RU2715407C1 - Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir - Google Patents
Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2715407C1 RU2715407C1 RU2019113239A RU2019113239A RU2715407C1 RU 2715407 C1 RU2715407 C1 RU 2715407C1 RU 2019113239 A RU2019113239 A RU 2019113239A RU 2019113239 A RU2019113239 A RU 2019113239A RU 2715407 C1 RU2715407 C1 RU 2715407C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- phosphoric acid
- reservoir
- carbonate
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/62—Compositions for forming crevices or fractures
- C09K8/72—Eroding chemicals, e.g. acids
- C09K8/74—Eroding chemicals, e.g. acids combined with additives added for specific purposes
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Lubricants (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для интенсификации разработки и повышения нефтеотдачи карбонатных коллекторов с различной проницаемостью, насыщенных высоковязкой нефтью, в том числе при паротепловом воздействии.The invention relates to the oil industry and can be used to intensify the development and enhance oil recovery of carbonate reservoirs with different permeability, saturated with high viscosity oil, including steam and thermal exposure.
Известны составы для обработки призабойной зоны карбонатного коллектора на основе соляной кислоты (RU, пат. 2100587, Е21В 43/27, 1997; пат. 2106487, Е21В 43/27, 1998; пат. 2204708, Е21В 43/27, 2003; пат. 2280154, Е21В 43/27, 2006; пат. 2295635, Е21В 43/22, 2007; пат. 2307149, С09К 8/74, 2007, пат. 2545582, С09К 8/74, Е21В 43/27, 2014), содержащие поверхностно-активные вещества. Данные составы не обеспечивают требуемую глубину обработки призабойной зоны скважины вследствие высокой скорости растворения породы.Known compositions for treating the bottom-hole zone of a carbonate reservoir based on hydrochloric acid (RU, US Pat. 2100587, ЕВВ 43/27, 1997; Pat. 2106487, ЕВВ 43/27, 1998; Pat. 2204708, ЕВВ 43/27, 2003; Pat. 2280154, ЕВВ 43/27, 2006; Pat. 2295635, Е21В 43/22, 2007; Pat. 2307149, С09К 8/74, 2007, Pat. 2545582, С09К 8/74, Е21В 43/27, 2014), containing surface -active substances. These compositions do not provide the required depth of treatment of the bottomhole zone of the well due to the high dissolution rate of the rock.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для кислотной обработки призабойной зоны нагнетательных и добывающих скважин, включающий соляную кислоту 7-10 % мас., поверхностно-активное вещество (ПАВ) 0.1-3.0 % мас., растворитель 10-45 % мас. и ортофосфорную кислоту 4-14 % мас. (RU, пат. 2293101, Е21В 43/27, 2007). Состав позволяет повысить эффективность процесса обработки призабойной зоны пласта с карбонатным коллектором за счет увеличения глубины проникновения кислотного состава в пласт, вследствие снижения скорости реагирования кислотного состава с породой, обладает пониженной коррозионной активностью в отношении конструкционной стали. Однако скорость реагирования состава с карбонатной породой значительна, к тому же состав имеет низкую нефтевытесняющую способность. При использовании состава в сочетании с тепловыми методами значительно повышается коррозионная активность в отношении конструкционной стали.Closest to the proposed composition is a composition for the acid treatment of the bottom-hole zone of injection and producing wells, including hydrochloric acid 7-10% wt., Surfactant 0.1-3.0% wt., Solvent 10-45% wt. and phosphoric acid 4-14% wt. (RU, pat. 2293101, ЕВВ 43/27, 2007). The composition allows to increase the efficiency of the processing of the bottom-hole zone of a formation with a carbonate reservoir by increasing the depth of penetration of the acid composition into the formation, due to a decrease in the rate of reaction of the acid composition with the rock, has a reduced corrosion activity with respect to structural steel. However, the reaction rate of the composition with carbonate rock is significant, in addition, the composition has a low oil displacement ability. When using the composition in combination with thermal methods, corrosion activity with respect to structural steel is significantly increased.
Задачей изобретения является создание вытесняющего состава на основе ПАВ, позволяющего повысить эффективность нефтевытеснения за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижения вязкости нефти и снижения скорости реакции состава с карбонатной породой для условий месторождений высоковязких нефтей с карбонатным коллектором при естественном режиме разработки, а также при высокой пластовой температуре или при тепловых методах воздействия.The objective of the invention is to create a displacement composition based on a surfactant, which allows to increase the efficiency of oil displacement by increasing the permeability of the carbonate reservoir of the formation, reducing the viscosity of the oil and reducing the reaction rate of the composition with carbonate rock for the conditions of high-viscosity oil fields with a carbonate reservoir in the natural mode of development, as well as at high reservoir temperature or with thermal methods of exposure.
Технический результат заключается в увеличении проницаемости карбонатного коллектора пласта, снижении вязкости нефти и снижении скорости реакции состава с карбонатной породой.The technical result consists in increasing the permeability of the carbonate reservoir of the reservoir, reducing the viscosity of the oil and reducing the reaction rate of the composition with carbonate rock.
Технический результат достигается тем, что состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором, содержащий поверхностно-активное вещество (ПАВ) и фосфорную кислоту, дополнительно содержит карбамид и глицерин при следующем соотношении компонентов, % мас.:The technical result is achieved by the fact that the composition for intensifying the development of low-productivity deposits of high viscosity oil with a carbonate reservoir containing a surfactant and phosphoric acid, additionally contains urea and glycerin in the following ratio, wt.%:
Состав содержит или комплексный ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната) в соотношении 2:1.The composition contains either a complex surfactant Neftenol VVD, or a mixture of nonionic (AF 9-12, or NP-40, or NP-50) and anionic surfactant (volgonate) in a 2: 1 ratio.
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 С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 12.Neonol AF 9-12 is produced by OAO Nizhnekamskneftekhim, Nizhnekamsk, according to TU 2483-077-0576801-98, is a clear oily liquid from colorless to light yellow in color. Neonol AF 9-12 - ethoxylated isononylphenol based on propylene trimers, the chemical formula 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.
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 %).The complex surfactant Neftenol VVD is manufactured by Khimeko-Gang CJSC, Moscow, according to TU 2483-015-17197708-97, is a mobile brown liquid. Neftenol VVD brand ZT - partially sulfonated neonol AF 9-12 - a mixture of neonol AF 9-12 and ACAS - its sulfoethoxylate (29-35%) with ethylene glycol (25-30%).
NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой гранулы белого цвета.NP-40 and NP-50 - ethoxylated isononylphenols with a degree of hydroxyethylation of 40 and 50, respectively, produced by China, are white granules.
Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), 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-С18, полученного из н-парафинов.Volgonate alkyl sulfonate (Volgograd Khimprom OJSC), TU 2481-308-05763458-2001, is a paste of uniform 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.
Фосфорная кислота выпускается по ГОСТ 6552-80, 85%-ный водный раствор представляет собой сиропообразную жидкость без запаха. Химическая формула Н3РО4.Phosphoric acid is produced according to GOST 6552-80, an 85% aqueous solution is an odorless syrupy liquid. The chemical formula of H 3 PO 4 .
Карбамид выпускается по ГОСТ 2081-2010, представляет собой гранулы белого цвета, хорошо растворимые в воде. Химическая формула - CO(NH2)2.Urea is produced according to GOST 2081-2010, is a white granule, readily soluble in water. The chemical formula is CO (NH 2 ) 2 .
Для приготовления составов можно использовать глицерин дистиллированный и глицерин технический. Глицерин дистиллированный выпускается по ГОСТ 6259-75, представляет собой густую, бесцветную, прозрачную гигроскопическую жидкость, смешивается с водой в любых соотношениях. Химическая формула С3Н5(ОН)3. Глицерин технический - отход получения биотоплив с содержанием глицерина 80÷96% мас.For the preparation of compositions, distilled glycerin and technical glycerin can be used. Distilled glycerin is produced according to GOST 6259-75, is a thick, colorless, transparent hygroscopic liquid, is mixed with water in any ratio. The chemical formula is C 3 H 5 (OH) 3 . Technical glycerin - a biofuel production waste with a glycerol content of 80 ÷ 96% wt.
За счет донорно-акцепторного взаимодействия фосфорной кислоты с глицерином образуется комплексная глицеринфосфорная кислота, намного более сильная, чем исходная фосфорная кислота. Приведена схема образования комплексной глицеринфосфорной кислоты, которая в зависимости от расположения фосфорной кислоты в молекуле глицерина может существовать в двух формах - α- или β-форме.Due to the donor – acceptor interaction of phosphoric acid with glycerol, complex glycerol phosphoric acid is formed, which is much stronger than the initial phosphoric acid. The scheme of the formation of complex glycerolphosphoric acid is given, which, depending on the location of phosphoric acid in the glycerol molecule, can exist in two forms - the α- or β-form.
Атом кислорода гидроксильной группы в молекуле глицерина - донор, отдает свою неподеленную электронную пару на свободную орбиталь акцептора - атома фосфора в молекуле фосфорной кислоты кислоты. В результате из одной молекулы фосфорной кислоты и одной молекулы глицерина образуется молекула координационного соединения - глицеринфосфорной кислоты, в α- или β-форме, гораздо более сильная, чем фосфорная кислота (у α-глицеринфосфорной кислоты рК = 1.40 и 6.44, у β-глицеринфосфорной кислоты рК = 1.37 и 6.34, в то время как у фосфорной кислоты рК = 2.12 и 7.21).The oxygen atom of the hydroxyl group in the glycerol molecule, the donor, donates its lone electron pair to the free orbital of the acceptor, the phosphorus atom in the acid phosphoric acid molecule. As a result, from one molecule of phosphoric acid and one molecule of glycerol, a molecule of the coordination compound is formed - glycerolphosphoric acid, in the α- or β-form, much stronger than phosphoric acid (for α-glycerolphosphoric acid pK = 1.40 and 6.44, for β-glycerolphosphoric acids pK = 1.37 and 6.34, while for phosphoric acid pK = 2.12 and 7.21).
Донорно-акцепторное взаимодействие протекает в среде водного раствора полиола (многоатомного спирта) - глицерина. Такой раствор является координирующим растворителем, полиол в нем - основание Льюиса, донор электронной пары. Растворенная в координирующем растворителе кислота Льюиса - фосфорная кислота является акцептором электронной пары донора. Химическая связь по типу донор - акцептор обладает свойствами поляризованной ковалентной связи и называется координационной или дативной связью. Взаимодействие донора и акцептора приводит к образованию молекулярного комплекса донор - акцептор, называемого координационным соединением или аддуктом. Комплекс является намного более сильной кислотой, чем исходная кислота Льюиса. Донорно-акцепторное взаимодействие позволяет усилить кислотность нефтевытесняющих композиций и увеличить продолжительность их действия в пласте за счет повышения буферной емкости и расширения диапазона буферного действия в кислой области рН.Donor-acceptor interaction proceeds in the medium of an aqueous solution of a polyol (polyhydric alcohol) - glycerol. Such a solution is a coordinating solvent, the polyol in it is a Lewis base, an electron pair donor. Lewis acid - phosphoric acid dissolved in a coordinating solvent - is an acceptor of the electron pair of the donor. A donor – acceptor type chemical bond has the properties of a polarized covalent bond and is called a coordination or native bond. The interaction of the donor and the acceptor leads to the formation of a molecular complex of the donor - acceptor, called the coordination compound or adduct. The complex is a much stronger acid than the original Lewis acid. Donor-acceptor interaction can enhance the acidity of oil-displacing compositions and increase the duration of their action in the reservoir by increasing the buffer capacity and expanding the range of buffer action in the acidic pH region.
В предлагаемом составе образующаяся глицеринфосфорная кислота позволяет составу пролонгировано реагировать с карбонатной породой пласта и увеличивать проницаемость коллектора. К тому же образование комплексного соединения позволяет регулировать физико-химические и кислотно-основные равновесия в растворах состава, влияющие на эффективность действия ПАВ, фиг. 1. Соли глицеринфосфорной кислоты хорошо растворяются в воде, поэтому глицеринфосфорная кислота не дает осадков с пластовыми водами, содержащими соли кальция и магния, не кольматирует коллектор.In the proposed composition, the resulting glycerolphosphoric acid allows the composition to react prolongedly with the carbonate rock of the formation and increase the permeability of the reservoir. In addition, the formation of a complex compound allows you to adjust the physico-chemical and acid-base equilibria in the solutions of the composition, affecting the effectiveness of the surfactant, FIG. 1. Salts of glycerolphosphoric acid are well soluble in water, therefore glycerolphosphoric acid does not precipitate with produced water containing calcium and magnesium salts, does not clog the collector.
Введение карбамида в предлагаемый состав позволяет улучшить совместимость ПАВ с минерализованными пластовыми водами и увеличить плотность растворов. Варьируя концентрации глицерина и карбамида, можно получить растворы состава с заданной плотностью и вязкостью (фиг. 2), совместимые с минерализованными пластовыми водами, имеющие высокую нефтевытесняющую способность применительно к различным геолого-физическим условиям месторождений тяжелых нефтей, в том числе при тепловом воздействии (горячая вода, пар), где температура может варьировать в области 50-200°С.The introduction of urea in the proposed composition can improve the compatibility of surfactants with mineralized formation water and increase the density of solutions. By varying the concentrations of glycerol and urea, it is possible to obtain solutions of the composition with a given density and viscosity (Fig. 2), compatible with mineralized formation waters, having a high oil-displacing ability in relation to various geological and physical conditions of heavy oil fields, including when exposed to heat (hot water, steam), where the temperature can vary in the range of 50-200 ° C.
В пластовых условиях в результате взаимодействия с карбонатным коллектором рН раствора предлагаемого состава повышается и образуется нефтевытесняющая композиция, имеющая комплекс коллоидно-химических свойств, оптимальных для целей нефтевытеснения. Затем при тепловом воздействии (горячая вода, пар) карбамид, входящий в предлагаемый состав, непосредственно в пласте гидролизуется с образованием аммиака и СО2, который лучше растворяется в нефти, чем в воде, при этом вязкость нефти снижается. Аммиак реагирует с комплексной кислотой, нейтрализуя кислотные группы, рН значительно возрастает, раствор предлагаемого состава химически эволюционирует, превращаясь в щелочную нефтевытесняющую композицию с высокой буферной емкостью в щелочной области рН, обеспечивающую эффективное нефтевытеснение и пролонгированное воздействие на пласт.Under reservoir conditions, as a result of interaction with a carbonate reservoir, the pH of the solution of the proposed composition rises and an oil-displacing composition is formed having a complex of colloid-chemical properties that are optimal for oil displacement. Then, when exposed to heat (hot water, steam), the urea included in the proposed composition is hydrolyzed directly in the formation with the formation of ammonia and CO 2 , which dissolves better in oil than in water, while the viscosity of the oil decreases. Ammonia reacts with the complex acid to neutralize the acid groups, the pH increases significantly, the solution of the proposed composition chemically evolves, turning into an alkaline oil-displacing composition with a high buffer capacity in the alkaline pH region, which provides effective oil displacement and prolonged action on the formation.
Физико-химические свойства предлагаемого состава с различными соотношениями компонентов приведены в таблице 1. Плотность растворов определяли пикнометрическим методом, вязкость - с помощью вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком. Значения рН растворов композиции определяли потенциометрическим методом с применением стеклянного электрода с использованием микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments.The physicochemical properties of the proposed composition with different component ratios are shown in Table 1. The density of the solutions was determined by the pycnometric method, and the viscosity was determined using a Reokinetics vibration viscometer with a tuning fork sensor. The pH values of the solutions of the composition were determined by the potentiometric method using a glass electrode using a microprocessor laboratory pH meter manufactured by HANNA Instruments.
Исследование реологических свойств растворов предлагаемого состава методом ротационной вискозиметрии с использованием Реометра HAAKE Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС25 DIN/Ti). При различных скоростях сдвига от (1 до 1200 с-1) получены реологические кривые течения растворов, определены значения вязкостей. Исследования реологических свойств растворов предлагаемого состава проводили до и после взаимодействия с породой коллектора при 23°С в течение 26 суток. Растворы предлагаемого состава до и после взаимодействия с карбонатным коллектором являются классическими ньютоновскими жидкостями, то есть зависимость напряжения сдвига от скорости сдвига имеет линейный характер и значения вязкости растворов состава не зависят от скорости сдвига, что способствует выравниванию профиля вытеснения нефти из неоднородной по проницаемости среды, более эффективному нефтевытеснению в пластовых условиях. На фиг. 3 приведены результаты исследования реологических свойств растворов предлагаемого состава.The study of the rheological properties of the solutions of the proposed composition by rotational viscometry using the HAAKE Viscotester iQ Rheometer (measuring system of coaxial cylinders CC25 DIN / Ti). At various shear rates from (1 to 1200 s -1 ), rheological flow curves of the solutions were obtained, and viscosity values were determined. Studies of the rheological properties of the solutions of the proposed composition were carried out before and after interaction with the reservoir rock at 23 ° C for 26 days. The solutions of the proposed composition before and after interaction with the carbonate reservoir are classical Newtonian fluids, that is, the shear stress dependence on the shear rate is linear and the viscosity of the composition solutions are independent of the shear rate, which contributes to the alignment of the profile of oil displacement from an inhomogeneous medium, more effective oil displacement in reservoir conditions. In FIG. 3 shows the results of a study of the rheological properties of solutions of the proposed composition.
Предлагаемый состав, содержащий сильную глицеринфосфорную кислоту, взаимодействует с карбонатной породой, увеличивая ее проницаемость, что так же способствует нефтевытеснению. Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к карбонатным породам определяли по скорости реакции растворов с мрамором гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков мрамора, помещали их в стеклянные ячейки, заливали раствором и выдерживали при комнатной температуре 20-23°С в течение 24 часов. Затем после опыта куски мрамора промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции состава с мрамором рассчитывали по формуле:The proposed composition containing strong glycerolphosphoric acid interacts with the carbonate rock, increasing its permeability, which also contributes to oil displacement. The solvent capacity of the proposed composition in relation to carbonate rocks was determined by the reaction rate of solutions with marble by gravimetric method. The mass and surface area of the pieces of marble were determined, placed in glass cells, poured with a solution and kept at room temperature 20-23 ° C for 24 hours. Then, after the experiment, pieces of marble were washed and weighed after drying. Assessment of the reaction rate of the composition with marble was calculated by the formula:
Vp = (m0-m)/(S⋅τ),V p = (m 0 -m) / (S⋅τ),
где Vp - скорость реакции, г/(м2⋅ч);where V p is the reaction rate, g / (m 2 ⋅ h);
m0 - масса куска мрамора до проведения опыта, г;m 0 is the mass of a piece of marble before the experiment, g;
m - масса куска мрамора после проведения опыта, г;m is the mass of a piece of marble after the experiment, g;
S - площадь куска, м2;S is the area of the piece, m 2 ;
τ - время опыта, ч.τ is the experiment time, h
Известно, что глубина проникновения состава в пласт определяется скоростью реагирования его с карбонатным коллектором. В растворах предлагаемого состава в зависимости от соотношения компонентов скорость растворения мрамора при 20-23°С составляет 4.9-43.0 г/(м2⋅ч), в растворе прототипа - 603.0 г/(м2⋅ч). При использовании предлагаемого состава скорость растворения карбонатного коллектора снижается в 14-120 раз, что способствует увеличению глубины проникновения состава в пласт. Результаты испытаний растворяющей способности состава и значения рН растворов до и после взаимодействия предлагаемого состава с карбонатным коллектором приведены в таблице 2 и на фиг. 4. В зависимости от концентрации компонентов состава можно подобрать состав, способный с оптимальной скоростью изменять проницаемость карбонатного коллектора.It is known that the penetration depth of the composition into the formation is determined by the rate of its reaction with the carbonate reservoir. In solutions of the proposed composition, depending on the ratio of the components, the dissolution rate of marble at 20-23 ° C is 4.9-43.0 g / (m 2 ⋅ h), in the solution of the prototype - 603.0 g / (m 2 ⋅ h). When using the proposed composition, the dissolution rate of the carbonate reservoir decreases by 14-120 times, which increases the depth of penetration of the composition into the reservoir. The test results of the solvent capacity of the composition and the pH of the solutions before and after the interaction of the proposed composition with a carbonate reservoir are shown in table 2 and in FIG. 4. Depending on the concentration of the components of the composition, it is possible to select a composition capable of changing the permeability of the carbonate reservoir with an optimal rate.
Кроме того, оценку растворяющей способности предлагаемого состава проводили в лабораторных условиях по динамике растворения мрамора, выдержанного в растворах предлагаемого состава.In addition, the assessment of the dissolving power of the proposed composition was carried out in laboratory conditions on the dynamics of the dissolution of marble aged in solutions of the proposed composition.
Динамику растворения мрамора определяли гравиметрическим методом при исследовании потери массы образцов мрамора, помещенных в растворы на 20-25 суток при температуре 23°С, фиг. 5. Потери при растворении мрамора в предлагаемом составе в зависимости от соотношений компонентов через 3 суток составляют минимально 4.2% и максимально 35%. В составе прототипе уже через 3 часа растворение мрамора составляет 76.4%, то есть предлагаемый состав по сравнению с прототипом в пластовых условиях будет оказывать пролонгированное воздействие на пласт.The dynamics of marble dissolution was determined by the gravimetric method when studying the weight loss of marble samples placed in solutions for 20-25 days at a temperature of 23 ° C, FIG. 5. Losses during the dissolution of marble in the proposed composition, depending on the ratio of the components after 3 days, are at least 4.2% and a maximum of 35%. In the composition of the prototype, after 3 hours, the dissolution of marble is 76.4%, that is, the proposed composition in comparison with the prototype in reservoir conditions will have a prolonged effect on the formation.
Коррозионные испытания проводили на образцах пластин стали марки Ст3. Пластины выдерживали при температурах 23, 50 и 90°С в течение 24 часов. Скорость коррозии определяли по формуле:Corrosion tests were carried out on samples of St3 steel plates. The plates were held at temperatures of 23, 50 and 90 ° C for 24 hours. The corrosion rate was determined by the formula:
Vк = (m0-m)/(S⋅τ),V k = (m 0 -m) / (S⋅τ),
где Vк - скорость коррозии, г/(м2⋅ч);where V to - corrosion rate, g / (m 2 ⋅ h);
m0; m - масса пластины до и после проведения опыта, г;m 0 ; m is the mass of the plate before and after the experiment, g;
S - площадь пластины, м2;S is the area of the plate, m 2 ;
τ - время опыта, ч.τ is the experiment time, h
При температуре 23°С известный и предлагаемый составы обладают одинаковой коррозионной активностью, скорость коррозии составляет 0.26-0.7 г/(м2⋅ч), при увеличении температуры испытаний до 50°С скорость коррозии для предлагаемого состава по сравнению с прототипом ниже в 1.3-4.5 раза. При температуре 90°С скорость коррозии для предлагаемого состава по сравнению с известным ниже в 4.6-400 раз, таблица 3.At a temperature of 23 ° C, the known and proposed compositions have the same corrosion activity, the corrosion rate is 0.26-0.7 g / (m 2 ⋅ h), with an increase in the test temperature to 50 ° C, the corrosion rate for the proposed composition is lower than 1.3- 4.5 times. At a temperature of 90 ° C, the corrosion rate for the proposed composition in comparison with the known below 4.6-400 times, table 3.
Приводим примеры конкретных составов.We give examples of specific formulations.
Пример 1. Прототип. К 510.0 г пресной воды добавляют 20.0 г неонола АФ 9-12, 70.0 г соляной кислоты, 150.0 г ортофосфорной кислоты и 250.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 7.0% мас. соляной кислоты, 15.0% мас. ортофосфорной кислоты, 25.0% мас. глицерина, 2.0% мас. неонола АФ 9-12 и 51.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице 1.Example 1. The prototype. To 510.0 g of fresh water, 20.0 g of neonol AF 9-12, 70.0 g of hydrochloric acid, 150.0 g of phosphoric acid and 250.0 g of glycerol are added. After thorough mixing, get 1000.0 g of a composition containing 7.0% wt. hydrochloric acid, 15.0% wt. phosphoric acid, 25.0% wt. glycerol, 2.0% wt. neonol AF 9-12 and 51.0% wt. water. The research results of the physico-chemical properties of the composition are shown in table 1.
Пример 2. К 635.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ (NP-40), 5.0 г АПАВ (волгонат), 50.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ (NP-40), 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 5.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 63.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2.Example 2. To 635.0 g of fresh water, add 10.0 g of nonionic surfactants (NP-40), 5.0 g of ACAS (volgonate), 50.0 g of phosphoric acid, 100.0 g of urea and 200.0 g of glycerol. After thorough mixing, get 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactants (NP-40), 0.5% wt. APAW (volgonate), 5.0% wt. phosphoric acid, 10.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerol and 63.5% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and the solvent capacity of the composition with respect to the carbonate reservoir are shown in tables 1, 2.
Пример 3. К 725.0 г пресной воды добавляют 10.0 г НПАВ (NP-50), 5.0 г АПАВ (волгонат), 10.0 г фосфорной кислоты, 50.0 г карбамида и 200.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ (NP-50), 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 1.0% мас. фосфорной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 72.5% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности по отношению к карбонатному коллектору приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.Example 3. To 725.0 g of fresh water, add 10.0 g of nonionic surfactants (NP-50), 5.0 g of surfactants (volgonate), 10.0 g of phosphoric acid, 50.0 g of urea and 200.0 g of glycerol. After thorough mixing, get 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactants (NP-50), 0.5% wt. APAW (volgonate), 1.0% wt. phosphoric acid, 5.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerol and 72.5% wt. water. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and dissolving ability with respect to the carbonate reservoir are shown in Tables 1, 2. Corrosion activity studies with respect to structural steel at various temperatures are carried out, table 3.
Пример 4. 10.0 г НПАВ неонола АФ 9-12, 5.0 г АПАВ (волгонат), 10.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 200.0 г глицерина добавляют к 675.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. НПАВ неонола АФ 9-12, 0.5% мас. АПАВ (волгонат), 1.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 20.0% мас. глицерина и 67.5% мас. воды. Проводят исследования физико-химических свойств и растворяющей способности предлагаемого состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.Example 4. 10.0 g of nonionic surfactants neonol AF 9-12, 5.0 g of ACAS (volgonate), 10.0 g of phosphoric acid, 100.0 g of urea and 200.0 g of glycerol are added to 675.0 g of fresh water. After thorough mixing, get 1000.0 g of a composition containing 1.0% wt. Nonionic surfactants neonol AF 9-12, 0.5% wt. APAW (volgonate), 1.0% wt. phosphoric acid, 10.0% wt. urea, 20.0% wt. glycerol and 67.5% wt. water. Studies of the physicochemical properties and dissolving power of the proposed composition in relation to the carbonate reservoir are carried out. The research results are shown in tables 1, 2. Conduct studies of corrosion activity in relation to structural steel at various temperatures, table 3.
Пример 5. К 820.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г фосфорной кислоты, 50.0 г карбамида и 100.0 г глицерина. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% Нефтенола ВВД, 1.0% мас. фосфорной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 82.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.Example 5. To 820.0 g of fresh water add 20.0 g of Neftenol VVD, 10.0 g of phosphoric acid, 50.0 g of urea and 100.0 g of glycerol. After thorough mixing get 1000.0 g of a composition containing 2.0% Neftenol VVD, 1.0% wt. phosphoric acid, 5.0% wt. carbamide, 10.0% wt. glycerol and 82.0% wt. water. Studies are carried out on the solvent capacity of the composition with respect to the carbonate reservoir. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solvent capacity are shown in tables 1, 2. Corrosion activity studies are carried out with respect to structural steel at various temperatures, table 3.
Пример 6. 20.0 г Нефтенола ВВД, 10.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 100.0 г глицерина добавляют к 770.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% Нефтенола ВВД, 1.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 10.0% мас. глицерина и 77.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2. Проводят исследования коррозионной активности по отношению к конструкционной стали при различных температурах, таблица 3.Example 6. 20.0 g of Neftenol VVD, 10.0 g of phosphoric acid, 100.0 g of urea and 100.0 g of glycerol are added to 770.0 g of fresh water. After thorough mixing get 1000.0 g of a composition containing 2.0% Neftenol VVD, 1.0% wt. phosphoric acid, 10.0% wt. carbamide, 10.0% wt. glycerol and 77.0% wt. water. Studies are carried out on the solvent capacity of the composition with respect to the carbonate reservoir. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solvent capacity are shown in tables 1, 2. Corrosion activity studies are carried out with respect to structural steel at various temperatures, table 3.
Пример 7. 10.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г фосфорной кислоты, 100.0 г карбамида и 500.0 г глицерина добавляют к 290.0 г пресной воды После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% Нефтенола ВВД, 10.0% мас. фосфорной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина и 29.0% мас. воды. Проводят исследования растворяющей способности состава по отношению к карбонатному коллектору. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности приведены в таблицах 1, 2.Example 7. 10.0 g of Neftenol VVD, 100.0 g of phosphoric acid, 100.0 g of urea and 500.0 g of glycerol are added to 290.0 g of fresh water. After thorough mixing, 1000.0 g of a composition containing 1.0% Neftenol VVD, 10.0% wt. phosphoric acid, 10.0% wt. carbamide, 50.0% wt. glycerol and 29.0% wt. water. Studies are carried out on the solvent capacity of the composition with respect to the carbonate reservoir. The results of studies of the physicochemical properties of the composition and solvent capacity are shown in tables 1, 2.
Растворы предлагаемого состава для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором - подвижные прозрачные светлые жидкости, без осадка. Межфазное натяжение растворов на границе с нефтью Усинского месторождения ниже 0.11-0.23 мН/м.The solutions of the proposed composition for intensifying the development of low-productivity deposits of high-viscosity oil with a carbonate reservoir - mobile transparent clear liquids, without sediment. The interfacial tension of the solutions at the border with the oil of the Usinsky field is below 0.11-0.23 mN / m.
Образующийся в пласте за счет гидролиза карбамида и нейтрализации карбонатной породы углекислый газ вызывает снижение вязкости нефти, что приводит к благоприятному изменению соотношения подвижностей нефти и водной фазы и дополнительному нефтевытеснению. Эффективность предлагаемого состава определяли по изменению реологических свойств нефти до и после взаимодействия с составом прототипом и предлагаемым составом. Изменения реологических свойств нефти Усинского месторождения приведены на фиг. 5, 6.Carbon dioxide formed in the reservoir due to the hydrolysis of urea and neutralization of the carbonate rock causes a decrease in the viscosity of the oil, which leads to a favorable change in the ratio of the mobilities of the oil and the aqueous phase and additional oil displacement. The effectiveness of the proposed composition was determined by changing the rheological properties of oil before and after interaction with the composition of the prototype and the proposed composition. Changes in the rheological properties of the Usinsky field oil are shown in FIG. 5, 6.
Моделируя область паротеплового воздействия, нефть Усинского месторождения термостатировали при 150°С в течение 24 часов с составом прототипа и предлагаемым составом. Термостатирование нефти с составами проводили следующим образом. В герметично закрывающуюся ячейку, выполненную из легированной стали, помещали системы: «нефть - состав» в соотношении 2:1 и ставили в воздушный термостат при 150°С. Через 24 часа ячейку вынимали из термостата и охлаждали. Затем исследовали реологические свойства нефти Усинского месторождения до и после термообработки методами вибрационной и ротационной вискозиметрии с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком и Реометра HAAKE Viscotester iQ (измерительная система коаксиальных цилиндров СС16 DIN/Ti).Modeling the area of steam and heat exposure, the oil of the Usinsky field was thermostated at 150 ° C for 24 hours with the composition of the prototype and the proposed composition. Thermostating of oil with the compositions was carried out as follows. In a hermetically sealed cell made of alloy steel, the following systems were placed: “oil - composition” in a ratio of 2: 1 and placed in an air thermostat at 150 ° C. After 24 hours, the cell was removed from the thermostat and cooled. Then, the rheological properties of the Usinskoye oil were studied before and after heat treatment using vibration and rotational viscometry methods using a Reokinetics vibration viscometer with a tuning fork and a HAAKE Viscotester iQ Rheometer (CC16 DIN / Ti coaxial cylinder measuring system).
Методом вибрационной вискозиметрии исследовали зависимость вязкости исходной нефти и нефти после термостатирования с известным и предлагаемым составом от температуры в процессе нагревания от 20 до 80-90°С.The method of vibrational viscometry investigated the dependence of the viscosity of the original oil and oil after temperature control with a known and proposed composition on temperature during heating from 20 to 80-90 ° C.
Исследование проводили следующим образом:The study was carried out as follows:
- в термостатируемую ячейку помещали 5 см3 нефти;- 5 cm 3 of oil were placed in a thermostatically controlled cell;
- зонд камертонного датчика опускали в нефть и включали термостат;- the tuning fork probe was lowered into the oil and the thermostat was turned on;
- фиксировали значения вязкости через каждые 10 градусов, предварительно выдержав при этой температуре 10 минут.- fixed viscosity values every 10 degrees, having previously stood at this temperature for 10 minutes.
Измерения проводили при атмосферном давлении в открытых термостатируемых ячейках. В качестве калибровочной жидкости использовали дистиллированную воду.The measurements were carried out at atmospheric pressure in open thermostatically controlled cells. Distilled water was used as a calibration fluid.
После термостатирования с составом прототипом вязкость нефти снижается на 7.6%, после термостатирования с предлагаемым составом вязкость нефти снижается в 2.7 раза, фиг. 6.After thermostating with the composition of the prototype, the oil viscosity decreases by 7.6%, after thermostating with the proposed composition, the oil viscosity decreases by 2.7 times, FIG. 6.
На фиг. 7 приведены результаты исследований реологических свойств нефти Усинского месторождения методом ротационной вискозиметрии. При различных скоростях сдвига от 1 до 500 с-1 и температуре 20°С получены полные реологические кривые течения нефти до и после термостатирования при 150°С с составом прототипом и предлагаемым составом, определены значения вязкостей. Вязкость нефти после взаимодействия с предлагаемым составом ниже, чем с составом прототипом. Кроме того, исходная нефть и нефть после термостатирования с составом прототипом представляют собой коллоидно-дисперсную систему с заметно выраженными неньютоновскими свойствами, после термостатирования с предлагаемым составом нефть становится классической ньютоновской жидкостью, что приводит к повышению эффективности нефтевытеснения предлагаемым составом.In FIG. 7 shows the results of studies of the rheological properties of oil of the Usinsky field by the method of rotational viscometry. At various shear rates from 1 to 500 s -1 and a temperature of 20 ° C, complete rheological curves of the oil flow were obtained before and after thermostating at 150 ° C with the composition of the prototype and the proposed composition, the viscosity values were determined. The viscosity of the oil after interaction with the proposed composition is lower than with the composition of the prototype. In addition, the initial oil and oil after temperature control with the composition of the prototype are a colloidal dispersed system with pronounced non-Newtonian properties, after temperature control with the proposed composition, the oil becomes a classic Newtonian liquid, which increases the efficiency of oil displacement of the proposed composition.
Таким образом, предлагаемый состав оказывает комплексное воздействие на залежи высоковязких нефтей с карбонатным коллектором, что позволяет повысить эффективность нефтевытеснения за счет увеличения проницаемости карбонатного коллектора пласта вследствие снижения скорости реакции состава с карбонатной породой в 14-120 раз. Это способствует увеличению глубины проникновения состава в пласт. Предлагаемые составы способны образовывать непосредственно в пласте под влиянием термобарических пластовых условий, а также в результате взаимодействия с породой коллектора и пластовыми флюидами эффективные нефтевытесняющие жидкости для интенсификации добычи и увеличения нефтеотдачи месторождений высоковязких нефтей, способные снижать вязкость нефти в 2-2.7 раза.Thus, the proposed composition has a complex effect on the deposits of high viscosity oils with a carbonate reservoir, which allows to increase the efficiency of oil displacement by increasing the permeability of the carbonate reservoir of the reservoir due to a decrease in the reaction rate of the composition with carbonate rock by 14-120 times. This helps to increase the depth of penetration of the composition into the reservoir. The proposed compositions are capable of forming directly in the reservoir under the influence of thermobaric reservoir conditions, as well as as a result of interaction with the reservoir rock and reservoir fluids, effective oil-displacing liquids to intensify production and increase oil recovery of high-viscosity oil fields, capable of reducing oil viscosity by 2-2.7 times.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113239A RU2715407C1 (en) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019113239A RU2715407C1 (en) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2715407C1 true RU2715407C1 (en) | 2020-02-27 |
Family
ID=69630890
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019113239A RU2715407C1 (en) | 2019-04-29 | 2019-04-29 | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2715407C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781207C1 (en) * | 2021-08-10 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2293101C1 (en) * | 2005-11-02 | 2007-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation |
| RU2476475C2 (en) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Acidic aqueous solution containing chelating agent and use thereof |
| 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) |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
| RU2627802C1 (en) * | 2016-09-21 | 2017-08-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
-
2019
- 2019-04-29 RU RU2019113239A patent/RU2715407C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2293101C1 (en) * | 2005-11-02 | 2007-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Нефтегеотехнология" | Formulation for treating critical area of carbonate reservoir and a method of acid treatment of critical area of formation |
| RU2476475C2 (en) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Acidic aqueous solution containing chelating agent and use thereof |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
| 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) |
| RU2627802C1 (en) * | 2016-09-21 | 2017-08-11 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2781207C1 (en) * | 2021-08-10 | 2022-10-07 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for increasing the petroleum recovery of formations (variants) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1145536A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations | |
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| US4702319A (en) | Enhanced oil recovery with hydrophobically associating polymers containing sulfonate functionality | |
| US3943160A (en) | Heat-stable calcium-compatible waterflood surfactant | |
| US4457373A (en) | Process for oil recovery from subterranean deposits by emulsion flooding | |
| US4266610A (en) | Sulfonate-cosurfactant mixtures for use in hard brines during oil recovery operations | |
| BR102013024720B1 (en) | foaming composition with wetting capacity modification and corrosion inhibiting properties for high temperatures and ultra-high salinity conditions, and use of foaming compositions with wetting capacity modification and corrosion inhibiting properties | |
| CN105802600B (en) | A kind of pressure reducing and injection increasing agent used for flooding well and preparation method | |
| CN109135709A (en) | A kind of viscosity reduction oil displacement agent and oil displacement system suitable for heavy crude reservoir | |
| RU2546700C1 (en) | Composition for increase of oil recovery of formations (versions) | |
| RU2689937C1 (en) | Dry acid composition for acid treatment of carbonate and terrigenous reservoirs and method of its use | |
| EP3162872A1 (en) | Internal olefin sulfonate composition and use thereof in enhanced oil recovery | |
| US4214999A (en) | Surfactant flooding oil recovery process | |
| RU2610958C1 (en) | Method of development of oil deposit | |
| CN112980420A (en) | Blood pressure reducing and injection increasing agent and preparation method thereof | |
| RU2715407C1 (en) | Composition for intensification of development of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| RU2627802C1 (en) | Composition for enhanced oil recovery | |
| CN112226226A (en) | Aniline compound and polyether surfactant composition and poly-surfactant oil displacement agent | |
| US20130081809A1 (en) | Process for producing mineral oil from an underground deposit | |
| RU2763498C1 (en) | Salt of monochloroacetic acid with a chelating agent for delayed acidification in the petroleum industry | |
| Altunina et al. | Surfactant-based compositions for enhanced oil recovery in arctic high-viscosity oil fields | |
| RU2733350C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations | |
| RU2689939C2 (en) | Composition for development intensification of low-yield high-viscosity oil deposits with carbonate reservoir | |
| RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
| RU2685516C1 (en) | Composition for increasing oil recovery of formations (versions) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201217 Effective date: 20201217 |