RU2434042C1 - Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs - Google Patents
Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2434042C1 RU2434042C1 RU2010106577/03A RU2010106577A RU2434042C1 RU 2434042 C1 RU2434042 C1 RU 2434042C1 RU 2010106577/03 A RU2010106577/03 A RU 2010106577/03A RU 2010106577 A RU2010106577 A RU 2010106577A RU 2434042 C1 RU2434042 C1 RU 2434042C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- treatment
- bottomhole zone
- nanoparticles
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning And De-Greasing Of Metallic Materials By Chemical Methods (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
- Colloid Chemistry (AREA)
- Emulsifying, Dispersing, Foam-Producing Or Wetting Agents (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для обработки призабойной зоны неоднородных нефтяных пластов, в том числе эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в условиях выделения и накопления газа в призабойной зоне, а также при обработке пластов, продуцирующих высоковязкими нефтями.The invention relates to the oil industry and can be used to treat the bottom-hole zone of heterogeneous oil reservoirs, including those operated at bottom-hole pressure below the saturation pressure, under conditions of gas evolution and accumulation in the bottom-hole zone, as well as during treatment of formations producing highly viscous oils.
Известен состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор сульфонола [1]. Недостатком этого состава является то, что, ввиду отсутствия у него неньютоновских свойств, он при закачке в призабойную зону неоднородных нефтяных пластов, эксплуатируемых при забойном давлении ниже давления насыщения, в основном поступает в высокопроницаемые интервалы. В результате дробление и вынос пузырьков газа под действием данного состава осуществляется только из высокопроницаемого интервала, а малопроницаемый нефтегазонасыщенный пропласток остается неохваченным.A known composition for processing the bottom-hole zone containing an aqueous solution of sulfonol [1]. The disadvantage of this composition is that, due to the lack of non-Newtonian properties, when injected into the bottom-hole zone of inhomogeneous oil reservoirs that are operated at bottom-hole pressure below the saturation pressure, it mainly enters high-permeability intervals. As a result, the crushing and removal of gas bubbles under the action of this composition is carried out only from a highly permeable interval, and a low-permeable oil-gas saturated layer remains unreached.
Наиболее близким к изобретению по назначению является состав для обработки призабойной зоны, содержащий водный раствор сульфонола и ПАА [2]. Недостатком состава является то, что, несмотря на наличие неньютоновских свойств, он имеет относительно высокое поверхностное натяжение на границе раздела фаз (всего на 30% ниже, чем для водного раствора сульфонола [3]), что снижает эффективность дробления и выноса пузырьков газа. Кроме того, ввиду относительно высокого поверхностного натяжения недостаточно снижается сопротивление в процессе фильтрации нефти в пласте. Таким образом, эффективность состава снижается.Closest to the invention for its intended purpose is a composition for treating the bottom-hole zone containing an aqueous solution of sulfonol and PAA [2]. The lack of composition is that, despite the presence of non-Newtonian properties, it has a relatively high surface tension at the interface (only 30% lower than for an aqueous solution of sulfonol [3]), which reduces the efficiency of crushing and removal of gas bubbles. In addition, due to the relatively high surface tension, the resistance during oil filtration in the reservoir is not sufficiently reduced. Thus, the effectiveness of the composition is reduced.
Задачей изобретения является повышение эффективности состава для обработки призабойной зоны за счет снижения поверхностного натяжения состава на границе с нефтью при сохранении неньютоновских свойств.The objective of the invention is to increase the effectiveness of the composition for processing the bottom-hole zone by reducing the surface tension of the composition at the border with oil while maintaining non-Newtonian properties.
Задача достигается путем введения в состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов дополнительно наночастиц легкого цветного металла.The task is achieved by introducing into the composition for processing the bottom-hole zone of oil strata additional nanoparticles of light non-ferrous metal.
Сущность изобретения заключается в том, что состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов, включающий водный раствор анионоактивного ПАВ и их композиции, дополнительно содержит наночастицы легкого цветного металла размером 50-200 нм, при следующем соотношении ингредиентов, мас.%:The essence of the invention lies in the fact that the composition for processing the bottom-hole zone of oil reservoirs, including an aqueous solution of anionic surfactants and their compositions, additionally contains nanoparticles of light non-ferrous metal with a size of 50-200 nm, in the following ratio of ingredients, wt.%:
Предлагаемый состав готовится следующим образом. Приготавливается водный раствор анионоактивного ПАВ, в который затем добавляются наночастицы легкого цветного металла.The proposed composition is prepared as follows. An aqueous solution of an anionic surfactant is prepared, to which nanoparticles of light non-ferrous metal are then added.
Состав имеет следующие физико-химические свойства: плотность 1000-1035 кг/м3, минимальная ньютоновская вязкость до 2,0 мПа, поверхностное натяжение на границе раздела с нефтью 1,8-9,2 мН/м.The composition has the following physicochemical properties: density 1000-1035 kg / m 3 , minimum Newtonian viscosity up to 2.0 MPa, surface tension at the interface with oil 1.8-9.2 mN / m.
В качестве анионоактивного ПАВ могут быть использованы алкиларилсульфонат-сульфонол, алкилбензолсульфонаты и алкилсульфаты натрия, полиакриламид (ПАА) или их комбинации.As the anionic surfactant, alkylaryl sulfonate sulfonol, sodium alkylbenzenesulfonates and sodium alkyl sulfates, polyacrylamide (PAA), or combinations thereof can be used.
В качестве наночастиц легкого цветного металла могут быть использованы наночастицы алюминия, магния, титана, оксиды алюминия или их комбинации. Приготовление водных растворов предлагаемых составов, содержащих ПАВ-ы анионного класса и наночастицы цветного металла представлены ниже.As nanoparticles of light non-ferrous metal can be used nanoparticles of aluminum, magnesium, titanium, aluminum oxides, or combinations thereof. The preparation of aqueous solutions of the proposed compositions containing surfactants anionic class and non-ferrous metal particles are presented below.
В качестве ПАВ использован алкиларилсульфонат-сульфонол, а в качестве наночастицы Аl, а также Mg размерностью 140-160 н/м. На аналитических весах взвешивают 0,001 г сульфонола и указанную навеску ПАВ растворяют в дистиллированной (или водопроводной) воде при комнатной температуре. Затем к приготовленному раствору ПАВ добавляют взвешенную на аналитических весах наночастицы алюминия (или магния) - 0,001 г. Навеску наноАl (или Mq) добавляют к раствору ПАВ и состав перемешивают для достижения равномерного распределения частиц Аl (или Mq) в растворе. Таким же методом приготавливают составы наноПАВ при других соотношениях компонентов.Alkylarylsulfonate-sulfonol was used as a surfactant, and Al and Mg nanoparticles with a dimension of 140-160 n / m were used as surfactants. On an analytical balance, 0.001 g of sulfonol is weighed and the specified surfactant sample is dissolved in distilled (or tap) water at room temperature. Then, an aluminum (or magnesium) nanoparticle weighed on an analytical balance is added to the prepared surfactant solution — 0.001 g. A portion of nanoAl (or Mq) is added to the surfactant solution and the composition is mixed to achieve uniform distribution of Al (or Mq) particles in the solution. Using the same method, nano-surfactant compositions are prepared with other ratios of components.
Было исследовано влияние наночастиц на изменение межфазного поверхностного натяжения на границе водный раствор ПАВ - керосин. В опытах использованы указанные наночастицы средним размером 140-160 н/м, а в качестве ПАВ - реагенты анионоактивного класса.The effect of nanoparticles on the change in interfacial surface tension at the interface between a surfactant-kerosene aqueous solution was investigated. In the experiments, these nanoparticles with an average size of 140-160 n / m were used, and anionic class reagents were used as surfactants.
Определение межфазного поверхностного натяжения проводят на сталагмометре при температуре Т=298 К. Аналогичные эксперименты были проведены также для прототипа. Полученные результаты представлены в таблице 1.Determination of interfacial surface tension is carried out on a stalagmometer at a temperature of T = 298 K. Similar experiments were also carried out for the prototype. The results are presented in table 1.
В присутствии наночастиц в растворе ПАВ наблюдается снижение межфазного поверхностного натяжения в сравнении с действием ПАВ порядка 70% и выше. При этом с увеличением концентрации ПАВ в растворе с наночастицами более чем 0,0156 мас.%, величина снижения поверхностного натяжения возрастало от 70,7% до 87,7%, в то время как для прототипа максимальное снижение поверхностного натяжения составляет 30%.In the presence of nanoparticles in a surfactant solution, a decrease in interfacial surface tension is observed in comparison with the action of a surfactant of the order of 70% and higher. Moreover, with an increase in the concentration of surfactants in a solution with nanoparticles of more than 0.0156 wt.%, The decrease in surface tension increased from 70.7% to 87.7%, while for the prototype the maximum decrease in surface tension is 30%.
Также были исследованы действия составов на фильтрацию нефти из пористой среды, а также были определены их реологические свойства. Реологические свойства полученных составов определяли на ротационном вискозиметре «Реотест-21» при температуре 298 К.The effects of the compounds on the filtration of oil from a porous medium were also investigated, and their rheological properties were determined. The rheological properties of the obtained compositions were determined on a Reotest-21 rotational viscometer at a temperature of 298 K.
Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для водных растворов анионного ПАВ (на примере сульфонола) без и с добавкой наночастиц показана на чертеже. Как видно из чертежа, добавка наночастиц приводит к модификации характера течения от ньютоновского к неньютоновскому (псевдопластичному), т.е. полученный нанофлюид характеризуется сдвиговым разжижжением. При этом минимальная ньютоновская вязкость водного раствора ПАВ с добавкой наночастиц в 2 раза выще, чем без добавки и составляет около 2 мПа·с.The dependence of shear stress on shear rate for aqueous solutions of anionic surfactants (for example, sulfonol) without and with the addition of nanoparticles is shown in the drawing. As can be seen from the drawing, the addition of nanoparticles leads to a modification of the nature of the flow from Newtonian to non-Newtonian (pseudoplastic), i.e. The resulting nanofluid is characterized by shear thinning. In this case, the minimum Newtonian viscosity of an aqueous surfactant solution with the addition of nanoparticles is 2 times higher than without the additive and is about 2 MPa · s.
При добавлении в водный раствор анионоактивного ПАВ наночастиц легкого, цветного металла, образуются сложные конформационные структуры, что придает раствору полученной наножидкости неньютоновские свойства. Поэтому при закачке в пласт предлагаемого состава наблюдается более равномерное его поступление в высоко- и низкопроницаемые пропластки. Кроме того, ввиду значительного снижения поверхностного натяжения на границе жидкость-газ происходит дробление пузырьков газа и их более полное растворение в жидкости. Гидрофилизация нефтенасыщенных поровых каналов под воздействием состава ослабляет сцепление газовых пузырьков с поверхностью породы. Кроме того, снижение межфазного натяжения на границе наносуспензия - нефть и улучшение смачиваемости пор приводит к ослаблению энергии связи нефти с поверхностью пористой среды, вследствие чего расход нефти увеличивается. Это обеспечивает существенное увеличение производительности скважины после обработки.When an anionic surfactant is added to an aqueous solution of light, non-ferrous metal nanoparticles, complex conformational structures are formed, which gives the solution of the resulting nanofluid non-Newtonian properties. Therefore, when injecting the proposed composition into the formation, its more uniform entry into the high and low permeability layers is observed. In addition, due to a significant reduction in surface tension at the liquid-gas interface, gas bubbles break up and dissolve more completely in the liquid. Hydrophilization of oil-saturated pore channels under the influence of the composition weakens the adhesion of gas bubbles to the rock surface. In addition, a decrease in interfacial tension at the nanosuspension-oil interface and an improvement in pore wettability lead to a weakening of the binding energy of oil with the surface of the porous medium, resulting in an increase in oil consumption. This provides a significant increase in well productivity after treatment.
Состав имеет следующие физико-химические свойства: плотность 1000 кг/м3, минимальная ньютоновская вязкость 2,0 МПа·с; поверхностное натяжение на границе раздела с нефтью 1,8-9,2 мН/м.The composition has the following physicochemical properties:
Составы проверены в лабораторных условиях.The compositions are tested in laboratory conditions.
Реологические свойства состава определялись на ротационном вискозиметре "Rheotest - 2.1" при температуре 298 К.The rheological properties of the composition were determined on a Rheotest - 2.1 rotational viscometer at a temperature of 298 K.
Зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига для водных растворов анионного ПАВ без и с добавкой наночастиц показана на чертеже. Как видно из чертежа, добавка наночастиц приводит к модификации характера течения от ньютоновского к неньютоновскому (псевдопластичному), т.е. полученный нанофлюид характеризуется сдвиговым разжижением. При этом минимальная ньютоновская вязкость водного раствора ПАВ с добавкой наночастиц в 2 раза выше, чем без добавки и составляет около 2 мПа·с.The dependence of shear stress on shear rate for aqueous solutions of anionic surfactants without and with the addition of nanoparticles is shown in the drawing. As can be seen from the drawing, the addition of nanoparticles leads to a modification of the nature of the flow from Newtonian to non-Newtonian (pseudoplastic), i.e. The resulting nanofluid is characterized by shear thinning. Moreover, the minimum Newtonian viscosity of an aqueous surfactant solution with the addition of nanoparticles is 2 times higher than without the additive and is about 2 MPa · s.
Эксперименты проводились в искусственных образцах песчаной пористой среды диаметром 0,04 м, длиной 1,0 м, состоящей из двух слоев различной проницаемости. Проницаемость слоев отличалась в 10 раз. При этом образец под вакуумом насыщали смесью трансформаторного масла и природного газа, служившей моделью пластовой жидкости. Давление насыщения смеси составляло 3,0 МПа. Для предотвращения преждевременного разгазирования насыщение пористой среды осуществлялось при давлении выше давления насыщения. Далее снималась кривая восстановления давления при давлении выше давления насыщения. Затем давление на выходе из образца снижали ниже давления насыщения и после полного разгазирования системы в образец закачивали предлагаемый состав, после чего вновь снимали кривую восстановления давления. Аналогичные эксперименты были проведены также для прототипа. По полученным в экспериментах кривым восстановления давления определяли пьезопроводность и время релаксации до и после воздействия. Из приведенных в таблице 2 результатов следует, что предлагаемый состав имеет преимущество по сравнению с прототипом. Предлагаемый состав за счет неньютоновских свойств равномерно поступает в низко- и высокопроницаемые участки пласта, и эффект от воздействия выражается в более полном восстановлении первоначальных фильтрационных характеристик пористой среды (до разгазирования смеси).The experiments were carried out in artificial samples of a sandy porous medium with a diameter of 0.04 m, a length of 1.0 m, consisting of two layers of different permeability. The permeability of the layers differed 10 times. In this case, the sample was saturated under vacuum with a mixture of transformer oil and natural gas, which served as a reservoir fluid model. The saturation pressure of the mixture was 3.0 MPa. To prevent premature degassing, the saturation of the porous medium was carried out at a pressure above the saturation pressure. Then the pressure recovery curve was taken at a pressure above the saturation pressure. Then, the pressure at the outlet of the sample was reduced below the saturation pressure, and after complete degassing of the system, the proposed composition was pumped into the sample, after which the pressure recovery curve was again taken. Similar experiments were also conducted for the prototype. From the pressure-recovery curves obtained in the experiments, the piezoconductivity and relaxation time before and after exposure were determined. From the results shown in table 2, it follows that the proposed composition has an advantage over the prototype. Due to non-Newtonian properties, the proposed composition uniformly enters the low- and high-permeability sections of the formation, and the effect of the action is expressed in a more complete restoration of the initial filtration characteristics of the porous medium (before the mixture is degassed).
А также были проведены опыты для определения влияния обработки пористой среды составом на фильтрацию высоковязкой нефти.And also experiments were conducted to determine the effect of treatment of the porous medium with the composition on the filtration of high-viscosity oil.
Эксперименты проводились на вышеописанной установке, с той разницей, что использовалась однородная пористая среда, с проницаемостью 1 мкм2. Использовалась нефть с вязкостью 20 мПа·с при температуре 298 К. Содержание в нефти тяжелых компонентов составляло 17%. Пористая среда насыщалась пластовой водой, которая вытеснялась нефтью. При появлении чистой нефти у выхода модели объем остаточной воды составлял 28-30% от объема пор. Затем нефть вытеснялась предложенным нанофлюидом. Далее производилась фильтрация нефти через пористую среду. Для возможности сравнения результатов подобные же опыты проводились с использованием в качестве рабочего агента воды, водного раствора анионного ПАВ и прототипа. Результаты исследований приведены в таблице 3. Как следует из таблицы 3 расход фильтруемой нефти после обработки нанофлюидом возрастает почти в 1,5 раза по сравнению с водным раствором анионного ПАВ и в 4,7 раза по сравнению с водой. Кроме того, расход фильтруемой нефти в 3,5 раза выше, чем для прототипа. Очевидно, что снижение межфазного натяжения на границе нанофлюид - нефть и улучшение смачиваемости пор приводит к ослаблению энергии связи нефти с поверхностью пористой среды, вследствие чего расход нефти увеличивается.The experiments were carried out on the setup described above, with the difference that a homogeneous porous medium with a permeability of 1 μm 2 was used . We used oil with a viscosity of 20 MPa · s at a temperature of 298 K. The content of heavy components in oil was 17%. The porous medium was saturated with formation water, which was replaced by oil. When pure oil appeared at the exit of the model, the volume of residual water was 28-30% of the pore volume. Then the oil was displaced by the proposed nanofluid. Next, oil was filtered through a porous medium. To be able to compare the results, similar experiments were carried out using water, an aqueous solution of anionic surfactants, and a prototype as a working agent. The research results are shown in table 3. As follows from table 3, the flow rate of filtered oil after treatment with nanofluid increases almost 1.5 times compared with an aqueous solution of anionic surfactants and 4.7 times compared with water. In addition, the consumption of filtered oil is 3.5 times higher than for the prototype. It is obvious that a decrease in interfacial tension at the nanofluid-oil interface and an improvement in pore wettability lead to a weakening of the binding energy of oil with the surface of the porous medium, resulting in an increase in oil consumption.
Процесс на скважине производится в следующей последовательности. После определения глубины забоя, статического уровня жидкости, поглотительной способности, в скважину спускают насосно-компрессорные трубы. Устье скважины соединяется с агрегатом, производится опрессовка нагнетательной линии на максимально допустимое давление в соответствии с технической характеристикой эксплуатационной колонны.The process at the well is carried out in the following sequence. After determining the depth of the bottom, the static level of the liquid, the absorption capacity, the tubing is lowered into the well. The wellhead is connected to the unit, the injection line is crimped to the maximum allowable pressure in accordance with the technical characteristics of the production casing.
После проверки наземных коммуникаций на герметичность состав закачивают в скважину. После его закачки нагнетают буферную жидкость до полной задавки состава в призабойную зону пласта и оставляют в состоянии покоя на 5-6 ч.After checking the ground communications for leaks, the composition is pumped into the well. After its injection, the buffer fluid is injected until the composition is completely crushed into the bottomhole formation zone and left at rest for 5-6 hours.
В результате более равномерного поступления состава в неоднородный пласт, снижения поверхностного натяжения на границе жидкость-газ происходит дробление пузырьков газа и их более полное растворение в жидкости. Кроме того, за счет существенного снижения натяжения смачивания (σcosθ), гидрофилизации нефтенасыщенных поровых каналов энергия связи нефти и выделившихся газовых пузырьков с поверхностью пористой среды ослабляется, и расход нефти увеличивается. Благодаря этому производительность скважины после воздействия существенно возрастает.As a result of a more uniform flow of the composition into the heterogeneous formation, a decrease in surface tension at the liquid-gas interface, gas bubbles break up and dissolve more completely in the liquid. In addition, due to a significant decrease in wetting tension (σcosθ), hydrophilization of oil-saturated pore channels, the binding energy of oil and released gas bubbles with the surface of the porous medium is weakened, and oil consumption increases. Due to this, the productivity of the well after exposure increases significantly.
Список использованной литературыList of references
1. Мамедов В.М., Шейдаев Т.Ч. Исследование влияния закачки ПАВ на состояние газожидкостных систем в пористой среде. Тем. сб. науч. тр. "Физико-химические методы повышения нефтегазоотдачи пластов", Баку, АзИНЕФТЕХИМ, 1985, с.101-104.1. Mamedov V.M., Sheydaev T.Ch. Investigation of the effect of surfactant injection on the state of gas-liquid systems in a porous medium. To those. Sat scientific tr "Physicochemical methods for increasing oil and gas recovery of reservoirs", Baku, AzINEFTEKHIM, 1985, pp. 101-104.
2. Состав для обработки призабойной зоны нефтяных пластов / Мирзаджанзаде А.Х., Шахвердиев А.Х., Сулейманов Б.А. и др. // Патент Российской Федерации №2083813. - М., 1997.2. Composition for processing bottom-hole zone of oil reservoirs / Mirzadzhanzade A.Kh., Shakhverdiyev A.Kh., Suleymanov B.A. and others // Patent of the Russian Federation No. 2083813. - M., 1997.
3. Б.А.Сулейманов. Особенности течения гетерогенных систем. М.: ИКИ, 2006. С.17-18.3. B.A.Suleymanov. Features of the course of heterogeneous systems. M .: IKI, 2006.S.17-18.
Claims (1)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| AZA20090229 | 2009-10-27 | ||
| AZA20090229 | 2009-10-27 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010106577A RU2010106577A (en) | 2011-08-27 |
| RU2434042C1 true RU2434042C1 (en) | 2011-11-20 |
Family
ID=44756337
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010106577/03A RU2434042C1 (en) | 2009-10-27 | 2010-02-24 | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2434042C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA031680B1 (en) * | 2017-10-05 | 2019-02-28 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Sand plug washout method |
-
2010
- 2010-02-24 RU RU2010106577/03A patent/RU2434042C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EA031680B1 (en) * | 2017-10-05 | 2019-02-28 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Sand plug washout method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010106577A (en) | 2011-08-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9970265B2 (en) | Multi-functional surfactant complexes for use in subterranean formations | |
| CN109996930B (en) | Method of treating a downhole formation zone | |
| CN110945208B (en) | Method for improving oil recovery rate of stratum | |
| RU2658686C2 (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
| US11066914B2 (en) | Foam from low cost petroleum sulfonate surfactants for fracturing along with wettability alteration | |
| RU2619965C2 (en) | Treatment fluids, containing low emulsionizing surface-active agents, and related methods | |
| RU2717012C1 (en) | Composition for bottom-hole formation treatment of oil formation | |
| RU2528183C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2434042C1 (en) | Composition for treatment of bottomhole zone of oil reservoirs | |
| RU2279540C1 (en) | Method for non-uniform oil pool development control | |
| RU2525399C1 (en) | Acid emulsion for bottomhole formation zone | |
| RU2397195C1 (en) | Gel-forming compositions for well water sealing | |
| RU2693104C1 (en) | Composition of reagent for development of oil field by flooding and method of its application | |
| RU2308475C1 (en) | Composition for acid treatment of critical zone of formation (variants) | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2379326C1 (en) | Water repellent emulsion for oil reservoirs treatment | |
| RU2461702C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit (versions) | |
| RU2386664C1 (en) | Composition for increasing oil production | |
| RU2811129C1 (en) | Composition for displacement of oil from formations and selective limitation of water inflow | |
| Xiao-Lin et al. | Current situation and measures of water injection in Chang 8 Layer, Xifeng Oilfield, Changqing Oilfield | |
| Oca et al. | Liquid Foaming Agent for Liquid Loading Reduction in Gas Producing Wells | |
| RU2742089C1 (en) | Method for injection capacity profile alignment in injection wells with foam-forming composition (versions) | |
| RU2735821C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130225 |