RU2781207C1 - Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) - Google Patents
Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2781207C1 RU2781207C1 RU2021124104A RU2021124104A RU2781207C1 RU 2781207 C1 RU2781207 C1 RU 2781207C1 RU 2021124104 A RU2021124104 A RU 2021124104A RU 2021124104 A RU2021124104 A RU 2021124104A RU 2781207 C1 RU2781207 C1 RU 2781207C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- surfactant
- water
- boric acid
- acid
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 134
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 22
- 238000004391 petroleum recovery Methods 0.000 title abstract 4
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 69
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 51
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N HF Chemical compound F KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 48
- KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N Boric acid Chemical compound OB(O)O KGBXLFKZBHKPEV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 42
- 239000004327 boric acid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 claims abstract description 37
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 35
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 30
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 25
- WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 2,2-bis(hydroxymethyl)propane-1,3-diol Chemical compound OCC(CO)(CO)CO WXZMFSXDPGVJKK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- KLRNMDPLGYEZCJ-AOWDYJTJSA-N (2S,3R)-butane-1,2,3,4-tetrol;(2R,3R,4R,5S)-hexane-1,2,3,4,5,6-hexol Chemical compound OC[C@H](O)[C@H](O)CO.OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO KLRNMDPLGYEZCJ-AOWDYJTJSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 8
- 229940057950 sodium laureth sulfate Drugs 0.000 claims description 5
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N sulfonic acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 27
- 229960000539 carbamide Drugs 0.000 abstract description 23
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 23
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 20
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 16
- 239000011734 sodium Substances 0.000 abstract description 7
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 6
- KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N sodium Chemical compound [Na] KEAYESYHFKHZAL-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 abstract description 3
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L sulfate Chemical compound [O-]S([O-])(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 2
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 abstract 2
- 238000005500 petroleum industry Methods 0.000 abstract 2
- SFNALCNOMXIBKG-UHFFFAOYSA-N ethylene glycol monododecyl ether Chemical compound CCCCCCCCCCCCOCCO SFNALCNOMXIBKG-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- AYFACLKQYVTXNS-UHFFFAOYSA-M sodium;tetradecane-1-sulfonate Chemical compound [Na+].CCCCCCCCCCCCCCS([O-])(=O)=O AYFACLKQYVTXNS-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 44
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 25
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 21
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 15
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 15
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 9
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 8
- 230000037230 mobility Effects 0.000 description 8
- FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N D-Glucitol Natural products OC[C@H](O)[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-FSIIMWSLSA-N 0.000 description 7
- FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N D-glucitol Chemical compound OC[C@H](O)[C@@H](O)[C@H](O)[C@H](O)CO FBPFZTCFMRRESA-JGWLITMVSA-N 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 7
- 239000000600 sorbitol Substances 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 5
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 3
- 239000000047 product Substances 0.000 description 3
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N Sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 2
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 description 2
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 229910052731 fluorine Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011737 fluorine Substances 0.000 description 2
- YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N fluorine atom Chemical compound [F] YCKRFDGAMUMZLT-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 2
- -1 hydroxyethyl groups Chemical group 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 229920001343 polytetrafluoroethylene Polymers 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 2-(7-methyloctyl)phenol Chemical class CC(C)CCCCCCC1=CC=CC=C1O UZVAZDQMPUOHKP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- GHNRTXCRBJQVGN-UHFFFAOYSA-N 4-dodecan-6-ylbenzenesulfonic acid Chemical compound CCCCCCC(CCCCC)C1=CC=C(S(O)(=O)=O)C=C1 GHNRTXCRBJQVGN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- LJRMFMQHZAVYNS-UHFFFAOYSA-N Bifluoride Chemical compound F[H][F-] LJRMFMQHZAVYNS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- UZABCLFSICXBCM-UHFFFAOYSA-M CCOOS([O-])(=O)=O Chemical class CCOOS([O-])(=O)=O UZABCLFSICXBCM-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N Silicic acid Chemical compound O[Si](O)(O)O RMAQACBXLXPBSY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating Effects 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 150000008052 alkyl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 150000001450 anions Chemical class 0.000 description 1
- 239000002551 biofuel Substances 0.000 description 1
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 1
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 description 1
- 150000001768 cations Chemical class 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M fluoride anion Chemical compound [F-] KRHYYFGTRYWZRS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000007522 mineralic acids Chemical class 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006011 modification reaction Methods 0.000 description 1
- 235000011837 pasties Nutrition 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 125000001997 phenyl group Chemical group [H]C1=C([H])C([H])=C(*)C([H])=C1[H] 0.000 description 1
- 159000000001 potassium salts Chemical class 0.000 description 1
- 238000004313 potentiometry Methods 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged Effects 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 235000012239 silicon dioxide Nutrition 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 235000019605 sweet taste sensations Nutrition 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи за счет кислотной обработки терригенных коллекторов с различной проницаемостью, в том числе насыщенных высоковязкой нефтью. Технический результат - повышение эффективности нефтевытеснения, увеличение проницаемости терригенного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при тепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по первому варианту содержит комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ волгоната, или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит и дополнительно плавиковую кислоту HF при следующем соотношении компонентов, мас.%: комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0; борная кислота 1,0-15,0; глицерин 5,0-80,0; сорбит или пентаэритрит 5,0-70,0; плавиковая кислота HF 1,0-6,0; вода остальное. Состав для повышения нефтеотдачи пластов по второму варианту содержит, мас.%: указанные выше комплексное ПАВ или смесь НПАВ и АПАВ 1,0-4,0; борную кислоту 1,0-15,0; карбамид 5,0-10,0; глицерин 5,0-80,0; сорбит или пентаэритрит 5,0-70,0; плавиковую кислоту HF 1,0-6,0; воду остальное. 2 н.п. ф-лы, 5 ил., 4 табл., 15 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для повышения нефтеотдачи за счет кислотной обработки терригенных коллекторов с различной проницаемостью, в том числе насыщенных высоковязкой нефтью.
Известны кислотные составы для обработки терригенных коллекторов на основе фторида или бифторида, или бифторид-фторида аммония и сульфаминовой кислоты (RU, пат. 2101482, Е21В 43/27, 1996; пат. 2182963, Е21В 43/27, 2001; пат. 2272904, Е21В 43/27, 2006, пат. 2337126, С09К 8/74, 2006). Составы обладают пониженной скоростью реакции с породой и коррозионной активностью. Однако, при повышенных температурах (выше 50°С) в результате гидролиза сульфаминовой кислоты происходит образование осадков сульфатов. Кроме того, недостатком данных составов является то, что при их смешении с пластовыми водами, содержащими соли калия, натрия и кальция, образуются твердые и гелеобразные осадки, что приводит к закупориванию поровых каналов и снижению эффективности кислотной обработки.
Известны кислотные составы для обработки низкопроницаемых терригенных коллекторов на основе хлорсодержащих и фторсодержащих реагентов (RU, пат. 21996 61, Е21В 43/27, 2002; пат. 2242604, Е21В 43/27, 2003; пат. 2243369, Е21В 43/27, 2003). Недостатком применения составов является их неглубокое проникновение в пласт в процессе обработки. Это связано с тем, что составы обладают высокой скоростью реакции с терригенной породой, особенно при повышенных температурах.
Известны кислотные составы для обработки терригенных коллекторов на основе соляной кислоты, фторсодержащего реагента, борной кислоты (RU, пат. 2242605, Е21В 43/27, 2003; пат. 2244816, Е21В 43/27, 2003). Недостатком применения составов, содержащих борфтористоводородную кислоту, является то, что эта кислота не приникает глубоко в пласт в процессе кислотной обработки. Кроме того, в результате реакции с терригенной породой образуются плохо растворимые осадки геля кремниевой кислоты.
Наиболее близким к предлагаемому составу является состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. неионогенного и анионактивного поверхностно-активного вещества - НПАВ и АПАВ, где в качестве указанных ПАВ используют комплексный ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12 или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6 в соотношении 2:1; 1.0-15.0% мас. борной кислоты; 0-10.0% мас. карбамида; 10.0-90.0% мас. глицерина и воду (RU, пат. 2546700, С09К 8/584, С09К 8/74, 2014). Состав оказывает комплексное воздействие на пласт, позволяет увеличить проницаемость коллектора, обеспечивает высокую степень вытеснения нефти и модификацию профиля заводнения. Однако, известный состав наиболее эффективен для воздействия на карбонатный коллектор и малоэффективен при использовании на терригенных коллекторах. Кроме того, у состава ограничена возможность регулирования физико-химических, реологических, поверхностно-активных свойств, необходимых для более эффективного нефтевытеснения.
Задачей предлагаемого изобретения является создание состава для повышения нефтеотдачи за счет кислотной обработки терригенных коллекторов с различной проницаемостью, в том числе насыщенных высоковязкой нефтью, позволяющего повысить эффективность нефтевытеснения не только за счет нефтевытесняющих свойств состава, но и за счет увеличения проницаемости терригенного коллектора пласта как с высокой пластовой температурой или при тепловом воздействии, так и с низкой пластовой температурой.
Технический результат достигается тем, что состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас.комплексного ПАВ Нефтенола ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1; 1.0-15.0% мас. борной кислоты и 0-80.0% мас. глицерина, дополнительно содержит многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит 5.0-70.0% мас.и 1.0-6.0% мас. плавиковой кислоты HF. Или состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий 1.0-4.0% мас. комплексного ПАВ Нефтенола ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1, 1.0-15.0% мас. борной кислоты, 5.0-10.0% мас. карбамида и 0-80.0% мас. глицерина, дополнительно содержит многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит 5.0-70.0% мас.и 1.0-6.0% мас. плавиковой кислоты HF.
Состав содержит или комплексное ПАВ Нефтенол ВВД, или смесь неионогенного (АФ 9-12, или NP-40, или NP-50) и анионактивного ПАВ (волгоната или сульфонола, или NPS-6) в соотношении 2:1.
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(CH2CH20)nH, где Ar - бензольное кольцо, R - длинный углеводородный радикал С9-С12, n - среднее число оксиэтильных групп в молекуле НПАВ (степень оксиэтилирования), равное 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%). NP-40 и NP-50 - оксиэтилированные изононилфенолы со степенью оксиэтилирования 40 и 50, соответственно, производства КНР, представляют собой гранулы белого цвета.
Алкилсульфонат волгонат (Волгоградский ОАО «Химпром»), ТУ 2481-308-05763458-2001, представляет собой пасту однородную по составу. Волгонат - алкилсульфонат натрия, химическая формула R-S020Na с длиной цепи алкильного радикала R C11-С18, полученного из н-парафинов.
Сульфонол - натрий алкилбензолсульфонат, смесь изомеров натриевых солей алкилбензолсульфокислот, выпускается ФКП завод им. Я.М. Свердлова, г. Дзержинск, по ТУ 2481-135-02510508-2007, представляет собой белый или светло-желтый порошок. Химическая формула CnH2n+1C6H4SO3Na, где n=12-18.
Лауретсульфат натрия - пастообразный продукт, от бесцветного до светло желтого цвета, выпускается по ТУ 2481-010-71150986-2011. Представляет собой водный раствор натриевых солей дваэтоксисульфатов алифатических спиртов С12-14 природного или синтетического происхождения. Содержание основного вещества 70.0% мас. Химическая формула CH3(CH2)10CH2(OCH2CH2)nOSO3
Борная кислота выпускается по ГОСТ 9656-75, представляет собой кристаллический порошок белого цвета. Химическая формула Н3 ВО3.
Глицерин - многоатомный спирт с тремя атомами углерода. 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.
Сорбит - многоатомный спирт с шестью атомами углерода, производства КНР. Представляет собой бесцветные кристаллы сладкого вкуса. Химическая формула НОСН2(СНОН)4СН2ОН.
Пентаэритрит - четырехатомный спирт, производства РФ, г. Губаха, Пермский край. Представляет собой кристаллическое белое вещество. Химическая формула С5Н12О4.
Карбамид выпускается по ГОСТ 2081-2010, представляет собой гранулы белого цвета, хорошо растворимые в воде. Химическая формула - CO(NH2)2.
Плавиковая кислота - 40.0%-ный водный раствор HF, бесцветная легкоподвижная жидкость с резким запахом, выпускается по ГОСТ 10484-78. Химическая формула HF.
Проведено исследование физико-химических свойств предлагаемых составов - определяли значения водородного показателя рН, плотность, динамическую вязкость, температуру застывания. Значения рН композиций определяли потенциометрическим методом с помощью микропроцессорного лабораторного рН-метра производства HANNA Instruments с применением стеклянного электрода. Удельную электропроводность измеряли с использованием кондуктометра АНИОН 4120, плотность - с использованием плотномера-рефрактометра фирмы "Mettler-Toledo GmbH" серии Easy D40. Измерение вязкости композиций проводили с использованием вибрационного вискозиметра «Реокинетика» с камертонным датчиком, температуру застывания - криоскопическим методом с использованием жидкостного криотермостата серии LOIP FT. Результаты исследований физико-химических свойств предлагаемых составов приведены в таблице.
Водородный показатель рН предлагаемого состава в зависимости от компонентов и их концентрации меняется в довольно широком пределе - от 2.0 до минус 0.38 ед. рН, плотность - от 1050 до 1260 кг/м3, вязкость - от 1.4 до 165 мПа⋅с, температура застывания состава - от минус 4.0 до минус 52.6°С. Изменяя компоненты и их концентрацию в предлагаемом составе, можно регулировать их физико-химические свойства.
Вязкость предлагаемого состава, содержащего в качестве многоатомного спирта - пентаэритрит, находится в пределах 1,4-1,5 мПа⋅с, что практически на порядок меньше вязкости составов, содержащих глицерин. Поэтому для терригенных коллекторов с вязкой нефтью предпочтительно использовать составы, содержащие в качестве многоатомного спирта глицерин, а для очень низкопроницаемых коллекторов с легкой нефтью - составы с пентаэритритом.
Растворяющую способность предлагаемого состава по отношению к терригенным породам определяли по скорости реакции состава с образцами терригенной породы гравиметрическим методом. Определяли массу и площадь поверхности кусков образца, помещали их в тефлоновые ячейки, заливали раствором и выдерживали в воздушном термостате при 20°С в течение 24 часов. Затем после опыта образцы промывали и после просушки взвешивали. Оценку скорости реакции предлагаемого состава образцами терригенного коллектора рассчитывали по формуле: Vp=(mo - m)/(S⋅τ), где Vp - скорость реакции, г/(м2⋅ч); mo - масса образца до проведения опыта, г; m - масса образца после проведения опыта, г; S - площадь образца, м2; τ - время опыта, ч. Результаты определения скорости растворения терригенной породы приведены на фиг. 2а.
Кроме того, определяли растворимость терригенной породы коллектора в предлагаемом составе. Для исследований использовали куски терригенной породы. Определяли массу кусков породы, помещали их в тефлоновые ячейки с составом и выдерживали в воздушном термостате при 23°С. Через определенное время куски породы вынимали, тщательно промывали и после просушки взвешивали. Затем опять помещали в состав. Опыты проводили в течение 14 суток. Определяли потери массы образца при реакции с составом и рассчитывали растворимость терригенной породы в предлагаемом составе. Результаты приведены на фиг. 2б и фиг. 3. В зависимости от концентрации компонентов состава можно подобрать состав, способный с оптимальной скоростью изменять проницаемость терригенного коллектора - восстановить исходную проницаемость пласта или ее увеличить.
Исследования растворяющей способности предлагаемого состава показали, что растворение терригенной породы коллектора составами 9-12, разбавленными водой в 2 и 10 раз, кратно увеличивается при увеличении концентрации HF, при этом растворение терригенной породы коллектора происходит даже при 10-кратном разбавлении предлагаемого состава, фиг. 2 и 3.
Предлагаемый состав по сравнению с прототипом при разбавлении пресной водой в различных соотношениях сохраняет низкие значения водородного показателя рН, фиг. 1. рН прототипа при разбавлении в 10 раз возрастает от 3.0 до 5.4 ед. рН, рН предлагаемого состава при этих же условиях меняется от 0.7-0.8 до 1.3-1.4 ед. рН, что говорит о возможности пролонгированного действия предлагаемого состава в пластовых условиях при взаимодействии с терригенным коллектором пласта.
Предлагаемый состав совместим с минерализованными пластовыми водами, так как комплексные соединения, образуемые составом, дают растворимые соли с катионами кальция, магния и др., что предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты. Исследование совместимости предлагаемого состава с пластовыми водами проводили с использованием пластовой воды Усинского месторождения (62.0 г/л), Арланского (247.5 г/л) и Собиновского (208.0 г/л). Состав разбавляли пластовыми водами в 3 и в 5 раз. Выпадения осадка не наблюдалось. Приводим примеры конкретных составов.
Пример 1. По прототипу. К 330.0 г пресной воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина, 50.0 г борной кислоты и затем 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас., 50.0% мас. глицерина и 33.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 2. По прототипу. 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида и 700.0 г глицерина добавляют к 60.0 г пресной воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 70.0% мас. глицерина и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 3. К 225.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина, 50.0 г борной кислоты, 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 3.0% мас. HF и 30.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 3.
Пример 4. 10.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 500.0 г глицерина 50.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 390.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 2.0% мас. HF и 42.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 5. К 755.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г сорбита, 50.0 г борной кислоты, 25.0 г 40%-ной плавиковой кислоты и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 5.0% мас. сорбита, 1.0% мас. HF и 77.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств приведены в таблице
Пример 6. 13.3 г NP-50, 6.7 г сульфонола, 10.0 г борной кислоты, 50.0 г карбамида, 50.0 г сорбита и 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 695.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.33% мас. NP-50, 0.67% мас. сульфонола, 1.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. карбамида, 5.0% мас. сорбита, 3.0% мас. HF и 84.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 7. 13.3 г Неонол АФ9-12, 6.7 г лауретсульфоната натрия, 50.0 г борной кислоты, 50.0 г сорбита и 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 705.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 1.33% мас. Неонола АФ 9-12, 0.67% мас. лауретсульфоната натрия, 5.0% мас. борной кислоты, 5.0% мас. сорбита, 3.0% мас. HF и 75.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 8. К 605.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г пентаэритрита, 50.0 г борной кислоты, 75.0 г 40%-ной плавиковой кислоты и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 5.0% мас. пентаэритрита, 3.0% мас. HF и 65.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 9. К 660.0 г глицерина и 100.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты, и 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 66.0% мас. глицерина, 4.0% мас. HF и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 10. К 760.0 г глицерина и 100.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 26.7 г Неонола АФ9-12, 13.3 г волгоната, 100.0 г борной кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.67% мас. Неонола АФ 9-12, 1.33% мас. волгоната, 10.0% мас. борной кислоты, 4.0% мас. HF и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг.2.
Пример 11. К 610.0 г глицерина и 150.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 26.7 г Неонола АФ9-12, 13.3 г лауретсульфоната натрия, 100.0 г борной кислоты 100.0 г карбамида. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.67% мас. Неонола АФ 9-12, 1.33% мас. лауретсульфоната натрия, 10.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 6.0% мас. HF и 6.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 12. К 710.0 г глицерина и 150.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют 40.0 г Нефтенола ВВД, 100.0 г борной кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 4.0% мас. Нефтенола ВВД, 10.0% мас. борной кислоты, 6.0% мас. HF и 10.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 2.
Пример 13. К 305.0 г воды добавляют 20.0 г Нефтенола ВВД, 500.0 г глицерина, 150.0 г борной кислоты и 25.0 г 40%-ной плавиковой кислоты. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 15.0% мас. борной кислоты, 50.0% мас. глицерина, 1.0% мас. HF и 320.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава приведены в таблице.
Пример 14. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида, 500.0 г глицерина и 100.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 230.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 4.0% мас. HF и 29.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 3.
Пример 15. 20.0 г Нефтенола ВВД, 50.0 г борной кислоты, 100.0 г карбамида, 500.0 г глицерина и 150.0 г 40%-ной плавиковой кислоты добавляют к 180.0 г воды. После тщательного перемешивания получают 1000.0 г состава, содержащего 2.0% мас. Нефтенола ВВД, 5.0% мас. борной кислоты, 10.0% мас. карбамида, 50.0% мас. глицерина, 6.0% мас. HF и 27.0% мас. воды. Результаты исследований физико-химических свойств состава и растворяющей способности состава, разбавленного в 2 раза пресной водой, по отношению к терригенному коллектору приведены в таблице и на фиг. 3.
Предлагаемый состав для повышения нефтеотдачи пластов с терригенными коллекторами, в том числе месторождений высоковязких нефтей, за счет увеличения проницаемости пород коллектора и повышения продуктивности добывающих скважин, является нефтевытесняющим кислотным составом пролонгированного действия, содержащим ПАВ, аддукт неорганической кислоты, многоатомного спирта и плавиковой кислоты HF. Состав совместим с минерализованными пластовыми водами, имеет низкую температуру замерзания (минус 20 Э6Э минус 60°С), низкое межфазное натяжение на границе с нефтью. Состав применим в широком интервале температур, от 10 до 220°С.
Состав обладает замедленной реакцией с терригенными породами пласта, предотвращает образование в пористой среде нерастворимых продуктов реакции кислоты, оказывает обезвоживающее действие, восстанавливает исходную проницаемость коллектора.
Проведено исследование влияния обработки предлагаемым составом водонефтенасыщенной модели неоднородного пласта в процессе моделирования нефтевытеснения на его фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения применительно к условиям месторождений Русское и Оленье. Исследования проводили на установке для физического моделирования процесса нефтевытеснения (производство ООО «КАТАКОН», Россия).
Для исследования фильтрационных характеристик модели неоднородного пласта с использованием предлагаемого состава было приготовлено две модели неоднородного пласта, состоящих из двух параллельных колонок, заполненных дезинтегрированным керновым материалом терригенной природы и имеющих различную проницаемость, для условий месторождений легкой нефти (Оленье) и тяжелой нефти (Русское) Западной Сибири, таблица 2. Колонки последовательно насыщали моделями пластовой воды и нефти с определением начальной нефтенасыщенности. Характеристики моделей неоднородного пласта приведены в таблице 3.
На фиг. 4 представлены результаты изучения влияния закачки композиции состава 3 на фильтрационные характеристики и коэффициент нефтевытеснения модели неоднородного пласта Русского месторождения, приготовленной из дезинтегрированного кернового материала. Проницаемость первой и второй колонок составляла 2,123 и 1,286 мкм2. Вязкость модели нефти составляла 29,4 мПа⋅с.
Через водонефтенасыщенную модель неоднородного пласта в направлении «пласт- скважина» была проведена фильтрация модели пластовой воды Русского месторождения со скоростью нагнетания 1 см3/мин при температуре 23°С. При этом создавался градиент давления в 1 МПа/м между входом и выходом из модели. В результате фильтрации модели пластовой воды наблюдалось вытеснение нефти. Коэффициент нефтевытеснения в первой и второй колонке при прокачке 3,2 объемов пор модели пластовой воды составил, соответственно, 64,4 и 34,9%. Отношение подвижностей жидкости в колонках составляло 6,55:1.
Далее в направлении «пласт - скважина» произвели закачку оторочки состава в объеме, равном 0,5 объема пор модели, и протолкнули водой. Модель выдержали в течение 24 часов при температуре 23°С, после чего продолжили фильтрацию модели пластовой воды через модель неоднородного пласта в направлении «пласт - скважина». Фильтрацию продолжали до полной обводненности продукции на выходе из модели.
Отношение подвижностей в колонках при фильтрации составляло 3,23:1. Максимальный градиент давления, создавшийся при фильтрации пластовой воды, составил 0,625 МПа/м. Прирост коэффициента нефтевытеснения при 23°С за счет использования предлагаемого состава и последующей фильтрации модели пластовой воды составил 5,6 и 9,9% для первой и второй колонок, соответственно.
После этого в направлении «пласт - скважина» произвели вторую закачку оторочки состава 3 в объеме, равном 1 объема пор модели, и протолкнули водой. Модель выдержали в течение 24 часов при температуре 23°С, после чего продолжили фильтрацию модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина». При этом наблюдалось увеличение отношения подвижности жидкости в колонках до 3,69: 1. Максимальный создавшийся градиент давления при фильтрации пластовой воды составлял 0,525 МПа/м. Прирост коэффициента нефтевытеснения в результате фильтрации модели пластовой воды для первой колонки не наблюдался, для второй колонки составил 2,5%.
Затем подняли температуру до 150°С, выдержали в течение 20 часов и возобновили нагнетание воды. Увеличение температуры модели неоднородного пласта до 150°С с последующей фильтрацией модели пластовой воды Русского месторождения через прогретую модель неоднородного пласта привело к доотмыву остаточной нефти и увеличению коэффициента вытеснения нефти. Прирост коэффициента нефтевытеснения в результате фильтрации модели пластовой воды для первой колонки не наблюдался, для второй колонки составил 5,8%. Среднее отношение подвижностей жидкостей составило 3,25:1, а градиент давления уменьшился до 0,05 МПа/м.
После фильтрации модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина» была закачена вторая оторочка состава 3 в объеме, равном 0,5 порового объема модели неоднородного пласта, которую протолкнули оторочкой воды. После термостатирования в течение 20 часов при температуре 150°С возобновили фильтрацию модели пластовой воды в направлении «пласт - скважина». Фильтрацию проводили до полной обводненности продукции на выходе. При этом наблюдалось уменьшение отношения подвижностей жидкости в колонках до 2,52:1. Максимальный создавшийся градиент давления при фильтрации пластовой воды составлял 0,825 МПа/м. Прирост коэффициента вытеснения нефти за счет применения нефтевытесняющей композиции с последующей фильтрацией модели пластовой воды составил для первой и второй колонок, соответственно, 12,9 и 12,8%.
В таблице 3 приведены результаты, полученные при изучении фильтрационных характеристик неоднородного пласта и нефтевытесняющей способности предлагаемого состава.
Суммарный коэффициент нефтевытеснения по итогам эксперимента составил для первой и второй колонок 82,9 и 64,8%, а прирост коэффициента нефтевытеснения за счет применения состава составил 18,5 и 31,0%.
На фиг. 5 представлены результаты исследования нефтевытесняющей способности состава 3 на модели неоднородного пласта с низкопроницаемым коллектором месторождения Оленье при температурах 23, 70 и 90°С. Газовая проницаемость колонок составляет 0,333 и 0,138 мкм2. Вязкость модели нефти составляла 5,17 мПа⋅с.
Через модель неоднородного пласта в направлении «пласт-скважина» фильтровали модель пластовой воды месторождения Оленье (вода сеноманского горизонта) при 23°С. При этом наблюдалось нефтевытеснение. В связи с низкой проницаемостью модели неоднородного пласта создавался высокий градиент давления, достигающий на начальном этапе нефтевытеснения 6 МПа/м. Коэффициент вытеснения нефти водой составил 47,7 и 47,8% для колонок с большей и меньшей проницаемостью, соответственно.
В модель неоднородного пласта в направлении «пласт-скважина» была закачена оторочка состава 3 в объеме, равном 0,5 порового объема. Модель оставляли на сутки для взаимодействия коллектора и композиции. Затем в том же направлении возобновили нагнетание воды (фильтрацию). Наблюдался прирост коэффициентов нефтевытеснения, который составил 13 и 9% для колонок с большей и меньшей проницаемостью, соответственно. Закачка второй оторочки предлагаемого состава привела к приросту коэффициента нефтевытеснения, но только для колонки с меньшей проницаемостью на 6,4%.
После этого модель неоднородного пласта нагрели до 70°С и через 24 часа возобновили фильтрацию воды. При этом наблюдался прирост коэффициента нефтевытеснения только для колонки с меньшей проницаемостью, который составил 5,9%.
При температуре 70°С закачали третью оторочку состава 3 в объеме, равном 0,5 объема пор модели неоднородного пласта, и после выдержки в течение 24 часов возобновили фильтрацию модели пластовой воды. Обработка модели неоднородного пласта кислотной композицией привела дополнительному нефтевытеснению из колонки с меньшей проницаемостью в 3,7%.
После этого температуру модели неоднородного пласта подняли до 90°С и после выдержки в течение 24 часов приступили к фильтрации модели пластовой воды, с последующей закачкой четвертой оторочки состава и фильтрацией модели пластовой воды. Дополнительное вытеснение нефти за счет обработки составом и последующей фильтрации наблюдалось только для колонки, имеющую меньшую проницаемость и составило 2,8%.
Суммарный прирост коэффициента нефтевытеснения за счет использования состава 3 составил 13,2 и 21,9% для колонок с большей и меньшей проницаемостью соответственно (таблица 4).
В процессе эксперимента наблюдается изменение подвижностей жидкости в колонках, составляющих модель неоднородного пласта. Отношение подвижностей жидкости в колонках меняется с 10,5:1 до 4,8:1, что свидетельствует о выравнивании фильтрационных потоков внутри модели неоднородного пласта, обусловленном влиянием состава.
Таким образом, эффективность применения предлагаемого состава доказана для условий различных месторождений легкой и тяжелой нефти и различных температурных режимов применения. Состав может применяться как на ранней, так и на поздней стадиях разработки месторождений. Во всех экспериментах показан прирост коэффициента нефтевытеснения 4-31%. Во всех экспериментах наблюдается выравнивание фильтрационных потоков, отношение подвижностей жидкости в колонках стремилось к 1:1. Кроме того, взаимодействие состава с коллектором приводит к увеличению проницаемостей колонок, что в условиях реального пласта приведет к увеличению приемистости отдельных скважин.
Claims (4)
1. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное поверхностно-активное вещество ПАВ Нефтенол ВВД или смесь неионогенного поверхностно-активного вещества НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и анионактивного поверхностно-активного вещества АПАВ волгоната, или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1, борную кислоту и глицерин, отличающийся тем, что он содержит многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит и дополнительно плавиковую кислоту HF при следующем соотношении компонентов, мас.%:
2. Состав для повышения нефтеотдачи пластов, содержащий комплексное ПАВ Нефтенол ВВД или смесь НПАВ АФ 9-12, или NP-40, или NP-50 и АПАВ волгоната, или сульфонола, или NPS-6, или лауретсульфата натрия в соотношении 2:1, борную кислоту, карбамид и глицерин, отличающийся тем, что он содержит многоатомный спирт сорбит или пентаэритрит и дополнительно плавиковую кислоту HF при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2781207C1 true RU2781207C1 (ru) | 2022-10-07 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476475C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Кислотный водный раствор, содержащий хелатирующий агент, и его применение |
| RU2546700C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
| RU2685516C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2689939C2 (ru) * | 2017-11-27 | 2019-05-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
| RU2715407C1 (ru) * | 2019-04-29 | 2020-02-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2476475C2 (ru) * | 2008-01-09 | 2013-02-27 | Акцо Нобель Н.В. | Кислотный водный раствор, содержащий хелатирующий агент, и его применение |
| US9650558B2 (en) * | 2011-02-02 | 2017-05-16 | Baker Hughes Incorporated | Oil field treatment fluids |
| RU2546700C1 (ru) * | 2014-04-17 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2689939C2 (ru) * | 2017-11-27 | 2019-05-29 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
| RU2685516C1 (ru) * | 2018-07-20 | 2019-04-19 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) |
| RU2715407C1 (ru) * | 2019-04-29 | 2020-02-27 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОГИНОВ Б.Г. и др. Руководство по кислотным обработкам скважин, Москва, "Недра", 1966, с. 59. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA1145536A (en) | Surfactant oil recovery process usable in high temperature formations | |
| US10435618B2 (en) | Surfactants for enhanced oil recovery | |
| US3882938A (en) | Process for recovering oil from heterogeneous reservoirs | |
| Anganaei et al. | Experimental improvement of nano-enhanced oil recovery using nano-emulsions | |
| CN111088024A (zh) | 高温高盐油藏洗油剂及其制备方法和二氧化碳驱油方法 | |
| RU2627802C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2610958C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US20170015894A1 (en) | Method for co2-flooding using alk(en)yl polyglucosides | |
| RU2781207C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| RU2689937C1 (ru) | Сухокислотный состав для кислотной обработки карбонатных и терригенных коллекторов и способ его применения | |
| BR112020000589A2 (pt) | métodos para a produção de petróleo bruto e para fabricação de uma composição tensoativa, composição tensoativa aquosa, e, uso de um intensificador de solubilidade. | |
| CN111073622B (zh) | 一种提高采收率用表面活性剂组合物及其制备方法和应用 | |
| RU2572439C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| CN101780381B (zh) | 一种n-烷基天冬氨酰胺表面活性剂及其制备方法 | |
| CN114790384B (zh) | 一种小分子渗吸剂及其制备方法和应用 | |
| RU2685516C1 (ru) | Состав для повышения нефтеотдачи пластов (варианты) | |
| US4343711A (en) | Surfactant fluid suitable for use in waterflood oil recovery method | |
| WO2015135855A1 (de) | Verfahren zum co2-fluten unter verwendung von c12-14-alk(en)ylpolyalkoxylaten | |
| RU2733350C1 (ru) | Состав для увеличения нефтеотдачи пластов | |
| RU2689939C2 (ru) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором | |
| CN107216864B (zh) | 一类含双长链烷氧基的磺基甜菜碱的制备及其应用 | |
| RU2715407C1 (ru) | Состав для интенсификации разработки низкопродуктивных залежей высоковязкой нефти с карбонатным коллектором | |
| CN112877051B (zh) | 一种致密油藏相渗调驱剂及其制备方法 | |
| Obuebite et al. | Chemical Flooding Using Natural Recovery Agents at Reservoir Conditions | |
| US4187073A (en) | Surfactant flooding oil recovery process |