SU1422975A1 - Composition for enhancing oil yield of formations - Google Patents
Composition for enhancing oil yield of formations Download PDFInfo
- Publication number
- SU1422975A1 SU1422975A1 SU864091703A SU4091703A SU1422975A1 SU 1422975 A1 SU1422975 A1 SU 1422975A1 SU 864091703 A SU864091703 A SU 864091703A SU 4091703 A SU4091703 A SU 4091703A SU 1422975 A1 SU1422975 A1 SU 1422975A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- composition
- surfactant
- formations
- water
- borna
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
Description
(46) 07.09.91. Бь1л. Р 33(46) 07.09.91. B1l P 33
(21)4091703/03(21) 4091703/03
(22)14.07.86(22) 07/14/86
(71)Институт химии нефти СО АН СССР(71) Institute of Petroleum Chemistry, Siberian Branch of the USSR Academy of Sciences
(72)Л.К.Алтуиина,. В.А.Кувшинов, с И.Ф.Ефремов, Л.А.Стасьева,(72) L.K.Altuiyina ,. V.A.Kuvshinov, with I.F.Efremov, L.A.Stasieva,
А.И.Вашуркин, А.С.Касов li В. В. Нов городовA.I. Vashurkin, A.S.Kasov li V.V. New cities
(53)622.276(088.8)(53) 622.276 (088.8)
(56) Авторское свидетельство СССР 1259705, кл. Е 21 В 43/22, 1984. . . Авторское свидетельство СССР 1228543, кл. Е 21 В 83/22. 1984.(56) USSR Author's Certificate 1259705, cl. E 21 B 43/22, 1984.. . USSR Author's Certificate 1228543, cl. E 21 V 83/22. 1984
(54)СОСТАВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЁФТЕОТДД- ЧИ ПЛАСТОВ(54) COMPOSITION FOR IMPROVING NEFTESTERS
I(57) Изобретение относитс к нефте- добьгоаюшей промьгашенности и м.б. использовано дл повышени нефтеотдачи пластов при разработке нефт ных месторождений с применением поверх:ностно-активного вещества (ПАВ).I (57) The invention relates to oil production and may be used to enhance oil recovery in the development of oil fields using a surfactant.
, lisfib - повышение нефтевытесн юшей, lisfib - increasing oil production
способности состава в пластах с тем- пературои спьпае , Состав пключа- ет неноногепное. ilAB, ионогенное ПАВ, аммиачную селитру, карбамид и ми е- ралнзованмую поду при следующем соотношении компонентов, Mat.%: tieHOiio- генное ПАВ 0,13-6,40, ноиогепное ПАВ 0,07-1,60, аммиачна селитра 1,00- 8,00, карбамид 1,00-8,00, минерализованна вода остальное. Состав прн- гото зл ют следующим образом: 6,0 т (5,0 мас.%) ОП-10, 1,5 т-(1,0 мас%) волгоната, 7,5 т (5,0 мас.%) аммиачной селитры, 7,5 т (5,0 ) карбамида и 126,2 м(127,5 т) минерализованной воды помещают в емкость и гк ремешипают до полного растворени компонентов, получают 150 т сос- тапа. Состав закачивают в нагнетательную- скважину, продавливают и пласт, вьщерживают 6-25 сут и затем продолжают нагнет-ание- воды. 1 табл.abilities of the composition in the seams with temperature spur, Composition includes non-hepatic. ilAB, ionic surfactant, ammonium nitrate, carbamide and mi eralnized hearth in the following ratio of components, Mat.%: tieHOiio- gene surfactant 0.13–6.40, noiohep surfactant 0.07–1.60, ammonium nitrate 1, 00-8.00, carbamide 1.00-8.00, mineralized water the rest. The composition of the pnggo is as follows: 6.0 t (5.0 wt.%) OP-10, 1.5 t- (1.0 wt.%) Volgonate, 7.5 t (5.0 wt.% ) ammonium nitrate, 7.5 tons (5.0) of carbamide and 126.2 m (127.5 tons) of saline water are placed in a container and they are mixed until the components are completely dissolved, and 150 tons of preparation are obtained. The composition is pumped into the injection well, pushed and the reservoir is pressed for 6-25 days and then the injection is continued. 1 tab.
«4 Ю ГО"4 Yu GO
СОWITH
слcl
Изобретение относитс к нефте- добьшающей промышленности и может быть использовано дл повышени нефтеотдачи пластов при разработке неф- т ных месторождений с использованием заводнени , с, применением ПАВ.The invention relates to the oil industry and can be used to enhance oil recovery in the development of oil fields using water flooding, with the use of surfactants.
Целью изобретени вл етс повышение нефтевытесн юшей спо.собпости состава в пластах с температурами Ю свыше 80°С. , The aim of the invention is to increase the oil-forced method of composition in formations with temperatures of more than 80 ° C. ,
Состав включает неионогенное по- верхностно-актинное вещество (ПАВ)/ ионогеннре ПАВ, аммиачную селитру, карбамид и минерализованную воду. J5 Неионогенное ПАВ обеспечивает работоспособность состава в услови х разноьтнерализованных пластовых вод. ИоногеннОе ПАВ обеспечивает работоспособность состава при повышенных , 20 пластовых температурах. Аммиачна селитра и карбамид образ пот буферную систек/ и обеспечивают стабильностьThe composition includes a non-ionic surface actin substance (surfactant) / ionogen surfactant, ammonium nitrate, urea, and saline water. J5 Nonionic surfactant ensures the working capacity of the composition under the conditions of differently mineralized formation waters. Ionogenic surfactant provides the composition with elevated, 20 reservoir temperatures. Ammonium nitrate and carbamide Buffer brush
по работоспособности состава при тем- пературак пласта свыше . . 25on the performance of the composition at the temperature of the reservoir over temperature. . 25
Концентраци карбамида должна быть в пределах 1,0-8,0 мас.% (оптимально 1,0-5,0 мае.%). Увеличение концентрации выше 5,0 мас,% не приводит к увеличению положительного эф- фехта. Использование состава с кон- лентрацией карбамида больше 3 мас.% экономически нецелесообразно.The concentration of urea should be in the range of 1.0-8.0 wt.% (Optimally 1.0-5.0 May.%). An increase in the concentration above 5.0 wt.% Does not lead to an increase in the positive effect. The use of a composition with a concentration of urea greater than 3 wt.% Is not economically feasible.
-При концентрации карбамида мень- ше 1,0 мае.% поло бительный эффект не достигаетс , так как получаютс t-. составы с невысойими значени ми .рН и снижаетс их буферна емкость.-When urea concentration is less than 1.0% by mass, the positive effect is not achieved, since t- are obtained. formulations with low .pH values and reduced buffer capacity.
Суммарна концентраци неионоген- ного ОП-10 или превоцела NG-12 или д„ АФй-12 и ионогенного волгоната или сульфанола - ПАВ, вз тых в соотношении от 2:1 до. 4:., долшга быть s интервале 0,2-9,0 мас.%, предпочтительно 0,5-2,0 мас.%. При меньшей концентрации ПАВ положительный эффект не достигаетс . Увеличение концентра- ции ПАВ выше 1,0 мас.% практически не приводит к увеличению положительного эффекта.The total concentration of non-ionic OP-10 or Pregel NG-12 or AF-12 and ionic volgonate or sulfanol - surfactant, taken in a ratio from 2: 1 to. 4:., Should be s in the range of 0.2 to 9.0 wt.%, Preferably 0.5 to 2.0 wt.%. With a lower surfactant concentration, the positive effect is not achieved. An increase in the surfactant concentration above 1.0 wt.% Practically does not lead to an increase in the positive effect.
5050
Концентраци аммиачной селитры составл ет 1,0-8,0 мас.%. Положительный эффект дл составов с кои центрацией 2,0-8,0 мас.% находитс на одном уровне, при снижении кон- центрации ниже 1,0 мас.% положитель- ный эффект не Достигаетс ..The concentration of ammonium nitrate is 1.0-8.0 wt.%. The positive effect for formulations with a concentration of 2.0-8.0 wt.% Is at the same level, while reducing the concentration below 1.0 wt.%, The positive effect is not achieved.
„ „
00
5five
Состав обеспечивает повьппение нефте,отдачи при. пластовых температурах свьппе 80°С.The composition provides popepenie oil, recoil when. reservoir temperatures svippe 80 ° C.
Дл обеспечени работоспособности состава и оптимального содержани его компонентов определ ли абсолютный и относительньй прирост коэффициента извлечени нефти относительно заводнени в сравнении с из- вестньм составом. Результаты экспериментального определени работоспособности состааа приведены в табли™In order to ensure the operability of the composition and the optimal content of its components, the absolute and relative increase in the oil recovery ratio relative to waterflood compared to the known composition was determined. The results of experimental determination of the health of the composition are given in the table ™
це. ; о tse ; about
Из анализа результатов следует, что оптимальное содержание компонентов в составе следующее: . 1еионогенное ПАВ 0,13-6,0 Ионогенное ПАВ . 0,07-1,60 Аммиачна селитра 1,00-8,00 Карбамид 1,0-8,00 Минерализованна водаОстальноеFrom the analysis of the results it follows that the optimal content of the components in the composition is as follows:. Ionogenic surfactant 0,13-6,0 Ionogenic surfactant. 0.07-1.60 Ammonium Nitrate 1.00-8.00 Urea 1.0-8.00 Mineralized waterErest
Пример приготовлени состава в реальных услови х.An example of preparation of the composition in real conditions.
6,0 г (5,0 мас.%) ОП-10, 1-,5 т (1,0 мас.%) волгоната, 7,5 т (5j,0 мас.%) аммиачной селитры, 7,5 т (3,0 мас.%) карбат да и 126,2 м (127,5 т) минерализованной воды пометают в ef-iKOCTb и перемешивают до полного растворени компонентов, получают 150 т состава. Состав закачивают в нагнетательную скваж11ну, продавливают в пласт, выдерживают 6- 25 сут.и затем продолжают нагнетание воды.6.0 g (5.0 wt.%) OP-10, 1-, 5 t (1.0 wt.%) Volgonata, 7.5 tons (5j, 0 wt.%) Ammonium nitrate, 7.5 tons (3.0 wt.%) Carbate and 126.2 m (127.5 t) of saline water are labeled with ef-iKOCTb and mixed until the components are completely dissolved, 150 t composition is obtained. The composition is pumped into the injection well, pushed into the reservoir, held for 6-25 days, and then the injection of water is continued.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864091703A SU1422975A1 (en) | 1986-07-14 | 1986-07-14 | Composition for enhancing oil yield of formations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU864091703A SU1422975A1 (en) | 1986-07-14 | 1986-07-14 | Composition for enhancing oil yield of formations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1422975A1 true SU1422975A1 (en) | 1991-09-07 |
Family
ID=21246812
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU864091703A SU1422975A1 (en) | 1986-07-14 | 1986-07-14 | Composition for enhancing oil yield of formations |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1422975A1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998038409A2 (en) * | 1997-02-26 | 1998-09-03 | Institut Khimii Nefti Sibirskogo Otdelenia Rosiiskoi Akademi Nauk | Mixture to increase oil layer recovery |
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 |
-
1986
- 1986-07-14 SU SU864091703A patent/SU1422975A1/en active
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1998038409A2 (en) * | 1997-02-26 | 1998-09-03 | Institut Khimii Nefti Sibirskogo Otdelenia Rosiiskoi Akademi Nauk | Mixture to increase oil layer recovery |
WO1998038409A3 (en) * | 1997-02-26 | 1999-01-14 | Inst Khim Nefti Sib Otdel Rosi | Mixture to increase oil layer recovery |
CN1088141C (en) * | 1997-02-26 | 2002-07-24 | 俄罗斯科学院西伯利亚分院石油化学研究所 | Mixture to increase oil layer recovery |
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 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4018689A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
AU628608B2 (en) | Lost circulation fluid for oil field drilling operations | |
US4079011A (en) | Composition containing a polyvinylpyrrolidone and method for stimulating well production | |
US4074755A (en) | Ion exchange controlled chemically aided waterflood process | |
NO20012689L (en) | New fluids and techniques for matrix acid treatment | |
GB1480624A (en) | Spacer fluid for spacing drilling muds and cement and methods of its use | |
CA2094088A1 (en) | Gas well treatment compositions and methods | |
CN104694103A (en) | Surfactant compounded system with oil reservoir adaptability | |
SU1422975A1 (en) | Composition for enhancing oil yield of formations | |
EP0161858B1 (en) | Composition for altering the permeability of a subterranean formation | |
EP0136773B1 (en) | Composition for cross-linking carboxyl polymers and the use thereof in treating subterranean formations | |
US4299711A (en) | Surfactant waterflooding enhanced oil recovery process | |
RU2679029C1 (en) | Composition for acid treatment of near-wellbore zone of reservoir (options) | |
CN110105936A (en) | Heat-resistant salt-resistant foam profile system and its preparation method and application suitable for Complex Reservoir | |
US4301867A (en) | Process for selectively reducing the permeability of a subterranean sandstone formation | |
US4262746A (en) | Viscoelastic polymer bank with improved mobility control | |
US4209409A (en) | Drilling fluid additives | |
CA1075887A (en) | Composition and method for reducing the surface tension of aqueous fluids | |
SU899873A1 (en) | Composition for treating carbonate collector rock | |
SU1632969A1 (en) | Foam generating compound for oil well plugging | |
US4199027A (en) | Oil recovery process | |
SU1474273A1 (en) | Composition for decreasing rock strength | |
SU1180532A1 (en) | Composition for reducing dust-releasing capacity of coal seam | |
RU1452245C (en) | Composition for enhancing bed oil recovery | |
SU950919A1 (en) | Composition for weakening shale soil |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
REG | Reference to a code of a succession state |
Ref country code: RU Ref legal event code: MM4A Effective date: 20030715 |