RU2655685C1 - Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт - Google Patents
Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655685C1 RU2655685C1 RU2017118705A RU2017118705A RU2655685C1 RU 2655685 C1 RU2655685 C1 RU 2655685C1 RU 2017118705 A RU2017118705 A RU 2017118705A RU 2017118705 A RU2017118705 A RU 2017118705A RU 2655685 C1 RU2655685 C1 RU 2655685C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- composition
- displacement
- mudded
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract 2
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 29
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 23
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 150000001412 amines Chemical class 0.000 claims abstract description 5
- 239000002202 Polyethylene glycol Substances 0.000 claims abstract description 4
- 235000019864 coconut oil Nutrition 0.000 claims abstract description 4
- 239000003240 coconut oil Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229920001223 polyethylene glycol Polymers 0.000 claims abstract description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 10
- 125000000217 alkyl group Chemical group 0.000 claims description 2
- CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N benzyl(dimethyl)azanium;chloride Chemical compound [Cl-].C[NH+](C)CC1=CC=CC=C1 CADWTSSKOVRVJC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 2
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 claims 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 abstract description 10
- 239000003093 cationic surfactant Substances 0.000 abstract description 5
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 abstract description 5
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 3
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 3
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 abstract description 3
- 230000000844 anti-bacterial effect Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 abstract description 3
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 abstract description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 2
- 238000009472 formulation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 9
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 5
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 3
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 3
- 238000001739 density measurement Methods 0.000 description 2
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 2
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000897510 Klamath virus Species 0.000 description 1
- 150000001336 alkenes Chemical class 0.000 description 1
- 230000029936 alkylation Effects 0.000 description 1
- 238000005804 alkylation reaction Methods 0.000 description 1
- BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N ammonium sulfate Chemical compound N.N.OS(O)(=O)=O BFNBIHQBYMNNAN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052921 ammonium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011130 ammonium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 238000013329 compounding Methods 0.000 description 1
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 1
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 1
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
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
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)
- Cosmetics (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения. Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс. %: НПАВ 0,01-0,5; КПАВ 0,1-0,5; вода - остальное. Технический результат - снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии. 1 ил., 2 табл., 3 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке нефтяных месторождений с использованием заводнения.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (патент RU №2441049, опубл. 27.01.2012 г.), содержащий поверхностно-активное вещество - органический остаток процесса получения сульфата аммония из отработанной серной кислоты процесса сернокислотного алкилирования изоалканов олефинами в количестве 2-10 масс. %, вода - остальное. Технический результат - обеспечение доступности и дешевизны при высоких значениях коэффициента нефтевытеснения.
Недостатком является отсутствие влияния на уменьшение гидратации глинистых минералов в пласте, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.
Известен состав для повышения нефтеотдачи пластов (авторское свидетельство SU 1521866, опубл. 07.02.1981 г.). Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать реологические параметры пластовой нефти.
Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин, и, соответственно, невозможность применения данного состава в условиях глинизированных коллекторов.
Известен состав поверхностно-активных веществ для закачки в нефтяной пласт (ст. Рогачев М.К., Кузнецова А.Н. Исследование и разработка растворов поверхностно-активных веществ для заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов // Научно-технический журнал «Инженер-нефтяник». – 2016. - №1. - С. 49-53), принятый в качестве прототипа, состоящий из неионогенного поверхностно-активного вещества НГ-2 и воды.
Состав позволяет уменьшать межфазное натяжение на границе «нефть-вода», а также снижать коррозионное воздействие пластовой воды.
Недостатком указанного состава является отсутствие заметного ингибирующего влияния на набухаемость глин.
Техническим результатом от использования заявляемого состава является снижение межфазного натяжения на границе «нефть-вода», уменьшение степени набухания глинистых минералов, и в конечном итоге более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта.
Технический результат достигается тем, что дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КЛАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 (спиртовой), при следующем соотношении компонентов, масс. %:
| НПАВ | 0,01-0,5 |
| КПАВ | 0,1-0,5 |
| вода | остальное |
Описываемый состав поясняется фиг. 1, где приведены графики зависимостей межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ-керосин» от концентрации реагентов.
Заявляемый состав для заводнения глиносодержащих коллекторов включает в себя следующие реагенты и товарные продукты, их содержащие:
- КЛАВ 0,1-0,5%, представляющее собой алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 (спиртовой), выпускающийся по ТУ 2482-003-04706205-2004;
- НГ-2 0,01-0,5%, неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15;
- вода: пресная или минерализованная (до 50 г/л).
Добавление КПАВ приводит к снижению гидратации глинистых минералов и повышению тем самым проницаемости нефтенасыщенных горных пород, реагент НГ-2 обладает способностью снижать межфазное натяжение на границе «нефть-вода». Результатом является более эффективное вытеснение нефти из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии.
В качестве оксиэтилированных аминов на основе жирных кислот реагент содержит: неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэталенгликоль) амины на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 общей формулы:
CpH2p+1N(C2H4O)mH, где р=10-12,
n+m=15 или оксиэтилированные первичные моноамины общей формулы
где R - углеводородный радикал C10-C17; х+у=11 или 15 [1].
Эти продукты выпускаются под названием Noramox C11, или Noramox С15, или Normox C11, Noramоx O15 [2].
Были проведены исследования по определению плотности нефти помощи плотномера DE 40 (MettlerToledo), а также межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ - керосин» в различных концентрациях. Исследования по оценке изменения величины межфазного натяжения на границе «керосин-водный раствор ПАВ» проводились по ГОСТ 29232-91. «Определение критической концентрации мицеллообразования».
Исследования по оценке величины глинонабухания проводились объемным методом, когда количество поглощенной образцом дезинтегрированного керна жидкости определяется по увеличению объема керна на приборе Жигача-Ярова.
С целью получения водного раствора ПАВ были приготовлены смеси компонентов, а также водный раствор прототипа. Каждая смесь приготавливалась путем компаундирования компонентов в лабораторных условиях.
Пример 1. 0,1 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 1 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воду до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Далее проводят измерение плотности, которая равна 0,9976 г/см3. Затем определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 3,03 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.
Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.
Пример 2. 0,5 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 3 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воду до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Затем проводят измерение плотности, которая равна 0,9978 г/см3. Далее определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 1,5 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.
Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.
Пример 3. 1 г неионогенного ПАВ НГ-2 вводят в 5 г катионного ПАВ, воды, затем добавляют воды до массы 1 кг и перемешивают в течение 10 мин при стандартной температуре с получением однородного состава. Затем проводят измерение плотности, которая равна 0,9978 г/см3. Далее определяют межфазное натяжение на границе «водный раствор-нефть», которое равно 1,31 мН/м, и коэффициент глинонабухания, который составил 0,2%.
Результаты определения межфазного натяжения на границе «водный раствор ПАВ - керосин» представлены на фиг. 1.
Результаты определения коэффициентов набухания представлены в таблице 1.
Состав используют для определения нефтевытесняющей способности.
Эксперименты, проведенные в соответствии с ГОСТ 26450.0-85. «Породы горные. Общие требования к отбору и подготовке проб для определения коллекторских свойств», ОСТ 39-195-86. «Нефть. Метод определения коэффициента вытеснения нефти водой в лабораторных условиях», позволили определить коэффициент вытеснения нефти за счет фильтрации через керновый материал реагента при объемном расходе 0,05 мл/мин.
Результаты определения коэффициентов вытеснения нефти представлены в таблице 2.
Полученные результаты позволяют сделать вывод, что заявляемый состав обладает способностью одновременно уменьшать степень набухания глинистых минералов, снижать межфазное натяжение на границе нефть с закачиваемой водой, а также более эффективно вытеснять нефть из глинизированного пласта. Дополнительно состав имеет бактерицидные свойства и является ингибитором коррозии.
Claims (3)
- Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - НПАВ N-алкил-N,N-ди(полиэтиленгликоль) амин на основе кислот кокосового масла оксамин Л-15 и воду, отличающийся тем, что дополнительно содержит катионное поверхностно-активное вещество - КПАВ алкилдиметилбензиламмоний хлорид С12 - С14 спиртовой, при следующем соотношении компонентов, масс. %:
-
НПАВ 0,01-0,5 КПАВ 0,1-0,5 вода остальное - .
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017118705A RU2655685C1 (ru) | 2017-05-29 | 2017-05-29 | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017118705A RU2655685C1 (ru) | 2017-05-29 | 2017-05-29 | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2655685C1 true RU2655685C1 (ru) | 2018-05-29 |
Family
ID=62560556
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017118705A RU2655685C1 (ru) | 2017-05-29 | 2017-05-29 | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655685C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717012C1 (ru) * | 2019-02-05 | 2020-03-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2728746C1 (ru) * | 2019-09-26 | 2020-07-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Деловой центр" | Комплексный реагент для обеззараживания вод, закачиваемых в нефтеносные пласты |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1596085A1 (ru) * | 1988-06-06 | 1990-09-30 | В.И.Ивашов и Э.К.Ирматов | Состав дл подавлени набухаемости глин при заводнении нефт ных пластов |
| US6831108B2 (en) * | 1997-06-10 | 2004-12-14 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| RU2254399C1 (ru) * | 2004-06-16 | 2005-06-20 | Гаврилов Наум Беньяминович | Состав для защиты металлов от коррозии и отложений |
| RU2333234C1 (ru) * | 2007-02-20 | 2008-09-10 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. Академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| WO2011086359A1 (en) * | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactants for reduction of water blocks and/or gas condensates and associated methods |
| RU2467163C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта |
| RU2468056C1 (ru) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
| EA021390B1 (ru) * | 2012-12-10 | 2015-06-30 | Владимир Витальевич Меркулов | Состав для обработки призабойных зон и защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии |
-
2017
- 2017-05-29 RU RU2017118705A patent/RU2655685C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1596085A1 (ru) * | 1988-06-06 | 1990-09-30 | В.И.Ивашов и Э.К.Ирматов | Состав дл подавлени набухаемости глин при заводнении нефт ных пластов |
| US6831108B2 (en) * | 1997-06-10 | 2004-12-14 | Rhodia, Inc. | Viscoelastic surfactant fluids and related methods of use |
| RU2254399C1 (ru) * | 2004-06-16 | 2005-06-20 | Гаврилов Наум Беньяминович | Состав для защиты металлов от коррозии и отложений |
| RU2333234C1 (ru) * | 2007-02-20 | 2008-09-10 | ОАО "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. Академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Состав для кислотной обработки призабойной зоны терригенного пласта |
| WO2011086359A1 (en) * | 2010-01-15 | 2011-07-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Surfactants for reduction of water blocks and/or gas condensates and associated methods |
| RU2467163C1 (ru) * | 2011-04-01 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Способ технологической обработки ствола скважины, преимущественно пологой и горизонтальной, для удаления кольматирующих образований из призабойной зоны пласта |
| RU2468056C1 (ru) * | 2011-05-20 | 2012-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственное предприятие "БУРИНТЕХ" (ООО НПП "БУРИНТЕХ") | Добавка к буровому раствору на водной основе оптибур |
| EA021390B1 (ru) * | 2012-12-10 | 2015-06-30 | Владимир Витальевич Меркулов | Состав для обработки призабойных зон и защиты нефтепромыслового оборудования от сероводородной и углекислотной коррозии |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| РОГАЧЕВ М.К. и др. Исследование и разработка растворов поверхностно-активных веществ для заводнения низкопроницаемых полимиктовых коллекторов, НТХ Инженер-нефтяник, 2016, ном.1, с.49-53. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2717012C1 (ru) * | 2019-02-05 | 2020-03-17 | Акционерное общество "Самаранефтегаз" | Состав для обработки призабойной зоны нефтяного пласта |
| RU2728746C1 (ru) * | 2019-09-26 | 2020-07-30 | Общество с ограниченной ответственностью "Деловой центр" | Комплексный реагент для обеззараживания вод, закачиваемых в нефтеносные пласты |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Gogoi | Adsorption–desorption of surfactant for enhanced oil recovery | |
| CA2773069C (en) | Compositions and methods for controlling the stability of ethersulfate surfactants at elevated temperatures | |
| Zhao et al. | Development and evaluation of foaming agents for high salinity tolerance | |
| BR102013024720B1 (pt) | composição espumante com propriedades de modificação da capacidade umectante e inibidoras da corrosão para altas temperaturas e condições de salinidade ultra-elevada, e, uso de composições espumantes com propriedades de modificação da capacidade umectante e inibidoras da corrosão | |
| RU2655685C1 (ru) | Состав для вытеснения для закачки в глинизированный нефтяной пласт | |
| RU2690986C2 (ru) | Извлечение нефти с помощью поверхностно-активных веществ при использовании эфиров сульфоната и спирта и катионных поверхностно-активных веществ | |
| CN106433597A (zh) | 一种泡沫排水剂及制备方法和应用 | |
| RU2658686C2 (ru) | Способ обработки подземных нефтеносных пластов, содержащих карбонатные породы | |
| CN113943411A (zh) | 一种纳米材料及其制备方法和应用 | |
| RU2616923C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта терригенного коллектора с повышенной карбонатностью | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN112980420A (zh) | 一种降压增注剂及其制备方法 | |
| US20230108993A1 (en) | Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production | |
| RU2410406C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов и способ его приготовления | |
| BR112017026947B1 (pt) | Composição e método para recuperação aprimorada de óleo de depósito subterrâneo | |
| RU2668429C2 (ru) | Устойчивый при низких температурах пенообразующий состав для повышения нефтеотдачи | |
| RU2679029C1 (ru) | Состав для кислотной обработки прискважинной зоны пласта (варианты) | |
| RU2657918C1 (ru) | Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин | |
| US11873446B2 (en) | Injection of nonionic surfactants into wells for increased oil production | |
| RU2764968C1 (ru) | Композиция и способ для обработки нефтяных пластов | |
| US20190284466A1 (en) | Selection of optimal surfactant blends for waterflood enhancement | |
| RU2656293C1 (ru) | Кислотный состав для обработки призабойной зоны пласта | |
| Ladan | Nonionic Surfactant Performance in High-Temperature Eagle Ford Reservoir | |
| RU2798190C2 (ru) | Способ извлечения газа из подземного пласта | |
| RU2781207C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200530 |