RU2501943C2 - Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта - Google Patents
Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2501943C2 RU2501943C2 RU2012104309/03A RU2012104309A RU2501943C2 RU 2501943 C2 RU2501943 C2 RU 2501943C2 RU 2012104309/03 A RU2012104309/03 A RU 2012104309/03A RU 2012104309 A RU2012104309 A RU 2012104309A RU 2501943 C2 RU2501943 C2 RU 2501943C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydrocarbon solution
- oil
- water
- acid
- mixture
- Prior art date
Links
Landscapes
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта может быть использован для повышения нефтеотдачи пласта. В способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой. Технический результат - повышение эффективности обработки. 4 пр., 2 табл.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны нефтяного пласта, и может быть использовано для повышения нефтеотдачи.
Известен способ обработки неоднородного нефтяного пласта, включающий последовательную закачку в пласт углеводородного раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ) и кислотного состава (Патент РФ№2119048, E21B 43/27, опубл. 1998 г.). В качестве ПАВ используют оксиэтилированный изононилфенол со степенью оксиэтилирования 3-5 (Неонол АФ9-4 или АФ9-5) и/или моноалкиловый эфир полиэтиленгликоля на основе первичных жирных спиртов (синтанол АЛМ-3). В качестве кислотного состава используют композицию ДН-9010-водный раствор соляной кислоты, сульфитного щелока, ПАВ, и растворителя, или СНПХ-9010-водный раствор лигносульфоната, растворителя, ПАВ и соляной кислоты, или водный раствор соляной и плавиковой кислот, растворителя, ПАВ и неорганических солей, или соляную кислоту, или смесь соляной и плавиковой кислот. Данный способ недостаточно эффективен, поскольку блокирующие свойства эмульсии, образующейся в пласте при взаимодействии используемого по патенту углеводородного раствора ПАВ с водами, обводняющими скважину, недостаточно высоки. Кроме того, используемые ПАВ на основе первичных жирных спиртов являются дорогими и дефицитными продуктами, а кислотный состав (СНПХ-9010 или ДН-9010) отличается многокомпонентностью и высокой стоимостью.
Известен способ кислотной обработки нефтяного пласта, включающий закачку гидрофобной эмульсии и кислотного раствора (Авт. свид. СССР №898047, МКИ E21B 43/22, 1982 г.). Гидрофобная эмульсия содержит нефть, пластовую воду или соляную кислоту и эмульгатор ЭС-2 или эмультал-2. В качестве кислотного раствора используют 10% соляную кислоту. Недостатками известного способа являются: необходимость применять специальные смесительные устройства для приготовления гидрофобной эмульсии, что усложняет и удорожает технологический процесс обработки нефтяного пласта; недостаточное закупоривание водонасыщенных интервалов эмульсией; невысокая технологическая эффективность.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому техническому решению является способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку блокирующего агента - нефти с установок подготовки нефти, маслорастворимого ПАВ в углеводороде в смеси с минерализованной водой или водный раствор полиакриламида, и кислотной композиции, содержащей неионогенное ПАВ, соляную кислоту или смесь соляной и плавиковой кислот, воду, водометанольную фракцию и технический лигносульфонат (патент РФ №2291959, МПК E21B 43/22, C09K 8/60, 2007 г.). Известный способ недостаточно эффективен в связи с низкими блокирующими свойствами используемых составов, является сложным при реализации вследствие повышенной вязкости закачиваемых блокирующих составов, низкотехнологичным в связи с их недостаточно низкими температурами застывания (замерзания) и не применим для скважин с высокой обводненностью извлекаемой продукции (выше 50-60%). Кроме того, используемый в способе кислотный состав является многокомпонентным и дорогостоящим, что усложняет реализацию способа.
Задачей настоящего изобретения является разработка высокотехнологичного и эффективного способа обработки призабойной зоны нефтяного пласта, позволяющего осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных нефтяных скважин, обеспечивающего проникновение закачиваемого в последующем кислотосодержащего реагента в низкопроницаемые пропластки, ранее не охваченные воздействием.
Поставленная задача решается так, что в способе обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающем последовательную закачку раствора поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, в качестве раствора поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор неиногенного поверхностно-активного вещества (НПАВ), или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами (АПАВ), который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой.
В качестве НПАВ могут быть использованы, например:
- оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе тримеров пропилена со степенью оксиэтилирования 4, 6, 8, 9, 10, 12 по ТУ 2483-077-05766801-98;
- ОП-10-продукт обработки моно- и диалкилфенолов с окисью этилена по ГОСТ 8433-81;
- неонолы α-12, или α-14 - оксиэтилированные моноалкилфенолы на основе α-олефинов по ТУ 38.507-63-0302-93;
- Эмульгатор Ялан Э-1, представляющий собой раствор НПАВ в углеводородном растворителе, по ТУ 2458-012-22657427-2000 с изм. 1;
- Эмульгатор Ялан Э-2, представляющий собой раствор НПАВ, синтезированного в виде амидо-аминных солей высших жирных кислот С12-С18 а углеводородных сме-севых растворителях, по ТУ 2458-001-22650721-2009;
- Эмульгатор Синол ЭМИ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий, по ТУ 2484-007-57412574-01;
- Эмульгатор Синол ЭМ, представляющий собой эмульгатор инвертных эмульсий в углеводородном растворителе, по ТУ 2413-048-48482528-98;
- Эмульгатор Нефтенол НЗб, представляющий собой углеводородную дисперсию сложных эфиров олеиновой, линолевой, линоленовой, а также смоляных кислот и коллоидной дисперсной фазы, по ТУ 2458-057-17197708-01;
- и другие, или их смеси.
В качестве АПАВ используют нефтяные или синтетические сульфонаты. Нефтяные сульфонаты (НС) с эквивалентной массой от 400-580 представляют собой натриевые, кальциевые или бариевые соли сульфокислот масляных фракций, а именно:
- сульфонаты, являющиеся основой сульфонатных присадок, например, С-150, С-300 по ТУ 38.101685-84 или эмульгаторы, например, эмульсолы СМДУ-2 по ТУ 38.101545-75, НГЛ-205;
- сульфонаты натрия нефтяные по ТУ 38.50729-88;
- нефтяной сульфонат марки «HL» фирмы Витко Кэмикл (США) и другие.
В качестве синтетических сульфонатов (СС) используют алкилсульфонаты, моно- и диалкилбензолсульфонаты с эквивалентной массой от 300 до 390 по ТУ 6-01-1612839-34-90, ТУ 2481-037-04689375-95.
В качестве углеводородного растворителя используют:
- абсорбент по ТУ 38.103349-85 - смесь предельных алифатических и ароматических углеводородов, получаемая в производстве мономеров для синтетического каучука;
- абсорбент Н по ТУ 2411-036-05766801-95 - смесь парафино-олефиновых углеводородов, тяжелых углеводородов и смол, представляющий собой смесь побочных продуктов производства мономеров синтетического каучука;
- кубовый остаток ректификации этилбензола и стирола (КОРЭ) по ТУ 2414-033-05766801-95 - смесь алкилбензолов - побочный продукт ректификации этилбензола и стирола;
- жидкую фракцию пиролиза шин (ЖФПШ) по ТУ 2451-004-0136353-2003 - смесь алифатических и ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП) фракции 35-230°C и 35-270°C по ТУ 38.402-62-144-93 - смесь непредельных, нафтеновых, ароматических углеводородов;
- жидкие продукты пиролиза (ЖФП), смолы нефтяные типа Е для экспорта по ТУ 38.402-62-130-92 - смесь непредельных и ароматических углеводородов с примесью парафинов и нафтенов, получаемая при пиролизе и других высокотемпературных процессах нефте- и сланцепереработки;
- фракции ароматических углеводородов - толуольную фракцию (ТФ) по ТУ 38.103579-85;
- нефрас Ар 120/200 по ТУ 38.101809-90 - смесь ароматических углеводородов;
- топливо дизельное (ТД) по ГОСТ 305-82 - продукт фракционной переработки нефти;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89;
- шугуровский дистиллат (ШД) по ТУ 30-0147585-018-93 - продукт фракционной переработки высокосернистой нефти;
- фракцию гексановую (ФГ) по ТУ 2411-032-0576680-95;
- фракцию широких легких углеводородов (ФШЛУ) по ТУ 38.101524-93;
- отработанное дизельное топливо (ОДТ) по ТУ 6-00-0203335-41-89 - отход производства этилена;
- растворитель парафинов нефтяной (РПН) по ТУ 0251-06200151638-2006;
- нефть (ГОСТ 9965-76) и другие, а также их смеси.
В качестве кислотосодержащего реагента (КР) могут быть использованы, например, соляная кислота по ТУ 38-103141-78, или кислота соляная ингибированная по ТУ 2122-131-05807960-97, или смесь ингибированной соляной и фтористоводородной кислот (глинокислота) по ТУ 6-01-14-78-91, или солянокислотная композиция (СКК) марки HCL МЛ или HCL НЛ по ТУ 2458-170-83459339-2008), или глино-кислотная композиция марки ГК МЛ и ГК НЛ (ТУ 2458-171 и др.).
Углеводородный раствор ПАВ готовят смешением компонентов до получения однородного раствора в заводских условиях или непосредственно на промысле. Углеводородный раствор ПАВ стабилен при температурах от -50°C до +30°C в течение длительного времени, имеет низкую температуру застывания минус 60°C - минус 45°.
Компонентный состав углеводородных растворов ПАВ (УР ПАВ) в предлагаемом способе и физико-химические свойства эмульсий, образующихся при их смешении с водой - стабильность, вязкость приведены в таблице 1 (образцы составов №1-10). Здесь же приведены физико-химические свойства прототипа (образцы №11а, б, в). Как видно из данных таблицы 1, композиции ПАВ в углеводородном растворителе по предлагаемому способу являются технологичными, имеют низкие значения вязкости, а эмульсии, образующиеся при смешении УРПАВ с водой, имеют высокие значения вязкости и являются стабильными, в отличие от прототипа.
Оценку эффективности предлагаемого и известного способов проводят в лабораторных условиях по изменению проницаемости пропластков и по приросту коэффициента нефтевытеснения (табл.2). Исследования проводят на моделях неоднородного по проницаемости пласта с двумя гидродинамически не связанными участками высоко- и низкопроницаемых пропластков. Последние представляют собой трубки длиной 0,5 м и диаметром 0,032 м, заполненные молотым карбонатным или терригенным керном и присоединенные к одному напорному контейнеру. Вначале через модель прокачивают пластовую воду, затем модель насыщают нефтью, которую вытесняют водой до достижения 98-100% обводненности по высокопроницаемому пропластку. Остаточная нефтенасыщенность модели малой проницаемости находится в пределах 43-60%. Далее вводят оторочку углеводородного раствора ПАВ, после чего прокачивают воду. Затем проводят выдержку в течение 1-24 часов, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его водой.
В таблице 2 приведены данные по измененению проницаемости пропластков и прирост коэффициента нефтевытеснения после обработки моделей по заявленному и известному способам.
Приводим примеры конкретного выполнения способа.
Пример 1.
К 5,4 г ПАВ марки С-150 добавляют 8,7 г неонола АФ9-6, затем при перемешивании добавляют 85,9 г смеси абсорбента и абсорбента Н (взятых в объемном соотношении 1:2).
В модель заводненного нефтяного пласта закачивают УРПАВ (состав №1 из табл.1) в количестве 20% от объема пор, затем закачивают воду в количестве 40% от объема пор, после чего проводят выдержку в течение 1 часа. Затем закачивают 15% ингибированную соляную кислоту в количестве 5% порового объема, после чего проталкивают его водой.
Примеры 2-3 выполняют аналогично примеру 1, изменяя количество, тип реагентов и время выдержки.
Пример 4 - (прототип) - образец №11а из таблицы 1.
Результаты проведения испытаний заявляемого способа и известного (прототипа) представлены в таблице 2.
Анализ данных таблицы 2 показывает, что предлагаемый способ является более эффективным, по сравнению с прототипом, о чем свидетельствуют более высокие значения изменения проницаемости и прироста коэффициента нефтевытеснения.
Предлагаемый способ является высокотехнологичным, поскольку основан на использовании углеводородного раствора ПАВ с низкими значениями температуры застывания и вязкости. Способ позволяет получить стабильные эмульсии с высокой вязкостью, обеспечивающие качественную блокировку обводненных участков нефтяных скважин. Поскольку указанные эмульсии образуются при взаимодействии композиций ПАВ с водой непосредственно в пласте, не требуется применять специальное дополнительное оборудование для получения эмульсий, в отличие от прототипа, что обеспечивает удешевление процесса.
Таким образом, заявляемый способ позволяет осуществить длительную качественную блокировку высокообводненных пропластков нефтяных скважин и проникновение закачиваемого в последующем кислотосодержащего реагента в низкопроницаемые пропластки, ранее не охваченные воздействием.
Claims (1)
- Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта, включающий последовательную закачку углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества и кислотосодержащего реагента, отличающийся тем, что в качестве углеводородного раствора продукта на основе неионогенного поверхностно-активного вещества используют углеводородный раствор эмульгатора инвертной эмульсии, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ, или углеводородный раствор смеси неионогенных поверхностно-активных веществ с анионоактивными поверхностно-активными веществами, который продавливают в пласт водой, проводят выдержку в течение 1-24 ч, после чего закачивают кислотосодержащий реагент и продавливают его в пласт водой.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012104309/03A RU2501943C2 (ru) | 2012-02-07 | 2012-02-07 | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012104309/03A RU2501943C2 (ru) | 2012-02-07 | 2012-02-07 | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2012104309A RU2012104309A (ru) | 2013-08-20 |
RU2501943C2 true RU2501943C2 (ru) | 2013-12-20 |
Family
ID=49162408
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012104309/03A RU2501943C2 (ru) | 2012-02-07 | 2012-02-07 | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2501943C2 (ru) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2642738C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах |
RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
RU2736671C1 (ru) * | 2020-05-19 | 2020-11-19 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» | Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой |
EP3656973A4 (en) * | 2017-07-21 | 2021-04-21 | Limited Liability Company Oilmind | PROCESS FOR INCREASING THE OIL YIELD OF LAYERS (VARIANTS) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU898047A1 (ru) * | 1980-03-14 | 1982-01-15 | Сектор Нефтехимии Института Физико-Органической Химии И Углехимии Ан Усср | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефт ного пласта |
US4676916A (en) * | 1985-12-02 | 1987-06-30 | Basf Corporation | Acidizing concentrates for oil well acidizing systems |
US4775010A (en) * | 1986-12-09 | 1988-10-04 | Phillips Petroleum Company | Methods and compositions for acid treating subterranean formations |
SU1652520A1 (ru) * | 1989-01-04 | 1991-05-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2119048C1 (ru) * | 1997-03-11 | 1998-09-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ обработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2124123C1 (ru) * | 1997-07-22 | 1998-12-27 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2291959C1 (ru) * | 2005-07-05 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2346153C2 (ru) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
-
2012
- 2012-02-07 RU RU2012104309/03A patent/RU2501943C2/ru active
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU898047A1 (ru) * | 1980-03-14 | 1982-01-15 | Сектор Нефтехимии Института Физико-Органической Химии И Углехимии Ан Усср | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефт ного пласта |
US4676916A (en) * | 1985-12-02 | 1987-06-30 | Basf Corporation | Acidizing concentrates for oil well acidizing systems |
US4775010A (en) * | 1986-12-09 | 1988-10-04 | Phillips Petroleum Company | Methods and compositions for acid treating subterranean formations |
SU1652520A1 (ru) * | 1989-01-04 | 1991-05-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Способ обработки призабойной зоны пласта |
RU2119048C1 (ru) * | 1997-03-11 | 1998-09-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Способ обработки неоднородного нефтяного пласта |
RU2124123C1 (ru) * | 1997-07-22 | 1998-12-27 | Открытое акционерное общество "НИИнефтепромхим" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2140531C1 (ru) * | 1998-08-12 | 1999-10-27 | Открытое акционерное общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2291959C1 (ru) * | 2005-07-05 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
RU2346153C2 (ru) * | 2007-01-09 | 2009-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
АБРАМЗОН А.А. и др. Поверхностно-активные вещества // Справочник. - Л.: Химия, 1979, с.299, 302, 303. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2642738C1 (ru) * | 2017-03-06 | 2018-01-25 | Виталий Вячеславович Сергеев | Способ многостадийной обработки призабойной зоны нагнетательной скважины в терригенных и карбонатных пластах |
EP3656973A4 (en) * | 2017-07-21 | 2021-04-21 | Limited Liability Company Oilmind | PROCESS FOR INCREASING THE OIL YIELD OF LAYERS (VARIANTS) |
RU2700851C1 (ru) * | 2018-06-18 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
WO2019245410A1 (ru) | 2018-06-18 | 2019-12-26 | Общество с ограниченной ответственностью "ВИ-ЭНЕРДЖИ" | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта |
US11261718B2 (en) | 2018-06-18 | 2022-03-01 | Limited Liability Company “Vi-Energy” | Method of selectively treating a bottom hole region of a formation for intensifying oil production |
RU2736671C1 (ru) * | 2020-05-19 | 2020-11-19 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» | Блокирующий гидрофобно-эмульсионный раствор с мраморной крошкой |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2012104309A (ru) | 2013-08-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10544355B2 (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations using emulsions comprising terpene | |
US20180282611A1 (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations | |
AU2013239828B2 (en) | Microemulsion flowback aid composition and method of using same | |
US10233382B2 (en) | Method of using multicarboxylate compositions in enhanced oil recovery | |
RU2501943C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
BR112020020356A2 (pt) | Método para deslocar um material de hidrocarboneto em contato com um material sólido, método para reduzir a viscosidade de um material de hidrocarboneto, método de transporte de um material de hidrocarboneto através de uma tubulação, método para deslocar um petróleo não refinado de um reservatório de petróleo, método de conversão de um ácido de petróleo não refinado em um tensoativo, método para deslocar um material betuminoso em contato com um material sólido, método de conversão de um ácido de um material betuminoso em um tensoativo, método para reduzir a viscosidade de um material betuminoso e método de transporte de um material betuminoso através de uma tubulação | |
US10647907B2 (en) | Compositions for enhanced oil recovery | |
RU2012138952A (ru) | Способ и композиция для третичного метода добычи углеводородов | |
CA3029400A1 (en) | Composition, method and use for enhanced oil recovery | |
US3500922A (en) | Flooding process using a substantially anhydrous soluble oil | |
RU2307860C2 (ru) | Состав для удаления асфальтеносмолопарафиновых отложений и гидрофобизации призабойной зоны пласта | |
RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
CA3059006C (en) | Methods and compositions for stimulating the production of hydrocarbons from subterranean formations | |
WO2015135860A1 (de) | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von alk(en)ylpolyglucosiden | |
WO2011098500A1 (en) | Surfactant systems for enhanced oil recovery | |
RU2569882C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
WO2015135855A1 (de) | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von c12-14-alk(en)ylpolyalkoxylaten | |
WO2015135851A1 (de) | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung verzweigter c10-alkylpolyalkoxylate | |
US11021648B2 (en) | Energized natural gas foam delivery devices and methods | |
US20170066960A1 (en) | Composition comprising internal olefin sulfonate and alkoxylated alcohol or derivative and use thereof in enhanced oil recovery | |
RU2461702C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти (варианты) | |
WO2015135708A1 (de) | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von alk(en)ylpolyethersulfonaten | |
RU2697803C2 (ru) | Эмульгатор инвертных эмульсий | |
RU2382065C1 (ru) | Микроэмульсия для добычи нефти | |
RU2237802C2 (ru) | Способ добычи нефти |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 35-2013 FOR TAG: (72) |