RU2610958C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610958C1 RU2610958C1 RU2016110945A RU2016110945A RU2610958C1 RU 2610958 C1 RU2610958 C1 RU 2610958C1 RU 2016110945 A RU2016110945 A RU 2016110945A RU 2016110945 A RU2016110945 A RU 2016110945A RU 2610958 C1 RU2610958 C1 RU 2610958C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- viscosity
- formation
- displacing
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 54
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 45
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 32
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 17
- VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N hexamethylenetetramine Chemical compound C1N(C2)CN3CN1CN2C3 VKYKSIONXSXAKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 17
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M sodium nitrite Chemical compound [Na+].[O-]N=O LPXPTNMVRIOKMN-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 16
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 14
- 235000010299 hexamethylene tetramine Nutrition 0.000 claims abstract description 12
- 239000004312 hexamethylene tetramine Substances 0.000 claims abstract description 12
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 12
- 235000010288 sodium nitrite Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N Ammonium bicarbonate Chemical compound [NH4+].OC([O-])=O ATRRKUHOCOJYRX-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 235000012501 ammonium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 5
- 239000001099 ammonium carbonate Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 235000017550 sodium carbonate Nutrition 0.000 claims abstract description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 8
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 2
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 59
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 31
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 27
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 16
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 10
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- JLDSOYXADOWAKB-UHFFFAOYSA-N aluminium nitrate Chemical compound [Al+3].[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O.[O-][N+]([O-])=O JLDSOYXADOWAKB-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 abstract 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 53
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 20
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 17
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 17
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 14
- -1 hydrocarbon radical Chemical class 0.000 description 12
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 11
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 10
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 7
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 7
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 7
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 5
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 4
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 4
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O Ammonium Chemical compound [NH4+] QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-O 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 3
- BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M (3-methylphenyl)methyl-triphenylphosphanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC1=CC=CC(C[P+](C=2C=CC=CC=2)(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC=CC=2)=C1 BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 2-(7-methyloctyl)phenol Chemical class CC(C)CCCCCCC1=CC=CC=C1O UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 2
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 2
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229920000663 Hydroxyethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- 239000004354 Hydroxyethyl cellulose Substances 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007853 buffer solution Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 239000010840 domestic wastewater Substances 0.000 description 1
- 239000003651 drinking water Substances 0.000 description 1
- 235000020188 drinking water Nutrition 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 235000019447 hydroxyethyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 239000010842 industrial wastewater Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N n-[4-(1,3-benzoxazol-2-yl)phenyl]-4-nitrobenzenesulfonamide Chemical class C1=CC([N+](=O)[O-])=CC=C1S(=O)(=O)NC1=CC=C(C=2OC3=CC=CC=C3N=2)C=C1 SYSQUGFVNFXIIT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005185 salting out Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 235000011182 sodium carbonates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/935—Enhanced oil recovery
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов. Технический результат - повышение эффективности извлечения нефти из пласта с низкой пластовой температурой путем повышения коэффициента нефтеотдачи. В способе разработки нефтяного месторождения, включающем вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, для месторождений с низкой пластовой температурой в качестве вытесняющего флюида используют состав при следующем соотношении компонентов, % масс.: комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50, и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола - в соотношении 2:1, 1,0-2,0, аммиачная селитра 10,0-15,0, карбамид 20,0-30,0, хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованные формы 1,0-3,0, карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия 0,5-6,0, вода остальное. 3 ил., 1 табл, 7 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений и добыче нефти, и может быть использовано для увеличения нефтеотдачи пластов.
Известны способ разработки залежей высоковязких нефтей путем паротеплового воздействия, включающий закачку нефтеотмывающей композиции на основе ПАВ, позволяющий увеличить эффективность воздействия за счет более полного извлечения нефти из пласта (Пат. РФ №2361074, кл. Е21В 43/24, опубл. 2007 г.), и способ загущения нефтевытесняющей композиции на основе ПАВ для увеличения охвата пласта заводнением за счет увеличения вязкости нефтевытесняющей композиции и вследствие этого увеличения охвата пластов заводнением (Пат. РФ №1819442, кл. Е21В 43/22, опубл. 1990 г.). Однако эти способы эффективны для пластов с высокой температурой.
Для пластов с невысокой пластовой температурой известны способы разработки нефтяных месторождений путем полимерного заводнения, заключающиеся в том, что в воде растворяется высокомолекулярный химический реагент - полимер, обладающий способностью даже при малых концентрациях существенно повышать вязкость воды, снижать ее подвижность и за счет этого повышать охват пластов заводнением (Сургучев М.Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. М.: Недра, 1985, с. 171; пат. РФ №1501596, кл. Е21В 43/22, опубл. 1991 г.; пат. РФ №2095555, кл. Е21В 43/22, опубл. 1997 г.; пат. РФ №2172397, кл. Е21В 43/22, опубл. 2001 г.). Известные способы разработки нефтяных залежей включают вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками пресной воды и раствора полимера - вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, например полиакриламида (ПАА). Способы недостаточно эффективны, так как растворы полимеров, которые используются в указанных способах, имеют ограниченное применение из-за ухудшения вязкостных свойств в минерализованных водах, вызванного «высаливанием» полимера, вследствие этого требуют большого количества пресной воды, что не всегда реализуемо в промысловых условиях. В лабораторных условиях установлено, что при разбавлении в 2 раза растворов полимеров водами различной минерализации (от 29.3 до 274.9 г/л) вязкость 0.1%-ных растворов полимеров снижается в 11-210 раз.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ разработки нефтяной залежи с низкой пластовой температурой, включающий вытеснение нефти путем закачки в пласт оторочек вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, состоящего из смеси при следующем соотношении компонентов, мас. %: полиакриламид (ПАА) 0.005-0.5, оксиэтилцеллюлоза (ОЭЦ) 0.05-1.5, вода - остальное (пат. РФ №2072034, кл. E21B 43/22, опубл. 1997 г.). Введение полимера ОЭЦ в водный раствор полиакриламида позволяет увеличить вязкость вытесняющего флюида. При закачке в пласт раствор полимера проникает в высокопроницаемые пропластки, увеличивает их фильтрационное сопротивление, за счет чего нагнетаемая вслед за оторочкой раствора полимера оторочка воды направляется в менее проницаемые интервалы, в результате в пласте происходит перераспределение фильтрационных потоков и увеличение охвата пласта заводнением. Однако при разбавлении состава в пластовых условиях водами с высокой минерализацией вязкость вытесняющего флюида за счет химической (солевой) деструкции снижается и эффективность способа падает. Кроме того, этот способ эффективен только за счет увеличения охвата пласта, но не позволяет увеличить эффективность воздействия за счет увеличения коэффициента нефтевытеснения.
Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности извлечения нефти из пласта с низкой пластовой температурой (ниже 40°С) путем повышения коэффициента нефтеотдачи как за счет выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков, увеличения охвата пласта заводнением в результате сохранения вязкостных свойств вытесняющего флюида в пластовых условиях при разбавлении его высокоминерализованными водами, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента вытеснения нефти.
Технический результат достигается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения с низкой пластовой температурой, включающего вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, в качестве вытесняющего флюида используют состав при следующем соотношении компонентов, мас. %:
| Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД | |
| или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, | |
| или NP-40, или NP-50, - и анионактивного | |
| ПАВ - волгоната или сульфонола в соотношении 2:1 | 1.0-2.0 |
| Аммиачная селитра | 10.0-15.0 |
| Карбамид | 20.0-30.0 |
| Хлористый или азотнокислый алюминий безводный | |
| или гидратированный или их частично гидролизованные формы | 1.0-3.0 |
| Карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, | |
| или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия | 0.5-6.0 |
| Вода | остальное |
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» г. Москва по ТУ 2483-015-17197708-97, представляет собой подвижную коричневую жидкость. Нефтенол ВВД марки ЗТ - частично сульфированный неонол АФ 9-12 - смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%).
NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой прозрачные маслянистые жидкости от бесцветного до светло-желтого цвета.
Неонол АФ 9-12 выпускается ОАО «Нижнекамскнефтехим» г.Нижнекамск по ТУ 2483-077-0576801-98, представляет собой прозрачную маслянистую жидкость от бесцветного до светло-желтого цвета. Неонол АФ 9-12 - оксиэтилированный изононилфенол на основе тримеров пропилена, химическая формула RArO(CH2CH2O)nH, где Аг - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал C9-C12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.
Алкилсульфонат волгонат выпускается Волгоградским ОАО «Химпром» по ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-SO2ONa с длиной цепи алкильного радикала R C11-C18, полученного из н-парафинов.
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова г. Дзержинск по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.
В качестве солей алюминия использовали нитрат алюминия - 9-ти водный Al(NO3)3⋅9H2O, хлорид алюминия 6-ти водный - AlCl3⋅6Н2О и полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат-30.
Алюминий азотнокислый 9-ти водный выпускается по ГОСТ 3757-75, представляет собой бесцветные гигроскопические кристаллы, растворимые в воде. Химическая формула - Al(NO3)3⋅9H2O.
Алюминий хлористый 6-ти водный выпускается по ГОСТ 3759-75, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - AlCl3⋅6Н2О.
Полиоксихлорид алюминия Аква-Аурат 30 выпускается ОАО «АУРАТ» по ТУ 6-09-05-1456-96, представляет собой кристаллический порошок желтоватого цвета. Химическая формула - Al(ОН)aClbnH2O, где а+b=3, при а≥1,3. Применяется для очистки питьевой воды, промышленных и бытовых сточных вод и др.
В предлагаемом способе разработки нефтяного месторождения при закачке в нагнетательные скважины вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, непосредственно в пласте через определенное время образуются золи - свободно-дисперсные системы, оторочки которых можно передвигать в пласте на заданное расстояние последующей оторочкой воды любой минерализации. Регулируемая вязкость вытесняющего флюида способствует выравниванию подвижностей вытесняемого и вытесняющего агентов и приводит к увеличению охвата пласта воздействием, снижению вязкостной неустойчивости фронта вытеснения, ограничению прорывов закачиваемого рабочего агента в реагирующие добывающие скважины, подключению низкопроницаемых пропластков, причем по сравнению с известным способом минерализация пластовых вод при разбавлении вытесняющего флюида в пласте не только не ухудшает его реологические свойства, но и улучшает их. Кроме того, происходит доотмыв нефти из промытых зон. В результате происходит увеличение коэффициента охвата пласта, прирост КИН и интенсификация добычи нефти.
Для получения подвижной свободно-дисперсной системы (золя) с высокими нефтевытесняющими свойствами при низких пластовых температурах в состав вытесняющего флюида вводят поверхностно-активные вещества (ПАВ), которые способствуют интенсификации противоточной пропитки и дополнительному вытеснению нефти, уменьшению межфазного натяжения и деструктированию, разжижению высоковязких слоев или пленок на границах нефть - вода - порода, ухудшающих фильтрацию жидкостей в пласте и снижающих полноту извлечения нефти. В состав вытесняющего флюида входит соль аммония и карбамид, которые образуют непосредственно в пласте аммиачную буферную систему, и соль алюминия, регулирующую вязкость вытесняющего флюида, увеличивая ее в 5-40 раз. В состав также входит карбонат натрия, или калия, или аммония, или гексаметилентетрамин, или нитрит натрия - регуляторы температуры золеобразования, то есть реагенты, вызывающие повышение рН раствора при низких температурах. Причем выбор реагента - регулятора температуры золеобразования - позволяет через нагнетательную скважину закачать в нефтяной пласт вытесняющий флюид с требуемой вязкостью, применительно к условиям конкретного участка месторождения. Введение в состав вытесняющего флюида в качестве регулятора температуры золеобразования гексаметилентетрамина (гексамина) позволяет получить при приготовлении раствор с низкими значениями вязкости, поэтому при закачке через нагнетательную скважину вытесняющий флюид имеет низкое фильтрационное сопротивление в призабойной зоне, что позволяет закачать оторочку этого раствора в низкопроницаемые пропластки, затем через определенное время непосредственно в пласте образуется золь - подвижная вязкая система, с вязкостью, сопоставимой с вязкостью нефти, способная фильтроваться в разнопроницаемые пропластки на значительные расстояния от нагнетательной скважины, выравнивать профиль вытеснения нефти, осуществляя поршневое вытеснение нефти. Введение в состав вытесняющего флюида в качестве регулятора температуры золеобразования карбонатов натрия, или калия, или аммония позволяет получить в поверхностных условиях раствор вытесняющего флюида с повышенными значениями вязкости. Повышенная вязкость вытесняющего флюида предотвратит ее смешивание со скважинной жидкостью в процессе закачки и обеспечит поршневой эффект вытеснения нефти уже в прискваженной зоне. При введении в раствор вытесняющего флюида в качестве регулятора температуры золеобразования нитрита натрия в пластовых условиях образуется золь с пониженной плотностью (пенозоль).
Технология приготовления вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью в промысловых условиях состоит в следующем: в емкость-смеситель подают определенный объем воды, загружают необходимые количества ПАВ, карбамида, аммиачной селитры и реагента - регулятора температуры золеобразования. После растворения реагентов добавляют необходимое количество соли алюминия. С помощью мешалки или путем создания круговой циркуляции смеси в системе «насос - смеситель - насос» с помощью насосного блока (агрегата) осуществляют перемешивание до полного растворения реагентов. Приготовленный раствор вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью из емкости-смесителя перекачивают в емкость-накопитель. Плотность полученных растворов составляет 1.16-1.17 кг/м, вязкость - от 1.6 до 11 мПа⋅с, рН растворов вытесняющего флюида находится в пределах 3.7-9.3 ед. рН, значения межфазного натяжения раствора на границе с нефтью составляют 0.14-0.27 мН/м, температура замерзания раствора - 20.4-21.2°С.
В лабораторных условиях проведены испытания растворов вытесняющих флюидов с регулируемой вязкостью для способа разработки нефтяной залежи водным раствором полимеров (прототип) и предлагаемого способа до и после разбавления растворов водами различной минерализации. Для испытаний известного способа приготовлены растворы полимеров. В качестве полимеров были использованы водорастворимые полимеры: Accotrol-S 622, сепаколл и сульфацелл (ОЭЦ) марки 400. Растворы готовили по стандартной методике. Растворы вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью для предлагаемого способа готовили следующим образом: необходимое количество ПАВ, аммиачной селитры, карбамида и нитрита натрия, или карбоната калия (или натрия, или аммония), или гексамина заливали полным необходимым объемом воды и перемешивали до полного растворения, затем добавляли необходимое количество соли алюминия. Для разбавления растворов использовали пресную воду и пластовые воды Вахского, Усинского и Ромашкинского месторождений с минерализацией 29.3, 62.1 и 274.9 г/л, соответственно. Разбавление вытесняющих флюидов водами с различной минерализацией проводили в соотношении 1:1.
Вязкость растворов вытесняющих флюидов с регулируемой вязкостью определяли на ротационном вискозиметре Реометре НААКЕ Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС25 DIN/Ti).
Приводим примеры приготовления и испытаний в лабораторных условиях конкретных растворов вытесняющих флюидов.
Пример 1, 2 (по прототипу). Навески полимеров 0.5 г Accotrol-S 622 и 2.5 г сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 растворяли в 997.0 г пресной воды. После растворения полимеров в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида, содержащего 0.05% мас. Accotrol-S 622, 0.25% мас. сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 и 99.7% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
Пример 2 (по прототипу). Навески полимеров 0.5 г сепаколла и 2.5 г сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 растворяют в 997.0 г пресной воды. После растворения полимеров в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида, содержащего 0.05% мас. сепаколла, 0.25% мас. сульфацелла (ОЭЦ) марки 400 и 99.7% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
Пример 3. В 595.0 г пресной воды растворили 20.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г аммиачной селитры, 200.0 г карбамида и 60.0 г карбоната калия. После тщательного перемешивания и растворения реагентов добавили 25.0 г полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. аммиачной селитры, 20.0% мас. карбамида, 6.0% мас. карбоната калия, 2.5% мас. полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30 и 59.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
Пример 4. К 10.0 г NP-40, 5.0 г волгоната, 140.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 20.0 г нитрита натрия добавили 505.0 г пресной воды. После растворения реагентов добавили 20.0 г полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% мас. NP-40, 0.5% мас. волгоната, 14.0% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида, 2.0% мас. нитрита натрия, 2.0% мас. полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30 и 50.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
Пример 5. В 525.0 г пресной воды растворили 10.0 г NP-50, 5.0 г сульфонола, 145.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 5.0 г карбоната натрия. После тщательного перемешивания и растворения реагентов добавили 10.0 г Al(NO3)3⋅9H2O. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% мас. NP-50, 0.5% мас. сульфонола, 14.5% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида, 0.5% мас. карбоната натрия, 1.0% мас. Al(NO3)3⋅9H2O и 52.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
Пример 6. К 20.0 г Нефтенола ВВД, 120.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 30.0 г карбоната аммония добавили 500.0 г пресной воды. После растворения реагентов добавили 30.0 г хлорида алюминия AlCl3⋅6H2O. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 12.0% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида и 3.0% мас. карбоната аммония, 3.0% мас. хлорида алюминия AlCl3⋅6H2O и 50.0% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
Пример 7. В 505.0 г пресной воды растворили 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г волгоната, 150.0 г аммиачной селитры, 300.0 г карбамида и 10.0 г гексамина. После тщательного перемешивания и растворения реагентов добавили 20.0 г полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30. После растворения реагентов в воде получили 1000.0 г раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. волгоната, 15.0% мас. аммиачной селитры, 30.0% мас. карбамида, 1.0% мас. гексамина и 59.5% мас. пресной воды. Полученный раствор разбавляли в соотношении 1:1 водами различной минерализации и определяли вязкость разбавленных растворов.
В таблице и на фиг. 1, 2 приведены результаты измерения вязкости растворов вытесняющих флюидов по известному способу (прототип) и вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью с добавлением реагентов - регуляторов температуры золеобразования предлагаемого способа до и после разбавления водами различной минерализации в соотношении 1:1 при скорости сдвига 150 с-1. Результаты измерений показывают, что разбавление растворов вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью для известного способа (прототип) пресной водой приводит к снижению вязкости раствора в 2.5-3 раза, при увеличении минерализации вод, используемых для разбавления, вязкость разбавленных растворов снижается в 8.6-11 раз. В предлагаемом способе вязкости золей, полученных из растворов вытесняющего флюида, при разбавлении пресной водой снижаются в 3.5-8.2 раза, но при увеличении минерализации воды, используемой для разбавления, вязкости разбавленных в 2 раза золей увеличиваются на 7-40%, то есть растворы после золеобразования в пластовых условиях даже при разбавлении сохраняют свою вязкость, фиг. 2.
Эффективность применения предлагаемого способа разработки нефтяной залежи определяли на установке для изучения фильтрации производства «КАТАКОН» при постоянном расходе через модель пласта, состоящей из двух параллельных колонок.
При подготовке к экспериментам готовили насыпные колонки, моделирующие карбонатный коллектор пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения, с определением их газопроницаемости и насыщением моделью пластовой воды с минерализацией 62.1 г/л. Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.21 до 1.43 мкм2, проницаемость параллельных колонок различалась в 2-5 раз. Далее водонасыщенные колонки насыщали нефтью и определяли начальную нефтенасыщенность колонок, исходя из количества вытесненной нефтью воды.
Время термостатирования колонок после закачки вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью составляло 24 часа, противодавление - 12 атм.
Исследование влияния вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью на процесс доотмыва нефти проводили следующим образом. Сначала осуществляют вытеснение нефти водой до полной обводненности продукции из обеих колонок. По полученным данным рассчитывают градиент давления, скорость фильтрации, подвижность жидкостей и коэффициент вытеснения нефти водой Kв. После вытеснения нефти водой одновременно в обе колонки закачивают оторочку вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, продвигают на заданное расстояние водой и термостатируют определенное время для образования золя. Затем продолжают нагнетание воды.
В неоднородную нефтенасыщенную модель пласта с карбонатным коллектором с исходной газовой проницаемостью колонок 0.21 и 1.00 мкм2 при 23°С закачивают модель пластовой воды (минерализация 62.1 г/л) в объеме 1.9 объема пор. Среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях при вытеснении нефти водой было 1:30. Коэффициент вытеснения нефти водой составил по первой колонке - 0, по второй - 48.3%, в среднем по модели 25.2%.
После вытеснения нефти было закачано 0.5 порового объема раствора вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью, содержащего 1.0% неонола АФ 9-12, 0.5% волгоната, 15.0% аммиачной селитры, 30.0% карбамида, 2.0% полиоксихлорида алюминия Аква-Аурат-30, 1.0% гексамина и 50.5% пресной воды. После 24 часов термостатирования продолжают закачку воды до полной обводненности продукции на выходе из колонок. Всего было прокачано 6.0 поровых объемов пластовой воды, при этом через первую колонку прошло 3.5 поровых объема, через вторую - 8.2 поровых объема, то есть произошло выравнивание фильтрационных потоков, среднее соотношение подвижности жидкостей в моделях стало 1:3 (было 1:30). Градиент давления увеличивался после закачки композиции с 2.8 до 62 атм/м, с последующим постепенным снижением. Коэффициент вытеснения нефти водой и композицией составил по первой колонке - 53.2%, по второй - 54.0%, в среднем по модели 53.6%, прирост коэффициента нефтевытеснения составил по первой колонке - 53.2%, по второй - 5.7%, в среднем по модели 28.4%. Влияние закачки раствора вытесняющего флюида на фильтрационные характеристики: подвижность (а), скорость фильтрации (б) и доотмыв нефти пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения из неоднородной нефтенасыщенной модели пласта в условиях, моделирующих пластовые, показано на фиг. 3.
Таким образом, осуществление предлагаемого способа позволяет повысить эффективность вытеснения нефти путем повышения коэффициента нефтеотдачи как за счет увеличения охвата пласта заводнением в результате сохранения вязкостных свойств вытесняющего флюида в пластовых условиях при разбавлении его высокоминерализованными водами, так и за счет увеличения доотмыва нефти, увеличения коэффициента нефтевытеснения.
Claims (2)
- Способ разработки нефтяного месторождения, включающий вытеснение нефти из пласта последовательными оторочками вытесняющего флюида с регулируемой вязкостью и воды, отличающийся тем, что для месторождений с низкой пластовой температурой в качестве вытесняющего флюида используют состав при следующем соотношении компонентов, мас.%:
-
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ - неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50, и анионактивного ПАВ - волгоната или сульфонола - в соотношении 2:1 1.0-2.0 Аммиачная селитра 10.0-15.0 Карбамид 20.0-30.0 Хлористый или азотнокислый алюминий безводный или гидратированный или их частично гидролизованные формы 1.0-3.0 Карбонат натрия, или карбонат калия, или карбонат аммония, или гексаметилентетрамин (гексамин), или нитрит натрия 0.5-6.0 Вода остальное
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016110945A RU2610958C1 (ru) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016110945A RU2610958C1 (ru) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2610958C1 true RU2610958C1 (ru) | 2017-02-17 |
Family
ID=58458768
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016110945A RU2610958C1 (ru) | 2016-03-24 | 2016-03-24 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610958C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2726090C1 (ru) * | 2019-12-25 | 2020-07-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти |
| RU2733350C1 (ru) * | 2019-07-25 | 2020-10-01 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов |
| CN112272731A (zh) * | 2018-06-14 | 2021-01-26 | “西布涅弗捷玛什”股份公司 | 对油藏进行热化学处理的方法 |
| CN113622893A (zh) * | 2020-05-07 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3195630A (en) * | 1961-05-22 | 1965-07-20 | Phillips Petroleum Co | Sealing formations |
| RU2055167C1 (ru) * | 1992-12-04 | 1996-02-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2061856C1 (ru) * | 1992-06-30 | 1996-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
| RU2066743C1 (ru) * | 1993-02-08 | 1996-09-20 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2072034C1 (ru) * | 1993-11-10 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2261981C1 (ru) * | 2004-07-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
-
2016
- 2016-03-24 RU RU2016110945A patent/RU2610958C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3195630A (en) * | 1961-05-22 | 1965-07-20 | Phillips Petroleum Co | Sealing formations |
| RU2061856C1 (ru) * | 1992-06-30 | 1996-06-10 | Институт химии нефти СО РАН | Способ регулирования разработки нефтяного месторождения с разнопроницаемыми пластами |
| RU2055167C1 (ru) * | 1992-12-04 | 1996-02-27 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2066743C1 (ru) * | 1993-02-08 | 1996-09-20 | Институт химии нефти СО РАН | Состав для повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2072034C1 (ru) * | 1993-11-10 | 1997-01-20 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2261981C1 (ru) * | 2004-07-16 | 2005-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ ликвидации заколонных перетоков газа в нефтедобывающей скважине |
| RU2361074C2 (ru) * | 2007-04-09 | 2009-07-10 | Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук | Способ разработки залежей высоковязких нефтей (варианты) |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| RU 2361074 * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112272731A (zh) * | 2018-06-14 | 2021-01-26 | “西布涅弗捷玛什”股份公司 | 对油藏进行热化学处理的方法 |
| RU2733350C1 (ru) * | 2019-07-25 | 2020-10-01 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов |
| RU2726090C1 (ru) * | 2019-12-25 | 2020-07-09 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ разработки залежи и добычи битуминозной нефти |
| CN113622893A (zh) * | 2020-05-07 | 2021-11-09 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储层改造方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| KR102479609B1 (ko) | 미네랄 오일 제조 방법 | |
| CN107532077B (zh) | 用于强化采油的助表面活性剂泡沫形成组合物 | |
| CA2963910C (en) | Cationic multiple quaternary ammonium-based surfactants for enhancing production in subterranean formations | |
| RU2546700C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| US20170015894A1 (en) | Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides | |
| RU2627802C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| US11390794B2 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| US3714062A (en) | Straight chain sulfonates for use in solubilized oil-water solutions for miscible waterflooding | |
| RU2572439C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| RU2487235C1 (ru) | Способ разработки обводненного карбонатного пласта | |
| RU2065947C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| US4271906A (en) | Oil recovery method employing alternate slugs of surfactant and fresh water solution of sacrificial agent | |
| RU2547025C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости нефтяных пластов (варианты) | |
| RU2620685C1 (ru) | Гидрофобная эмульсия для обработки карбонатного пласта | |
| US4100966A (en) | Oil recovery process using an emulsion slug with tapered surfactant concentration | |
| RU2487234C1 (ru) | Способ разработки неоднородных по проницаемости обводненных нефтяных пластов | |
| RU2610961C1 (ru) | Способ выравнивания профиля приёмистости в нагнетательной скважине | |
| RU2618547C1 (ru) | Способ разработки карбонатного нефтяного пласта (варианты) | |
| RU2120030C1 (ru) | Способ воздействия на призабойную зону нефтяного пласта или нефтяной пласт | |
| RU2770192C1 (ru) | Кислотная композиция для обработки призабойной зоны высокотемпературного карбонатного коллектора | |
| RU2266398C2 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов | |
| RU2811129C1 (ru) | Состав для вытеснения нефти из пластов и селективного ограничения водопритоков | |
| RU2733350C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170609 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20170609 Effective date: 20200702 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20210524 Effective date: 20210524 |