulsion formed by the “reference” composition, an increase in the filtration rate of the 50% emulsion of the prepared composition can be achieved due to a slight increase in the content of the nonionic surfactants in the prepared composition, and a decrease in the filtration rate of this composition can be achieved by a slight increase in the content of “fusel oil” in it. Then, closing the
Аналогичным образом из вышеуказанных компонентов было приготовлено 5 т (5479 л) предлагаемого состава для селективной изоляции водопритока в добывающих скважинах, содержащего, мас.%: тяжелую асфальтосмолистую нефть 70, НПАВ (неонол Аф9-6) 5,0, «сивушное масло» 25,0. Для чего в емкость загружали 3723 л тяжелой асфальтосмолистой нефти, 250 кг НПАВ и 1506 л «сивушного масла», после чего содержимое емкости 1 непрерывно перемешивали по схеме, приведенной на фиг.3 в течение 30 мин. В табл.4 приведены данные по составу лабораторных («эталонных») образцов предлагаемого состава и составов, приготовленных предлагаемым способом по схеме, представленной на фиг.3, а также такие свойства приготавливаемого состава, как его плотность и время фильтрации 100 мл 50%-ной микроэмульсии, образующейся при перемешивании в соотношении объемов 1:1 воды и пробы состава, отобранной из пробоотборного крана 4 сразу же после завершения перемешивания системы. Для сравнения в табл.4 приведены аналогичные данные и для «эталонных» образцов состава с тем же соотношением компонентов. Удовлетворительная схожесть в свойствах анализируемых составов доказывает «промышленную применимость» предлагаемого способа приготовления разработанного состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока в добывающих скважинах в количествах, необходимых для его реализации на практике.Similarly, from the above components, 5 tons (5479 l) of the proposed composition for the selective isolation of water inflow in producing wells were prepared, containing, wt.%: Heavy
В табл.5 приведены результаты промысловых испытаний предлагаемого состава с 13 мас.% содержанием НПАВ (ОП-7) в количестве 5 т, использованного в системе поддержания пластового давления (ППД) для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин, и аналогичного количества предлагаемого состава с 5 мас.% содержанием НПАВ (неонол Аф9-6) для ограничения водопритока в добывающей скважине.Table 5 shows the results of field tests of the proposed composition with 13 wt.% The content of nonionic surfactants (OP-7) in the amount of 5 tons, used in the reservoir pressure maintenance system (RPM) to align the injectivity profile of injection wells, and a similar amount of the proposed composition from 5 wt.% the content of nonionic surfactants (neonol Af 9-6 ) to limit water inflow in the producing well.
Промысловые испытания проводили на многопластовой нефтяной залежи Орлянского месторождения (Самарская область), нефтеносные терригенные коллекторы которой представлены разнозернистыми песчаниками с пористостью от 10 до 30%.Field tests were carried out on the multilayer oil reservoir of the Orlyanskoye field (Samara region), the oil-bearing terrigenous reservoirs of which are represented by different-grained sandstones with porosity from 10 to 30%.
Данное нефтяное месторождение, открытое еще в 1959 г., находится на завершающей стадии освоения. Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления заводнением нефтяной залежи. Средняя приемистость нагнетательных скважин по месторождению составляет порядка 100-115 м3/сут, обводненность добываемой продукции в целом по залежи достигла 98%, средний дебит добывающей скважины (по нефти) колеблется в пределах 1,5-3 м3/сут.This oil field, discovered back in 1959, is in the final stages of development. The development of the field is carried out with the maintenance of reservoir pressure by flooding the oil reservoir. The average injection rate of injection wells in the field is about 100-115 m 3 / day, the water cut of produced products in the reservoir as a whole has reached 98%, the average production rate of the producing well (in oil) ranges from 1.5-3 m 3 / day.
Для обработки были выбраны две нагнетательные скважины, приемистость которых до обработки колебалась в пределах 180-200 м3/сут, т.е. примерно в два раза выше, чем средняя приемистость нагнетательных скважин по залежи, и одна добывающая скважина с средним суточным дебитом по нефти 1,5-2 м3, а воды 10-15 м3.Two injection wells were selected for treatment, the injection rate of which ranged from 180-200 m 3 / day before treatment, i.e. approximately two times higher than the average injection rate of injection wells in the reservoir, and one production well with an average daily production rate of 1.5-2 m 3 for oil and 10-15 m 3 for water.
Нагнетательные скважины перед проведением обработки были оборудованы магнитными расходомерами воды типа СВЭМ (ТУ 39-1233-87) и манометрами для регистрации приемистости и давления нагнетания скважины до и после ее обработки. Предлагаемый состав в каждую из нагнетательных скважин закачивали в 100% виде без остановки нагнетания воды в скважину из системы ППД с помощью дозировочного насоса под давлением, превышающим давление нагнетания воды в скважину, и расходом состава в пределах 3,0-3,5 л/мин, что обеспечивало при начальной (до обработки) приемистости нагнетательных скважин в объемах, указанных в табл.5, возможность закачивать в пласт самопроизвольно образующуюся в скважине 2,0-2,5% микроэмульсию типа «масло в воде».Before the treatment, injection wells were equipped with magnetic water flow meters of the SVEM type (TU 39-1233-87) and pressure gauges for recording the injectivity and injection pressure of the well before and after treatment. The proposed composition in each of the injection wells was pumped in 100% form without stopping the injection of water into the well from the RPM system using a metering pump at a pressure higher than the pressure of water injection into the well, and the flow rate of the composition was in the range of 3.0-3.5 l / min which ensured at the initial (before treatment) injection rate of injection wells in the volumes indicated in Table 5, the ability to pump a 2.0-2.5% oil-in-water microemulsion spontaneously formed in the well into the formation.
Всего в каждую из нагнетательных скважин при непрерывной работе дозировочного насоса в течение 14 час было закачено по 2,5 т предлагаемого состава с 13 мас.% содержанием НПАВ, что соответствовало закачке в пласт порядка 110-115 м 2,0-2,5 об.% микроэмульсии типа «масло в воде» и привело (табл.5) к снижению приемистости обрабатываемых нагнетательных почти в 2 раза, т.е. выравниванию их приемистости до среднего значения приемистости нагнетательных скважин по месторождению в целом.In total, 2.5 tons of the proposed composition with 13 wt.% Nonionic surfactants were pumped into each of the injection wells during continuous operation of the metering pump for 14 hours, which corresponded to about 110-115 m of 2.0-2.5 vol. .% microemulsions of the type "oil in water" and led (Table 5) to a decrease in the injectivity of the treated injection by almost 2 times, i.e. alignment of their injectivity to the average injectivity of injection wells in the field as a whole.
Обработку добывающей скважины предлагаемым составом с целью ограничения обводненности добываемой в ней продукции проводили в следующей последовательности. Вначале с помощью агрегата Азинмаш 300 А (Ту 26-16-33-75) на не работающей добывающей скважине при открытой выкидной линии с помощью задавочной жидкости (нефти) осуществили вытеснение в приемную емкость скважинной жидкости в объеме, равному объему скважины. Далее в емкости агрегата Азинмаш 300 А путем перемешивания в течение 10-15 мин равных объемов предлагаемого состава с 5,0 мас.% содержанием НПАВ (неонол Аф9-6) и воды приготавливали в нем 50 об.% микроэмульсию типа "масло в воде", которую затем при закрытой выкидной линии закачивали через затрубное пространство в скважину под давлением, не превышающим давление гироразрыва пласта. После закачки в скважину 10м3 50% микроэмульсии, приготовленной из 5 т предлагаемого состава, скважину закрыли и выдержали 24 ч для завершения в пласте коагуляционно-адсорбционных процессов асфальтосмолистых компонентов нефти, после чего скважину пустили в эксплуатацию.The treatment of the producing well by the proposed composition in order to limit the water content of the products produced in it was carried out in the following sequence. Initially, using the Azinmash 300 A unit (Tu 26-16-33-75) on an idle production well with an open flow line using a filling fluid (oil), the well was displaced into the receiving reservoir in a volume equal to the volume of the well. Further, in the tank of the Azinmash 300 A unit, by mixing for 10-15 minutes equal volumes of the proposed composition with 5.0 wt.% Nonionic surfactants (neonol Af 9-6 ) and water, a 50 vol.% Oil-in-water microemulsion was prepared in it ", which then, with a closed flow line, was pumped through the annulus into the well under pressure not exceeding the pressure of the gyro-fracturing. After 10
Из данных, приведенных в табл.5, следует, что после вышеуказанной обработки добывающей скважины через сутки после пуска ее в эксплуатацию дебит скважины по жидкости стабилизировался на уровне 6,0-8,0 м3 в сутки, при этом обводненность продукции снизилась с 87-88 до 50-55%, а дебит по нефти увеличился с 1,5-2,0 м3 в сутки до 3,0-4,0 м3 в сутки, т.е. почти в 2 раза.From the data given in Table 5, it follows that after the above treatment of the producing well, a day after putting it into operation, the liquid flow rate of the well stabilized at 6.0-8.0 m 3 per day, while the water cut of production decreased from 87 -88 to 50-55%, and oil production rate increased from 1.5-2.0 m 3 per day to 3.0-4.0 m 3 per day, i.e. almost 2 times.
Проведенные промысловые испытания показали высокую эффективность предлагаемого состава для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока добывающих скважин.Field tests have shown the high efficiency of the proposed composition for leveling the injectivity profile of injection wells and limiting the flow of production wells.
НПАВ - неионогенное поверхносно-активное вещество,
С/М - «сивушное масло»,
МЭ - микроэмульсияDesignations: ТН - heavy bituminous oil,
Nonionic surfactants - nonionic surfactant,
S / M - "fusel oil",
ME - microemulsion
- приемистость, м3/сут1. Injection well No. 1
- throttle response, m 3 /
- приемистость, м3/сут2. Injection well No. 2
- throttle response, m 3 /
- дебит скважины по жидкости, м3/сут3. Production well
- well flow rate, m 3 / day
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006112525/03A RU2313560C1 (en) | 2006-04-14 | 2006-04-14 | Composition for leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006112525/03A RU2313560C1 (en) | 2006-04-14 | 2006-04-14 | Composition for leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2313560C1 true RU2313560C1 (en) | 2007-12-27 |
Family
ID=39018928
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006112525/03A RU2313560C1 (en) | 2006-04-14 | 2006-04-14 | Composition for leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2313560C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114279883A (en) * | 2020-12-04 | 2022-04-05 | 中海油能源发展股份有限公司 | Evaluation method for filter screen passing performance of emulsion type medicament system |
-
2006
- 2006-04-14 RU RU2006112525/03A patent/RU2313560C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN114279883A (en) * | 2020-12-04 | 2022-04-05 | 中海油能源发展股份有限公司 | Evaluation method for filter screen passing performance of emulsion type medicament system |
CN114279883B (en) * | 2020-12-04 | 2024-05-14 | 中海油能源发展股份有限公司 | Evaluation method for passing performance of emulsion type medicament system filter screen |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US8183182B2 (en) | Composition of microemulsion and method for advanced recovery of heavy oil | |
Raza | Foam in porous media: characteristics and potential applications | |
EP2373757B1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
CA3082118C (en) | Pre-flush for oil foamers | |
RU2357997C1 (en) | Blocking fluid "жг-иэр-т" | |
EP3556823A1 (en) | Method of slickwater fracturing | |
Azdarpour et al. | The effects of polymer and surfactant on polymer enhanced foam stability | |
Yazdani Sadati et al. | An experimental investigation on enhancing water flooding performance using oil-in-water emulsions in an Iranian oil reservoir | |
Islam | Role of asphaltenes on oil recovery and mathematical modeling of asphaltene properties | |
US20080261835A1 (en) | Surfactant based compositions and process for heavy oil recovery | |
RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
RU2660967C1 (en) | Method of treating non-uniform permeability oil reservoir by injection of invert emulsion | |
RU2313560C1 (en) | Composition for leveling injectivity profile of injection wells and limiting water inflow in production wells | |
CA2996554C (en) | Method of improving mobility of heavy crude oils in subterranean reservoirs | |
US20180002591A1 (en) | Oil production using multistage surfactant polymer chemical flood | |
US3455394A (en) | Removal of highly viscous crude petroleum from well bores | |
RU2184836C2 (en) | Method of selective restriction inflows in development wells | |
Xu et al. | Laboratory investigation on CO2 foam flooding for mature fields in Western Australia | |
RU2560047C1 (en) | Composition for aligning profile log of water injection well | |
RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
RU2754171C1 (en) | Method for limiting water inflow in production well | |
RU2748198C1 (en) | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability | |
RU2811129C1 (en) | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow | |
RU2286375C2 (en) | Composition for water-insulation of well | |
RU2198287C2 (en) | Method of oil production |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100415 |