RU2627802C1 - Composition for enhanced oil recovery - Google Patents
Composition for enhanced oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2627802C1 RU2627802C1 RU2016137727A RU2016137727A RU2627802C1 RU 2627802 C1 RU2627802 C1 RU 2627802C1 RU 2016137727 A RU2016137727 A RU 2016137727A RU 2016137727 A RU2016137727 A RU 2016137727A RU 2627802 C1 RU2627802 C1 RU 2627802C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- water
- surfactant
- boric acid
- sodium tetraborate
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- 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
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
- Detergent Compositions (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано преимущественно при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.The invention relates to the oil industry and can be used mainly in the development of oil fields with high viscosity and with high salinity of formation water with steam and steam and cyclic effects on the formation.
Известен состав для заводнения нефтяного пласта, содержащий оксиэтилированный алкилфенол, тетраборат натрия и воду (Пат. №1169403, МПК E21B 43/22). Состав обеспечивает максимальную буферную емкость в области рН 9. Однако низкая температура помутнения оксиэтилированного алкилфенола в составе не позволяет использовать его для пластов с высокой пластовой температурой, кроме того, состав замерзает при температурах 0 - минус 0.6°C.A known composition for waterflooding an oil reservoir containing ethoxylated alkyl phenol, sodium tetraborate and water (Pat. No. 1169403, IPC E21B 43/22). The composition provides maximum buffer capacity in the region of
Известен состав для увеличения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, тетраборат натрия (буру) и воду, дополнительно содержит технический или дистиллированный глицерин и карбамид (Пат. №2572439, МПК C09K 8/584). Состав совместим с минерализованными пластовыми водами и обеспечивает выравнивание профиля заводнения. Однако состав неприменим для пластов с высокой пластовой температурой, так как имеет низкую температуру помутнения ПАВ в растворе. Для повышения температуры помутнения необходимо значительно увеличивать содержание карбамида в составе, что экономически нецелесообразно.A known composition for increasing oil recovery, containing a surfactant, sodium tetraborate (borax) and water, additionally contains technical or distilled glycerin and urea (Pat. No. 2572439, IPC
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов на основе ПАВ, содержащий 0.13-0.8% мас. оксиэтилированного алкилфенола, 0.05-0.33% мас. дидецилсульфосукцината натрия или алкансульфоната натрия, 1.0-2.0 тетрабората натрия, 1.0-2.0 борной кислоты и воду - остальное (Пат. №1228543, кл. E21B 43/22, 1984). Состав обеспечивает повышение нефтеотдачи при высоких пластовых температурах, причем его нефтевытесняющая способность увеличивается с повышением температуры. Однако этот состав можно использовать только для пластов с температурой до 100°C. Кроме того, из-за низкой растворимости в воде тетрабората натрия и борной кислоты состав имеет невысокую буферную емкость. При контакте с пластовыми водами высокой минерализации может происходить выпадение осадков гидроксидов и солей жесткости. Состав имеет температуру замерзания в пределах 0 - минус 1°C, растворы являются маловязкими, в результате чего может возникнуть вязкостная неустойчивость фронта вытеснения и прорыв закачиваемого флюида в добывающие скважины.Closest to the proposed composition is a composition for increasing oil recovery based on a surfactant containing 0.13-0.8% wt. hydroxyethylated alkyl phenol, 0.05-0.33% wt. sodium didecyl sulfosuccinate or sodium alkanesulfonate, 1.0-2.0 sodium tetraborate, 1.0-2.0 boric acid and water - the rest (Pat. No. 1228543, CL E21B 43/22, 1984). The composition provides enhanced oil recovery at high reservoir temperatures, and its oil-displacing ability increases with increasing temperature. However, this composition can only be used for formations with temperatures up to 100 ° C. In addition, due to the low solubility of sodium tetraborate and boric acid in water, the composition has a low buffer capacity. In contact with formation water of high salinity, precipitation of hydroxides and hardness salts may occur. The composition has a freezing temperature in the range 0 -
Задачей изобретения является создание для условий месторождений высоковязких нефтей с высокой минерализацией пластовых вод эффективных вытесняющих составов на основе поверхностно-активных веществ (ПАВ) с высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Эти составы должны иметь низкую температуру замерзания, быть совместимыми с минерализованными пластовыми водами и должны обеспечивать выравнивание профиля заводнения или паротеплового воздействия.The objective of the invention is the creation for the conditions of deposits of high viscosity oils with high salinity of formation water effective displacing compositions based on surface-active substances (surfactants) with a high buffer capacity in the pH range 9.0-10.5, in which surfactants are chemically stable and have maximum washing ability. These compositions should have a low freezing point, be compatible with saline formation water, and should ensure equalization of the profile of waterflooding or heat and steam.
Технический результат - увеличение буферной емкости предлагаемого состава в оптимальном для нефтевытеснения интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью, за счет этого состав сохраняет в пласте высокую эффективность при вытеснении нефти в течение длительного времени.The technical result is an increase in the buffer capacity of the proposed composition in an optimum pH range of 9.0-10.5 for oil displacement, in which surfactants are chemically stable and have maximum washing ability, due to this, the composition retains high efficiency in the formation during oil displacement for a long time.
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий ПАВ, борную кислоту, тетраборат натрия (буру Na2B4O7⋅10H2O) и воду, в качестве ПАВ содержит комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного ПАВ (неонола АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1 и дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, % мас:The technical result is achieved in that the composition for increasing oil recovery containing surfactants, boric acid, sodium tetraborate (borax Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O) and water, as a surfactant contains a complex surfactant Neftenol VVD or a mixture of nonionic surfactants (neonol AF 9-12, or NP-40, or NP-50) and an anionic surfactant (volgonate or sulfonol, or NPS-6) in a ratio of 2: 1 and additionally contains urea and glycerin in the following ratio, wt.%:
Комплексный ПАВ Нефтенол ВВД - частично сульфированный неонол АФ 9-12, смесь неонола АФ 9-12 и АПАВ - его сульфоэтоксилата (29-35%) с этиленгликолем (25-30%), представляет собой подвижную коричневую жидкость. Выпускается АОЗТ «ХИМЕКО-ГАНГ» г. Москва по ТУ 2483-015-17197708-97.Complex surfactant Neftenol VVD - partially sulfonated neonol AF 9-12, a mixture of neonol AF 9-12 and APAV - its sulfoethoxylate (29-35%) with ethylene glycol (25-30%), is a mobile brown liquid. Issued by CJSC Khimeko-Gang, Moscow, according to TU 2483-015-17197708-97.
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.NP-40 and NP-50 are ethoxylated isononylphenols with a degree of hydroxyethylation of 40 and 50, respectively, manufactured by the PRC, are transparent oily liquids from colorless to light yellow in color.
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 Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.Neonol AF 9-12 is produced by OAO Nizhnekamskneftekhim in Nizhnekamsk in accordance with TU 2483-077-0576801-98; it is a clear, oily liquid from colorless to light yellow in color. Neonol AF 9-12 is ethoxylated isononylphenol based on propylene trimers, the chemical formula is RArO (CH 2 CH 2 O) n H, where Ar is the benzene ring, R is the long hydrocarbon radical C 9 -C 12 , n is the average number of hydroxyethyl groups in the nonionic surfactant molecule (degree of hydroxyethylation) equal to 12.
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 С11-C18, полученного из н-парафинов.Volgonat is produced by the Volgograd Khimprom OJSC according to TU 2481-308-05763458-2001, it is a paste with a homogeneous composition. Volgonate is sodium alkyl sulfonate, the chemical formula is R-SO 2 ONa with a chain length of the alkyl radical R C 11 -C 18 obtained from n-paraffins.
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.Sulfonol - sodium alkylbenzenesulfonate a mixture of isomers of sodium salts of alkylbenzenesulfonic acids, produced by FKP them. Ya.M. Sverdlov, Dzerzhinsk according to TU 2481-135-02510508-2007, is a white or light yellow powder. The chemical formula is C n H 2n + 1 C 6 H 4 SO 3 Na, where n = 12-18.
NPS-6 - сульфоэтоксилированные нонилфенолы со степенью оксиэтилирования 6, производства КНР, представляют собой пасту однородную по составу.NPS-6 - sulfoethoxylated nonylphenols with a degree of
Существует оптимальный интервал щелочности (рН 9.0-10.5), в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Обеспечить самоподдерживающееся, саморегулирующееся значение рН в интервале от 9.0 до 10.5 возможно путем применения буферных систем с максимальной буферной емкостью в этом интервале рН. Растворимость в воде тетрабората натрия и борной кислоты ограничена и составляет 2.7 г и 4.9 г, соответственно, в 100 г воды при 20°С, поэтому состав (по прототипу) имеет небольшую буферную емкость в оптимальном для ПАВ интервале рН, фиг. 1а. Растворимость тетрабората натрия и борной кислоты в растворах глицерина увеличивается, поэтому добавление в предлагаемый состав глицерина позволяет получить состав с более высоким содержанием тетрабората натрия и борной кислоты, кроме этого к увеличению буферной емкости состава приводит добавление в состав карбамида. Добавление 5 и 10% карбамида увеличивает температуру помутнения ПАВ в растворе предлагаемого состава на 8-10 и 13-15°С, соответственно, что позволяет получить составы, работающие при более высоких температурах. Добавление глицерина и карбамида в предлагаемый состав позволяет получить состав с регулируемой щелочностью и вязкостью, совместимый с минерализованными пластовыми водами, низкой температурой замерзания и высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью. Вследствие высокой буферной емкости, при разбавлении состава в 10-100 раз рН раствора меняется на 0.1-0.3 ед. рН.There is an optimal range of alkalinity (pH 9.0-10.5), in which surfactants are chemically stable and have maximum washing ability. It is possible to provide a self-sustaining, self-regulating pH value in the range from 9.0 to 10.5 by using buffer systems with a maximum buffer capacity in this pH range. The water solubility of sodium tetraborate and boric acid is limited and is 2.7 g and 4.9 g, respectively, in 100 g of water at 20 ° C; therefore, the composition (according to the prototype) has a small buffer capacity in the optimum pH range for surfactants, FIG. 1a. The solubility of sodium tetraborate and boric acid in glycerol solutions increases, therefore, the addition of glycerol to the proposed composition allows to obtain a composition with a higher content of sodium tetraborate and boric acid, in addition, the addition of carbamide to the composition increases the buffer capacity of the composition. The addition of 5 and 10% urea increases the cloud point of the surfactant in the solution of the proposed composition by 8-10 and 13-15 ° C, respectively, which allows to obtain compositions operating at higher temperatures. Adding glycerol and urea to the proposed composition allows to obtain a composition with adjustable alkalinity and viscosity, compatible with saline formation water, low freezing point and high buffer capacity in the pH range 9.0-10.5, in which surfactants are chemically stable and have maximum washing ability. Due to the high buffer capacity, when the composition is diluted 10-100 times, the pH of the solution changes by 0.1-0.3 units. pH
В пластовых условиях при высокой температуре происходит гидролиз карбамида, вследствие этого образуется аммиачно-боратная буферная система с высокими значениями буферной емкости. Проведены исследования рН, буферной емкости и зоны буферного действия для прототипа и предлагаемого состава до и после термообработки. Для этого составы термостатировали в герметично закрывающихся стальных ячейках в воздушном термостате при 150°С в течение 24 часов. После охлаждения исследовали изменение буферной емкости составов. В таблице 1 приведены результаты исследования. Экспериментально буферную емкость растворов определяли на основании кривых титрования раствора предлагаемого состава сильной кислотой и сильным основанием до и после термостатирования при 150°С в течение 24 часов. Максимальные значения буферной емкости предлагаемого состава по сравнению с прототипом в зоне буферного действия 9.0-10.5 ед. рН увеличиваются в 1.6-2.1 раза до термостатирования и в 3.4-45 раз после термостатирования состава, фиг. 1-3.In reservoir conditions at high temperature, urea is hydrolyzed, as a result of which an ammonia-borate buffer system is formed with high values of the buffer capacity. Studies of pH, buffer capacity and buffer action zone for the prototype and the proposed composition before and after heat treatment. For this, the compositions were thermostatically controlled in hermetically sealed steel cells in an air thermostat at 150 ° C for 24 hours. After cooling, the change in the buffer capacity of the compositions was investigated. Table 1 shows the results of the study. Experimentally, the buffer capacity of the solutions was determined on the basis of the titration curves of a solution of the proposed composition with strong acid and strong base before and after temperature control at 150 ° C for 24 hours. The maximum values of the buffer capacity of the proposed composition compared with the prototype in the buffer zone of 9.0-10.5 units. pH increases 1.6-2.1 times before temperature control and 3.4-45 times after temperature control of the composition, FIG. 1-3.
В таблице 2 приведены физико-химические свойства состава (по прототипу) и предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов. Вязкость предлагаемого состава и прототипа определяли с помощью вибрационного вискозиметра с камертонным датчиком "Реокинетика", рН - потенциометрическим методом с применением рН-метра HI 2215 фирмы HANNA Instruments. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, температуру замерзания - криоскопическим методом.Table 2 shows the physico-chemical properties of the composition (prototype) and the proposed composition with different ratios of components. The viscosity of the proposed composition and prototype was determined using a vibrating viscometer with a Reokinetics tuning fork sensor, and the pH was determined by the potentiometric method using a HI 2215 pH meter from HANNA Instruments. The density of the solutions was determined by the pycnometric method, and the freezing temperature by the cryoscopic method.
Входящие в предлагаемый состав реагенты снижают температуру замерзания и увеличивают плотность растворов, улучшают совместимость ПАВ с минерализованными пластовыми водами. При повышенных пластовых температурах происходит гидролиз карбамида и в пластовых условиях образуется аммиачно-боратная буферная система, что позволяет увеличить коэффициент нефтеотдачи за счет повышения нефтевытесняющей способности состава. Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида углекислый газ СО2 вызывает снижение вязкости нефти, что вызывает благоприятное изменение соотношения подвижностей нефти и водной фазы.The reagents included in the proposed composition reduce the freezing temperature and increase the density of solutions, improve the compatibility of surfactants with mineralized formation waters. At elevated reservoir temperatures, urea is hydrolyzed and an ammonia-borate buffer system is formed under reservoir conditions, which allows increasing the oil recovery coefficient by increasing the oil-displacing ability of the composition. The carbon dioxide CO 2 formed in the formation due to the hydrolysis of urea causes a decrease in the viscosity of the oil, which causes a favorable change in the ratio of the mobilities of the oil and the aqueous phase.
Приводим примеры конкретных составов.We give examples of specific formulations.
Пример 1. По прототипу. К 972.5 г пресной воды добавляют 5.0 г неонола АФ9-12, 2.5 г волгоната, 20.0 г борной кислоты и 20.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), Example 1. The prototype. To 972.5 g of fresh water, add 5.0 g of neonol AF9-12, 2.5 g of volgonate, 20.0 g of boric acid and 20.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O),
после перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 0.5% мас. АФ9-12, 0.25% мас. волгоната, 2% мас. борной кислоты, 2.0% мас.тетрабората натрия и 97.25% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе выпадает осадок солей жесткости. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.after stirring, 1000.0 g of an aqueous solution containing 0.5% wt. AF9-12, 0.25% wt. volgonate, 2% wt. boric acid, 2.0% wt. sodium tetraborate and 97.25% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times, a solution of hardness salts precipitates in the solution. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Пример 2. 26.7 г неонола АФ9-12, 13.3 г волгоната, 10.0 г борной кислоты, 10.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 100.0 г глицерина растворяют в 740.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.67% мас. неонола АФ9-12, 1.33% мас. волгоната, 1% мас. борной кислоты, 1.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 74.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.Example 2. 26.7 g of neonol AF9-12, 13.3 g of volgonate, 10.0 g of boric acid, 10.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 100.0 g of urea and 100.0 g of glycerol are dissolved in 740.0 g of fresh water. After thorough mixing, 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.67% wt. neonol AF9-12, 1.33% wt. volgonate, 1% wt. boric acid, 1.0% wt. sodium tetraborate, 10.0% wt. carbamide, 10.0% wt. glycerol and 74.0% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the precipitation of hardness salts does not occur. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Пример 3. К 630.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 63.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает.Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.Example 3. To 630.0 g of fresh water, 20.0 g of Neftenol VVD, 50.0 g of boric acid, 50.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 50.0 g of urea and 200.0 g of glycerol are added. After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol VVD, 5% wt. boric acid, 5.0% wt. sodium tetraborate, 5.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerol and 63.0% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinskoye field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the sediment of hardness salts does not precipitate. Physicochemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Пример 4. 20.0 г NP-50, 10.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 500.0 г глицерина растворяют в 320.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. NP-50, 1.0% мас. волгоната, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 32.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 Example 4. 20.0 g of NP-50, 10.0 g of volgonate, 50.0 g of boric acid, 50.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 50.0 g of urea and 500.0 g of glycerol are dissolved in 320.0 g of fresh water. After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. NP-50, 1.0% wt. volgonate, 5% wt. boric acid, 5.0% wt. sodium tetraborate, 5.0% wt. carbamide, 50.0% wt. glycerol and 32.0% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) in 2
раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.times in the solution the precipitate of hardness salts does not precipitate. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Пример 5. К 130.0 г пресной воды добавляют 13.0 г NP-40, 7.0 г NPS-6, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 700.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.3% мас. NP-40, 0.7% мас. NPS-6, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 13.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.Example 5. To 130.0 g of fresh water add 13.0 g of NP-40, 7.0 g of NPS-6, 50.0 g of boric acid, 50.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 50.0 g of urea and 700.0 g of glycerol . After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 1.3% wt. NP-40, 0.7% wt. NPS-6, 5% wt. boric acid, 5.0% wt. sodium tetraborate, 5.0% wt. carbamide, 70.0% wt. glycerol and 13.0% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the precipitation of hardness salts does not occur. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Пример 6. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина растворяют в 580.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 58.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.Example 6. 20.0 g of VVD Neftenol, 50.0 g of boric acid, 50.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 100.0 g of urea and 200.0 g of glycerol are dissolved in 580.0 g of fresh water. After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 2.0% wt. Neftenol VVD, 5% wt. boric acid, 5.0% wt. sodium tetraborate, 10.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerol and 58.0% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the precipitation of hardness salts does not occur. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Пример 7. К 285.0 г пресной воды добавляют 10.0 г неонола АФ9-12, 5.0 г сульфонола, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. неонола АФ9-12, 0.5% мас. сульфонола, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 28.5% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1,2.Example 7. To 285.0 g of fresh water add 10.0 g of neonol AF9-12, 5.0 g of sulfonol, 50.0 g of boric acid, 50.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 100.0 g of carbamide and 500.0 g of glycerol. After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 1.0% wt. neonol AF9-12, 0.5% wt. sulfonol, 5% wt. boric acid, 5.0% wt. sodium tetraborate, 10.0% wt. carbamide, 50.0% wt. glycerol and 28.5% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the precipitation of hardness salts does not occur. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and the buffer capacity of the composition are presented in tables 1,2.
Пример 8. К 13.0 г неонола АФ9-12, 7.0 г волгоната, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 100.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют 40.0 г пресной воды. После перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.3% мас. АФ9-12, 0.7% мас. волгоната, 5% мас. борной кислоты, 5.0% мас. тетрабората натрия, 10.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 8.0% мае. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1,2.Example 8. To 13.0 g of neonol AF9-12, 7.0 g of volgonate, 50.0 g of boric acid, 50.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 100.0 g of carbamide and 700.0 g of glycerol add 40.0 g of fresh water. After stirring get 1000.0 g of an aqueous solution containing 1.3% wt. AF9-12, 0.7% wt. volgonate, 5% wt. boric acid, 5.0% wt. sodium tetraborate, 10.0% wt. carbamide, 70.0% wt. glycerol and 8.0% of May. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the precipitation of hardness salts does not occur. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and the buffer capacity of the composition are presented in tables 1,2.
Пример 9. К 10.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г тетрабората натрия (Na2B4O7⋅10H2O), 50.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют 40.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г водного раствора, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 10% мас. борной кислоты, 10.0% мас. тетрабората натрия, 5.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 4.0% мас. воды. При разбавлении состава моделью пластовой воды Усинского месторождения (минерализация 61.2 г/л) и моделью пластовой воды Ромашкинского месторождения (минерализация 274.9 г/л) в 2 раза в растворе осадка солей жесткости не выпадает. Физико-химические свойства состава, результаты исследования зоны буферного действия и буферной емкости состава представлены в таблицах 1, 2.Example 9. To 10.0 g of Neftenol VVD, 100.0 g of boric acid, 100.0 g of sodium tetraborate (Na 2 B 4 O 7 ⋅ 10H 2 O), 50.0 g of carbamide and 700.0 g of glycerol add 40.0 g of fresh water. After thorough mixing, get 1000.0 g of an aqueous solution containing 1.0% wt. Neftenol VVD, 10% wt. boric acid, 10.0% wt. sodium tetraborate, 5.0% wt. carbamide, 70.0% wt. glycerol and 4.0% wt. water. When diluting the composition with the model of produced water of the Usinsky field (mineralization 61.2 g / l) and the model of produced water of the Romashkinskoye field (mineralization 274.9 g / l) 2 times in the solution, the precipitation of hardness salts does not occur. Physico-chemical properties of the composition, the results of the study of the buffer zone and buffer capacity of the composition are presented in tables 1, 2.
Эффективность применения составов изучали на установке для изучения фильтрации при постоянном расходе через модель неоднородного пласта, состоящую из двух параллельных колонок. При исследовании фильтрационных характеристик использовали насыпные модели пласта, приготовленные из дезинтегрированного карбонатного кернового материала, модель пластовой воды пермо-карбоновой залежи Усинского месторождения и пресную воду. Проницаемость моделей находилась в пределах от 0.38 до 1.55 мкм2, проницаемость параллельных колонок различалась в 1.7-2.8 раза. Время термостатирования составляло 6 часов, противодавление - 19 атм.The effectiveness of the use of the compositions was studied in a setup for studying filtration at a constant flow rate through a heterogeneous reservoir model consisting of two parallel columns. In studying the filtration characteristics, bulk reservoir models made from disintegrated carbonate core material, a reservoir water model of the Perm-Carbon deposit of the Usinsk deposit and fresh water were used. The permeability of the models ranged from 0.38 to 1.55 μm 2 , the permeability of parallel columns differed by 1.7–2.8 times. Thermostating time was 6 hours, back pressure - 19 atm.
Далее колонки насыщались нефтью. Затем через нефтенасыщенные колонки проводилась фильтрация воды, в результате чего происходило извлечение нефти. Фильтрацию воды проводили до полной обводненности продукции, то есть до состояния, при котором дальнейшая фильтрация воды не приводила к дополнительному нефтеизвлечению. Таким образом, была подготовлена модель неоднородного пласта с остаточной нефтенасыщенностью.Further, the columns were saturated with oil. Then, water was filtered through oil-saturated columns, as a result of which oil was extracted. The water was filtered to a complete water cut of the product, that is, to a state in which further filtering of the water did not lead to additional oil recovery. Thus, a model of a heterogeneous reservoir with residual oil saturation was prepared.
Эффективность применения составов изучали при фильтрации пресной воды с постоянной скоростью 1 мл/мин в прямом направлении через две параллельные колонки с различной проницаемостью, моделирующие неоднородный пласт. Для этого одновременно в обе колонки закачивали оторочку состава, продвигали на заданное расстояние водой и термостатировали в течение 6 часов, после чего продолжали нагнетание воды. Каждые 5-20 минут фиксировали значения температуры, давлений на входе и выходе из колонок, объемов вышедшей воды и нефти из каждой колонки. По полученным данным рассчитывали градиент давления grad Р, атм/м, скорость фильтрации V, м/сут и подвижность жидкостей k/μ, мкм/(мПа⋅с), коэффициент нефтевытеснения Кв. На фиг. 4 представлены результаты эксперимента по вытеснению нефти на модели неоднородного пласта составами 7 и 6 (табл. 1, 2). Газопроницаемость колонки 1 составляла 0.38 мкм2, колонки 2-1,07 мкм2, то есть отличалась в 2.8 раза. Начальным этапом эксперимента являлось извлечение нефти из нефтенасыщенной модели путем фильтрации перегретой воды при 150°С. Видно, что подвижность k/μ для жидкости в колонке 1 ниже, чем для колонки 2, что обуславливается различием в величинах газовой проницаемости. Предельное нефтевытеснение из колонки 2 происходит при фильтрации 2 поровых объемов через колонку и величина коэффициента нефтевытеснения составляет 64%. Вытеснение нефти водой из колонки 1 происходит медленнее и величина коэффициента нефтевытеснения составляет 60%.The effectiveness of the use of the compositions was studied by filtering fresh water at a constant speed of 1 ml / min in the forward direction through two parallel columns with different permeabilities, simulating an inhomogeneous formation. For this, a rim of the composition was simultaneously pumped into both columns, advanced to a predetermined distance with water and thermostated for 6 hours, after which water injection was continued. Every 5-20 minutes, the temperature, pressure at the inlet and outlet of the columns, the volumes of water and oil out of each column were recorded. Based on the data obtained, the pressure gradient grad P, atm / m, the filtration rate V, m / day and the fluid mobility k / μ, μm / (mPa⋅s), oil displacement coefficient Kv were calculated. In FIG. 4 presents the results of an experiment on oil displacement on a heterogeneous reservoir model with
Закачка состава 7 (табл. 1, 2, фиг. 4, оторочка 1) с последующим нагнетанием воды приводит к дополнительному нефтеизвлечению. Причем отклик на закачку композиции для колонок различен, что объясняется разными скоростями фильтрации и подвижностями. Коэффициенты нефтевытеснения для колонки 1 и 2 после использования композиции составляют соответственно 72 и 76%. Повторная закачка того же состава 7 (фиг. 7, оторочка 2) в режиме реагентоциклики и фильтрация воды в объеме 2.5 объемов пор приводит к дополнительному извлечению нефти. Коэффициенты нефтевытеснения для 1 и 2 колонок составляют 75 и 77%, абсолютный прирост коэффициента нефтевытеснения 15 и 13%, соответственно. Закачка состава 6 (табл. 1, 2, фиг. 4, оторочка 3) приводит к перераспределению фильтрационных потоков. Происходит дополнительное нефтеизвлечение нефти, причем преимущественно из более низко проницаемой колонки 1. Коэффициент нефтевытеснения для колонки 1 составляет 88%, из 2-80%. Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения в результате закачки трех оторочек составил для 1 и 2 колонок 18 и 16%, соответственно.The injection of composition 7 (tab. 1, 2, Fig. 4, rim 1), followed by injection of water, leads to additional oil recovery. Moreover, the response to the injection of the composition for the columns is different, which is explained by different filtration rates and mobilities. Oil displacement ratios for
Для следующего эксперимента была подготовлена модель неоднородного пласта из колонок с величинами газовой проницаемости 1.55 и 0.93 мкм2. Процесс нефтевытеснения For the next experiment, a model of an inhomogeneous reservoir of columns with gas permeability values of 1.55 and 0.93 μm 2 was prepared. Oil displacement process
проводили при температуре 150°С перегретой водой. Из представленной диаграммы на фиг. 8 видно, что скорости фильтрации (подвижности) для колонок сопоставимы, что обуславливается различием в величинах газовой проницаемости всего в 1.5 раза. Фильтрация воды в объеме 4.7 объемов пор приводит к нефтевытеснению из обеих колонок. Коэффициенты нефтевытеснения для колонок 1 и 2 составляют 66 и 49%, соответственно. Закачка состава 4 (табл. 1, 2, фиг. 5, оторочка 1) с последующей фильтрацией воды позволяет существенно увеличить коэффициент нефтевытеснения (для 1 и 2 колонок 83 и 61%, соответственно). Применение состава 3 (табл. 1, 2, фиг. 5, оторочка 2) приводит к еще большему доотмыву нефти в колонках, коэффициенты нефтевытеснения для 1 и 2 колонок составляют 90 и 67%, соответственно. Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения в результате закачки двух оторочек составил для 1 и 2 колонок 17 и 12%, соответственно.carried out at a temperature of 150 ° C with superheated water. From the diagram shown in FIG. Figure 8 shows that the filtration (mobility) rates for the columns are comparable, which is caused by the difference in gas permeability values of only 1.5 times. Filtration of water in a volume of 4.7 pore volumes leads to oil displacement from both columns. Oil displacement ratios for
Таким образом, предлагаемый состав обладает высокой буферной емкостью в интервале рН 9.0-10.5, в котором ПАВ химически устойчивы и обладают максимальной моющей способностью, совместим с минерализованными пластовыми водами и имеет низкие температуры замерзания. Состав обладает высокой нефтевытесняющей способностью и может быть использован при разработке месторождений нефти с повышенной вязкостью и с высокой минерализацией пластовой воды при паротепловом и пароциклическом воздействии на пласт.Thus, the proposed composition has a high buffer capacity in the range of pH 9.0-10.5, in which surfactants are chemically stable and have maximum washing ability, is compatible with saline formation water and has low freezing temperatures. The composition has a high oil-displacing ability and can be used in the development of oil fields with high viscosity and with high salinity of formation water with heat and steam and cyclic effects on the formation.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016137727A RU2627802C1 (en) | 2016-09-21 | 2016-09-21 | Composition for enhanced oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016137727A RU2627802C1 (en) | 2016-09-21 | 2016-09-21 | Composition for enhanced oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2627802C1 true RU2627802C1 (en) | 2017-08-11 |
Family
ID=59641675
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016137727A RU2627802C1 (en) | 2016-09-21 | 2016-09-21 | Composition for enhanced oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2627802C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2715407C1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-02-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
| RU2720120C2 (en) * | 2018-10-08 | 2020-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Composition of surfactant to maintain stable operation of water-flooded gas and gas condensate wells under conditions of falling production |
| RU2733350C1 (en) * | 2019-07-25 | 2020-10-01 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing oil recovery of formations |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1228543A1 (en) * | 1984-09-12 | 1991-05-23 | Институт химии нефти СО АН СССР | Composition for enhancing oil yield of formations |
| SU1422975A1 (en) * | 1986-07-14 | 1991-09-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Composition for enhancing oil yield of formations |
| SU1169403A3 (en) * | 1984-02-01 | 2000-03-27 | Институт химии нефти СО АН СССР | COMPOSITION FOR OIL LAYER PLANT |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2572439C1 (en) * | 2014-11-19 | 2016-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition to up bed production rate (versions) |
-
2016
- 2016-09-21 RU RU2016137727A patent/RU2627802C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1169403A3 (en) * | 1984-02-01 | 2000-03-27 | Институт химии нефти СО АН СССР | COMPOSITION FOR OIL LAYER PLANT |
| SU1228543A1 (en) * | 1984-09-12 | 1991-05-23 | Институт химии нефти СО АН СССР | Composition for enhancing oil yield of formations |
| SU1422975A1 (en) * | 1986-07-14 | 1991-09-07 | Институт химии нефти СО АН СССР | Composition for enhancing oil yield of formations |
| RU2546700C1 (en) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) |
| RU2572439C1 (en) * | 2014-11-19 | 2016-01-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition to up bed production rate (versions) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2720120C2 (en) * | 2018-10-08 | 2020-04-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Краснодар" | Composition of surfactant to maintain stable operation of water-flooded gas and gas condensate wells under conditions of falling production |
| RU2715407C1 (en) * | 2019-04-29 | 2020-02-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
| RU2733350C1 (en) * | 2019-07-25 | 2020-10-01 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing oil recovery of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9567512B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| CA1145536A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations | |
| CN113646381B (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| NO155898B (en) | PROCEDURE FOR EXTRACING OIL FROM UNDERGRADUATE RESERVES WITH EMULSION FLOW. | |
| BR112017010367B1 (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION | |
| US3482631A (en) | Secondary recovery process utilizing a pre-slug prior to a displacing fluid | |
| RU2546700C1 (en) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| Sedaghat et al. | Investigating the role of polymer type and dead end pores’ distribution on oil recovery efficiency during ASP flooding | |
| RU2015137591A (en) | METHOD OF TREATMENT OF UNDERGROUND OIL-BASED LAYERS CONTAINING CARBONATE ROCKS | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| US11225857B2 (en) | Solubility enhancers on basis of allyl alcohol for aqueous surfactant formulations for enhanced oil recovery | |
| RU2572439C1 (en) | Composition to up bed production rate (versions) | |
| US20200216747A1 (en) | Robust alkyl ether sulfate mixture for enhanced oil recovery | |
| RU2487235C1 (en) | Development method of wet carbonate formation | |
| RU2475635C1 (en) | Water-flooded oil deposit development method | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| RU2709261C2 (en) | Ethoxylated desorbents for increasing oil recovery | |
| RU2781207C1 (en) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) | |
| RU2685516C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations (versions) | |
| RU2689939C2 (en) | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| RU2733350C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations | |
| NO155897B (en) | PROCEDURE FOR THE EXTRACTION OF OIL FROM AN UNDERGROUND RESERVE. |