UA23587U - Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock - Google Patents
Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock Download PDFInfo
- Publication number
- UA23587U UA23587U UAU200702976U UAU200702976U UA23587U UA 23587 U UA23587 U UA 23587U UA U200702976 U UAU200702976 U UA U200702976U UA U200702976 U UAU200702976 U UA U200702976U UA 23587 U UA23587 U UA 23587U
- Authority
- UA
- Ukraine
- Prior art keywords
- oil
- npb
- technological
- injection
- hard
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000945 filler Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 5
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- GHKNVDRFFNAVHG-UHFFFAOYSA-N nitric acid urea Chemical compound [N+](=O)(O)[O-].NC(=O)N.[N+](=O)(O)[O-].NC(=O)N GHKNVDRFFNAVHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 2
- 238000012876 topography Methods 0.000 claims 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 abstract description 15
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 2
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 2
- 238000002791 soaking Methods 0.000 abstract 2
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 abstract 1
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 20
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000002609 medium Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 208000035126 Facies Diseases 0.000 description 2
- GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N Nitric acid Chemical compound O[N+]([O-])=O GRYLNZFGIOXLOG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 description 2
- QHDUJTCUPWHNPK-UHFFFAOYSA-N methyl 7-methoxy-2h-indazole-3-carboxylate Chemical compound COC1=CC=CC2=C(C(=O)OC)NN=C21 QHDUJTCUPWHNPK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910017604 nitric acid Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 2
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 239000002612 dispersion medium Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 239000005416 organic matter Substances 0.000 description 1
- 230000005298 paramagnetic effect Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 229920000098 polyolefin Polymers 0.000 description 1
- 230000009257 reactivity Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000012453 solvate Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002076 thermal analysis method Methods 0.000 description 1
- 229920001169 thermoplastic Polymers 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Preparation Of Compounds By Using Micro-Organisms (AREA)
Abstract
Description
Опис винаходуDescription of the invention
Корисна модель відноситься до нафтової промисловості, зокрема до способів обробки нафтового пласта з важковидобувними запасами нафти, і може бути використана для підвищення нафтовіддачі фаціально-неоднорідних пластів.The useful model refers to the oil industry, in particular to the methods of processing an oil reservoir with difficult-to-extract oil reserves, and can be used to increase the oil yield of facies-heterogeneous reservoirs.
Відомий спосіб розробки нафтового родовища шляхом видобутку нафти через видобувні свердловини і періодичного закачування облямівок нафти і води, що видобувається, через нагнітальні свердловини, при цьому об'єм закачуваної нафти складає 0.05-0.2 від об'єму закачуваної води (Патент РФ Мо1195717, Е218В43/22, публ. 70 1994р).There is a known method of developing an oil field by extracting oil through production wells and periodically injecting the boundaries of oil and water produced through injection wells, while the volume of injected oil is 0.05-0.2 of the volume of injected water (Russian Patent Mo1195717, E218В43/ 22, publ. 70 of 1994).
Відомий спосіб недостатньо ефективний в обводнених неоднорідних по проникності пластах внаслідок того, що видобута нафта, що закачується в пласт, має меншу в'язкість, ніж залишкова, має низьку емульгуючу здатність, і не створює достатнього опору перебігу води в пористому середовищі.The known method is not effective enough in watered heterogeneous formations due to the fact that the extracted oil pumped into the formation has a lower viscosity than the remaining oil, has a low emulsifying capacity, and does not create sufficient resistance to the flow of water in the porous medium.
Відомий спосіб обробки нафтового пласта, що включає закачування і продавлювання в пласт реагенту, що 72 являє собою високомолекулярні органічні сполуки, що включають термопластичні полімери з групи поліолефінів і високомолекулярні нафтові бітуми (Комиссаров А.Й. и др. Технология селективной изоляции водопритоков с использованием полимербитумньїх материалов. -М.: Нефтяное хозяйство, 1985, Моб, с.55).A known method of processing an oil reservoir, which includes pumping and pushing into the reservoir a reagent that 72 is a high-molecular organic compound, including thermoplastic polymers from the group of polyolefins and high-molecular petroleum bitumens (A.Y. Komissarov et al. materials. - M.: Neftyanoe hozyaztyo, 1985, Mob, p. 55).
Недоліком відомого способу є те, що при цьому використовуються склади прийнятні тільки для пластів з високою температурою 190-170 і які представлені тріщинуватими колекторами.The disadvantage of the known method is that it uses compositions acceptable only for formations with a high temperature of 190-170 and which are represented by cracked collectors.
Найбільш близьким аналогом способу, що заявляється, вибраним як найближчий аналог, є спосіб обробки пласта (Патент РФ Мо2140529, Е21В43/22, публ. 27.10.1997р.), що включає закачування в пласт нафтобітумного продукту, який містить хімічний реагент чи/або наповнювач.The closest analog of the claimed method, chosen as the closest analog, is the method of processing the formation (Russian Patent Mo2140529, E21В43/22, publ. 10.27.1997), which includes pumping into the formation an oil-bitumen product that contains a chemical reagent and/or filler .
Недоліком відомого способу є недостатня ефективність технологічної операції, що проводиться, а саме низька проникаюча здатність високомолекулярного складу, що заважає обробити весь необхідний інтервал і провести якісне блокування водонасичених зон, а також збільшити фазову проникність для нафти в 8 низькопроникних зонах пласта. Продуктивність свердловин з часом швидко знижується. Ефективність дії виявляється невелика.The disadvantage of the known method is the insufficient efficiency of the technological operation being carried out, namely, the low penetrating ability of the high-molecular composition, which prevents the processing of the entire necessary interval and high-quality blocking of water-saturated zones, as well as increasing the phase permeability for oil in 8 low-permeable zones of the formation. The productivity of wells decreases rapidly over time. The effectiveness of the action is small.
В основу запропонованої корисної моделі поставлено завдання удосконалення способу обробки нафтового пласта з важковидобувними запасами нафти, у якому за рахунок введення нових реагентів та зміни режимів - проводиться якісне блокування водонасичених зон, збільшується фазова проникність пласта, в наслідок чого ее) підвищується технологічна ефективність обробки обводнених нафтових пластів на ділянках родовищ з фаціально-неоднорідними пластами, що містять важковидобувні запаси нафти. щоThe basis of the proposed useful model is the task of improving the method of processing an oil reservoir with difficult-to-extract oil reserves, in which, due to the introduction of new reagents and changes in regimes, high-quality blocking of water-saturated zones is carried out, the phase permeability of the reservoir increases, as a result of which ee) the technological efficiency of the treatment of watered oil reservoirs increases strata in areas of deposits with facies-unhomogeneous strata containing heavy oil reserves. what
Поставлене завдання вирішується тим, що в способі обробки нафтового пласта з важковидобувними со запасами нафти, що включає закачування в пласт нафтобітумного продукту, який містить хімічний реагент чу/або наповнювач, у якому згідно з корисною моделлю, перед закачуванням НПБ здійснюють закачування в сч привибійну зону свердловини водного розчину азотнокислого карбаміду (АКК) з поверхнево-активною речовиною (ПАР), проводять технологічну витримку, після закачування вказаного НБП здійснюють його продавлювання в пласт продавлювальною рідиною, проводять технологічну витримку, причому НПБ і продавлювальну рідину « закачують циклічно з інтервалами 10-15 хвилин. З7З 70 Спосіб здійснюється таким чином: с В свердловину спускають насосно-компресорні труби (НКТ). При відкритій міжтрубній засувці за "з технологічними НКТ за допомогою насосного агрегату закачують до інтервалу перфорації водний розчин азотнокислого карбаміду з поверхнево-активною речовиною, при відкритій міжтрубній засувці. Проводять технологічну витримку протягом 4-5 годин. Потім в пласт закачують нафтобітумний продукт. Проводять його 75 продавлювання продавлювальною рідиною. Нафтобітумний продукт і продавлювальну закачують циклічно з о інтервалом 10-15 хвилин. Свердловину залишають на технологічну витримку, яку проводять протягом 36-48The task is solved by the fact that in the method of processing an oil reservoir with difficult-to-extract oil reserves, which includes the injection into the reservoir of an oil-bitumen product that contains a chemical reagent and/or a filler, in which, according to a useful model, before the injection of NPB, the injection is carried out into the pre-bore zone wells of an aqueous solution of urea nitrate (AKK) with a surfactant (surfactant), carry out a technological hold, after pumping the specified NBP, push it into the formation with a pressing fluid, carry out a technological holding, and the NPB and the pressing liquid are pumped cyclically with intervals of 10-15 minutes З7З 70 The method is carried out as follows: c pump-compressor pipes (tubes) are lowered into the well. With the inter-pipe valve open, with technological tubing, an aqueous solution of urea nitrate with a surfactant is pumped into the perforation interval with the help of a pump unit, with the inter-pipe valve open. The technological aging is carried out for 4-5 hours. Then the oil-bitumen product is pumped into the formation. 75 pressing with the pressing fluid. The oil bitumen product and the pressing fluid are pumped cyclically with an interval of 10-15 minutes. The well is left for technological exposure, which is carried out for 36-48
ОО годин.OO hours.
Природний бітум має високу енергію активації і при його внутрішньопластовому горінні температура може о розвиватися до 7000-8002. При таких температурах вибірковість в окисленні певних структур відсутня і бітум (ее) 50 помітно змінюється - зменшується густина, в'язкість, зміст сірки, вихід легких і середніх фракцій. В процесі -ч горіння окислювальні процеси протікають інтенсивніше, в результаті до теплового чинника витіснення бітуму додається вплив низькомолекулярних поверхнево-активних речовин, що утворюються. Як показали дослідження, теплова дія викликає цілий комплекс хімічних реакцій, які призводять до глибоких перетворень початкової органічної речовини породи.Natural bitumen has a high activation energy, and during its internal combustion, the temperature can reach 7000-8002. At such temperatures, there is no selectivity in the oxidation of certain structures and bitumen (ee) 50 changes noticeably - the density, viscosity, sulfur content, yield of light and medium fractions decrease. In the process of -h combustion, the oxidation processes proceed more intensively, as a result, the effect of low-molecular surface-active substances that are formed is added to the heat factor of bitumen displacement. As research has shown, thermal action causes a whole complex of chemical reactions that lead to deep transformations of the initial organic matter of the rock.
Таким чином, нафтобітумний продукт утворюється в умовах інтенсивного перемішування в пласті при с високих температурах і флуктуаціях тиску і є складною сумішшю вуглеводнів різного структурно-групового складу, які мають широкий спектр різноспрямованих фізико-хімічних властивостей, що обумовлюють їх стабільність і реакційну здатність. Нафтобітумний продукт знаходиться в колоїднодисперсному стані, утворюючи міцелярні розчини. Смолянисті фракції, утворюють в агрегаті сольватний шар. В ядрі міцели знаходяться бо парамагнітні молекули, що володіють найбільшою силою взаємодії.Thus, the oil-bitumen product is formed under conditions of intensive mixing in the formation at high temperatures and pressure fluctuations and is a complex mixture of hydrocarbons of different structural and group composition, which have a wide range of multidirectional physicochemical properties that determine their stability and reactivity. The oil-bitumen product is in a colloidally dispersed state, forming micellar solutions. Resinous fractions form a solvate layer in the aggregate. In the core of the micelle there are paramagnetic molecules that have the greatest interaction force.
При цьому нафтобітумний продукт є в більшості випадків мультіфазною водонафтовою емульсією, вміст води в якій коливається в межах 12,6-39,795. Окрім води, яка випаровується з емульсії при температурах 102-110 С, за даними термічного аналізу, в продуктах, можливо, міститься газова фаза (6,1-18,790), наявність якої в5 зафіксована у вигляді окремого ендотермічного ефекту з мінімумом при 50-8020.At the same time, the oil-bitumen product is in most cases a multiphase water-oil emulsion, the water content of which ranges from 12.6 to 39.795. In addition to water, which evaporates from the emulsion at temperatures of 102-110 C, according to the data of thermal analysis, the products may contain a gas phase (6.1-18.790), the presence of which in 5 was recorded as a separate endothermic effect with a minimum at 50-8020 .
Міцелярна будова нафтобітумного продукту і поверхнево-активні властивості обумовлюють його водообмежувальну і емульгуючу здатність.The micellar structure of the oil-bitumen product and surface-active properties determine its water-limiting and emulsifying ability.
Нафтобітумний продукт може містити хімічні реагенти чи/або наповнювач. Як хімічний реагент може бути використаний, наприклад, поліакриламід, а як наповнювач нафтобітумного продукту використовують мінеральні порошки, наприклад, глинопорошок. Максимальна концентрація наповнювачів і хімреагентів визначається утримуючою здатністю дисперсійного середовища.Oil-bitumen product may contain chemical reagents and/or filler. As a chemical reagent, for example, polyacrylamide can be used, and mineral powders, for example, clay powder, are used as a filler for the oil-bitumen product. The maximum concentration of fillers and chemical reagents is determined by the holding capacity of the dispersion medium.
Застосування азотнокислого карбаміду пов'язано з його властивістю утворювати в водних розчинах азотну кислоту, яка в свою чергу підвищує проникність колектору за рахунок розчинення і виносу із колектору речовин, які погіршують процес фільтрації нафти із пластової системи у привибійну зону свердловини. Азотна кислота 7/0 Використовується для обробляння привибійної зони пласта в різних пластових системах.The use of nitric acid urea is related to its ability to form nitric acid in aqueous solutions, which in turn increases the permeability of the collector due to the dissolution and removal from the collector of substances that impair the process of filtering oil from the formation system into the wellbore zone. Nitric acid 7/0 It is used for the treatment of the outcrop zone of the reservoir in various reservoir systems.
Для зниження міжфазного натягу кислотного розчину використовують поверхнево-активну речовину неіоногенного або аніонактивного типу. В запропонованому способі, як поверхнево-активна речовина може бути використаний, наприклад, сульфанол. При зростанні температури з 209С до пластової 709 відмиваюча властивість сульфанолу збільшується на 10-1595. Оптимальна концентрація ПАР - 0,1-0,3905.To reduce the interfacial tension of an acidic solution, a nonionic or anionic surfactant is used. In the proposed method, for example, sulfanol can be used as a surface-active substance. When the temperature increases from 209C to 709, the washing property of sulfanol increases by 10-1595. The optimal concentration of surfactant is 0.1-0.3905.
Поверхнево-активний кислотний розчин підвищує ефективність обробки азотнокислим карбамідом, оскільки дає можливість кислоті більш повно проникати в пустоти пористого середовища і тонкі канали продуктивного пласта, видаляючи нафту з поверхні породи і тим самим забезпечує необхідний контакт між кислотою і породою.The surface-active acid solution increases the efficiency of treatment with nitric acid urea, as it enables the acid to penetrate more fully into the voids of the porous medium and the thin channels of the productive layer, removing oil from the surface of the rock and thereby ensuring the necessary contact between the acid and the rock.
Як продавлювальна рідина може бути використана, наприклад, мінералізована вода.For example, mineralized water can be used as a pressing liquid.
Обробка видобувних та нагнітальних свердловин може здійснюватись як роздільно, так і одночасно.Processing of extraction and injection wells can be carried out both separately and simultaneously.
Спосіб, що заявляється, дозволяє в широких межах регулювати характер дії на пласт, забезпечуючи блокування водонасичених зон пласта і збільшення охвату дією низькопроникних нафтонасичених зон.The proposed method makes it possible to widely adjust the nature of the effect on the reservoir, ensuring the blocking of water-saturated zones of the reservoir and increasing the coverage of the action of low-permeability oil-saturated zones.
Приклад виконання способу.An example of the method.
Обробляють нафтовидобувну свердловину. В свердловину спускають технологічні насосно-компресорні труби (НКТ). При відкритій міжтрубній засувці за технологічними НКТ за допомогою насосного агрегату доводять до інтервалу перфорації 2м? 4095-го водного розчину азотнокислого карбаміду з поверхнево-активною З речовиною - сульфанолом, закривають свердловину на технологічну витримку протягом 4 годин. Потім свердловину відкривають і одночасно закачують розрахунковий об'єм в кількості 25м? нафтобітумного продукту.An oil well is being processed. Technological pump-compressor pipes (tubes) are lowered into the well. When the inter-pipe valve is open, the technological pipelines are brought to a perforation interval of 2 m with the help of a pump unit? 4095th aqueous solution of nitric acid urea with a surface-active substance - sulfanol, close the well for technological exposure for 4 hours. Then the well is opened and at the same time the calculated volume is pumped in the amount of 25m? oil-bitumen product.
Потім продавлюють його в пласт 8м? мінералізованої води. Закривають свердловину і проводять технологічну витримку протягом 48 годин. Після закінчення часу реагування спускають підземне устаткування і запускають в. свердловину в експлуатацію. соThen they push it into the layer of 8m? mineralized water. The well is closed and technological aging is carried out for 48 hours. After the end of the response time, the underground equipment is lowered and launched into the well into operation. co
Заявлений спосіб в порівнянні з відомим володіє наступними техніко-економічними перевагами: - підвищує технологічну ефективність обробки фаціально-неоднорідних пластів; Щео, - дозволяє збільшити тривалість ефекту; со - реагенти, що використовуються, сумісні з будь-яким типом пластових і закачуваних вод. сIn comparison with the known method, the claimed method has the following technical and economic advantages: - increases the technological efficiency of processing facially heterogeneous strata; Sheo, - allows you to increase the duration of the effect; co - the reagents used are compatible with any type of reservoir and pumped waters. with
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200702976U UA23587U (en) | 2007-03-21 | 2007-03-21 | Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| UAU200702976U UA23587U (en) | 2007-03-21 | 2007-03-21 | Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| UA23587U true UA23587U (en) | 2007-05-25 |
Family
ID=38231074
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| UAU200702976U UA23587U (en) | 2007-03-21 | 2007-03-21 | Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| UA (1) | UA23587U (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
-
2007
- 2007-03-21 UA UAU200702976U patent/UA23587U/en unknown
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10214683B2 (en) | 2015-01-13 | 2019-02-26 | Bp Corporation North America Inc | Systems and methods for producing hydrocarbons from hydrocarbon bearing rock via combined treatment of the rock and subsequent waterflooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2672487C (en) | Preconditioning an oilfield reservoir | |
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| US7926561B2 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| Mohsenzadeh et al. | Effects of concentration, salinity and injection scenario of ionic liquids analogue in heavy oil recovery enhancement | |
| WO2011090921A1 (en) | Systems and methods for producing oil and/or gas | |
| US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
| US11441396B1 (en) | Sand consolidation for subterranean sand formations | |
| Stas’Eva Liubov | Laboratory testing of acidic EOR oil-displacing compositions based on surfactants, inorganic acid adduct and polyols | |
| RU2579044C1 (en) | Method of processing oil-containing formation | |
| RU2442888C1 (en) | Method for formation acid treatment | |
| US20120067571A1 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| US11661829B1 (en) | Sequential injection of solvent, hot water, and polymer for improving heavy oil recovery | |
| Khusnutdinova et al. | Evaluation of enhanced oil recovery efficiency at fields with hard-to-recover reserves | |
| UA23587U (en) | Method for treatment of oil field with hard-extractive oil stock | |
| Kiani* et al. | A novel enhanced oil recovery approach to water flooding in Saskatchewan's tight oil plays | |
| RU2586356C1 (en) | Composition and method for increasing oil recovery of oil reservoirs | |
| Achour et al. | A novel method to mitigate top of the line corrosion in wet gas pipelines: Part I-proof of concept | |
| CN111621281A (en) | In-situ self-steering WAG method | |
| RU2289686C1 (en) | Method for processing oil formation | |
| Qin et al. | Multi-component thermal fluid injection performance in recovery of heavy oil reservoirs | |
| WO2020214789A1 (en) | Methods for the recovery of heavy hydrocarbons | |
| Gutierrez et al. | Chemical stimulation pilot at a heavy-oil field: key considerations, workflow, and results | |
| Khalilnezhad et al. | Hybrid thermal chemical EOR methods | |
| RU2775630C1 (en) | Method for extracting extra-viscous oil and/or bitumen from deposits with small formation thicknesses (options) | |
| Shageev et al. | In situ formed carboxylic acids effect on light hydrocarbons oxidation in a carbonate reservoir |