RU2178068C1 - Composition for increase of formation oil recovery - Google Patents
Composition for increase of formation oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- RU2178068C1 RU2178068C1 RU2000123467A RU2000123467A RU2178068C1 RU 2178068 C1 RU2178068 C1 RU 2178068C1 RU 2000123467 A RU2000123467 A RU 2000123467A RU 2000123467 A RU2000123467 A RU 2000123467A RU 2178068 C1 RU2178068 C1 RU 2178068C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- composition
- oil
- oil recovery
- water
- increase
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 37
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 229910019142 PO4 Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000002562 thickening agent Substances 0.000 claims abstract description 6
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K phosphate Chemical compound [O-]P([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 4
- 239000010452 phosphate Substances 0.000 claims abstract description 4
- 150000001735 carboxylic acids Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 229910052783 alkali metal Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 150000001340 alkali metals Chemical class 0.000 claims description 4
- NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-L Phosphate ion(2-) Chemical compound OP([O-])([O-])=O NBIIXXVUZAFLBC-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 229910000318 alkali metal phosphate Inorganic materials 0.000 claims 1
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 claims 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 7
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 abstract description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000003599 detergent Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 150000004653 carbonic acids Chemical class 0.000 abstract 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 abstract 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 abstract 2
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 abstract 2
- VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N tetrachloromethane Chemical compound ClC(Cl)(Cl)Cl VZGDMQKNWNREIO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N Chloroform Chemical compound ClC(Cl)Cl HEDRZPFGACZZDS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- 235000021317 phosphate Nutrition 0.000 description 4
- -1 (hydroxyethylated alkyl phenols Chemical class 0.000 description 3
- RFVNOJDQRGSOEL-UHFFFAOYSA-N 2-hydroxyethyl octadecanoate Chemical compound CCCCCCCCCCCCCCCCCC(=O)OCCO RFVNOJDQRGSOEL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 3
- 150000003013 phosphoric acid derivatives Chemical class 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 235000014113 dietary fatty acids Nutrition 0.000 description 2
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 2
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 2
- 239000000194 fatty acid Substances 0.000 description 2
- 229930195729 fatty acid Natural products 0.000 description 2
- 150000004665 fatty acids Chemical class 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 2
- 239000008399 tap water Substances 0.000 description 2
- 235000020679 tap water Nutrition 0.000 description 2
- LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K tripotassium phosphate Chemical compound [K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000003863 ammonium salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 239000007859 condensation product Substances 0.000 description 1
- 150000002191 fatty alcohols Chemical class 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 210000000540 fraction c Anatomy 0.000 description 1
- 239000000693 micelle Substances 0.000 description 1
- QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N octadecanoic acid Chemical class CCCCCCCCCCCCCCCCCC(O)=O QIQXTHQIDYTFRH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003960 organic solvent Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000002574 poison Substances 0.000 description 1
- 231100000614 poison Toxicity 0.000 description 1
- 229910000160 potassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011009 potassium phosphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 239000004753 textile Substances 0.000 description 1
- 231100000331 toxic Toxicity 0.000 description 1
- 230000002588 toxic effect Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Colloid Chemistry (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области создания поверхностно-активных систем для повышения нефтеотдачи пластов, и может использоваться для интенсификации добычи нефти путем воздействия на призабойные зоны пластов. The invention relates to the oil industry, in particular to the field of creating surface-active systems to enhance oil recovery, and can be used to intensify oil production by acting on the bottom-hole zones of the formation.
Известна композиция для повышения нефтеотдачи пластов, содержащая водорастворимые и маслорастворимые ПАВ (оксиэтилированные алкилфенолы) с добавлением соли аммония и аммиака [А. с. СССР 1637414, кл. Е 21 В 43/22, 1991] . A known composition to enhance oil recovery, containing water-soluble and oil-soluble surfactants (hydroxyethylated alkyl phenols) with the addition of ammonium salts and ammonia [A. from. USSR 1637414, class E 21 B 43/22, 1991].
Недостатком композиции является относительно невысокая эффективность состава даже при высоких концентрациях активной части. The disadvantage of the composition is the relatively low efficiency of the composition even at high concentrations of the active part.
Наиболее близким к предлагаемому является состав для добычи нефти, представляющий собой микроэмульсию, включающую загуститель - тяжелую асфальто-смолистую нефть (50-70%), в качестве моющего агента - ПАВ - продукты конденсации окиси этилена с жирными спиртами, кислотами, алкилфенолами (15-25%), в качестве растворителя регулятора - четыреххлористый углерод или хлороформ (15-25%) [Пат. РФ 2125647, кл. Е 21 В 43/22, 1999] . Closest to the proposed one is a composition for oil production, which is a microemulsion, including a thickener - heavy asphalt-resinous oil (50-70%), as a cleaning agent - surfactants - the condensation products of ethylene oxide with fatty alcohols, acids, alkyl phenols (15- 25%), carbon tetrachloride or chloroform (15-25%) [Pat. RF 2125647, cl. E 21 B 43/22, 1999].
Недостатки данного состава:
- он в значительной степени загрязняет окружающую среду, поскольку в качестве растворителя-регулятора содержит в большом количестве (до 25%) хлороформ или четыреххлористый углерод; оба этих растворителя отравляют пластовые воды;
- стоимость микроэмульсии (прототипа) более чем на порядок превышает стоимость предлагаемого состава.The disadvantages of this composition:
- it significantly pollutes the environment, because as a solvent-regulator it contains a large amount (up to 25%) of chloroform or carbon tetrachloride; both of these solvents poison produced water;
- the cost of the microemulsion (prototype) is more than an order of magnitude higher than the cost of the proposed composition.
Задачей изобретения является разработка экологичного, высокоэффективного, относительно недорогого состава для интенсификации процесса нефтевытеснения за счет увеличения коэффициента извлечения нефти из пласта. The objective of the invention is to develop an environmentally friendly, highly effective, relatively inexpensive composition for intensifying the process of oil displacement by increasing the coefficient of oil recovery from the reservoir.
Поставленная задача решается разработкой состава для повышения нефтеотдачи пластов, который включает загуститель и моющий агент. Причем в качестве загустителя и моющего агента содержит оксиэтилированные карбоновые кислоты общей формулы CnH2n+1COO(C2H40)mH, где n = 15-20, m = 2-11 с молекулярной массой 344-810, дополнительно содержит фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов и воду при следующем соотношении компонентов, мас. %:
Оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0
Фосфаты или гидрофосфаты щелочных металлов - 1,0-7,2
Вода - Остальное
В составе могут быть использованы оксиэтилированные карбоновые кислоты (ОКК), выпускаемые отечественной промышленностью: Стеарокс-6 (ГОСТ 8980-75 с изменениями 1, 2, 3), Стеарокс-9 (ТУ 6-36-00203335-82-92), которые представляют собой оксиэтилированную стеариновую кислоту с числом оксиэтильных звеньев 6 и 9 соответственно, и Синтанокс 1720-9 (ТУ 6-14-293-79), который представляет собой смесь оксиэтилированных синтетических жирных кислот фракции С17-С20 с числом оксиэтильных звеньев 9-11. Указанные ОКК применяются в качестве текстильно-вспомогательных веществ [Поверхностно-активные вещества: Справочник/Абрамзон А. А. , Бочаров В. В. , Гаевой Г. В. и др. ; под ред. А. А. Абрамзона и Г. М. Гаевого. Л. : Химия, 1979, 307 с. , ТУ 6-36-00203335-82-92, ТУ 6-14-293-79] .The problem is solved by the development of a composition to increase oil recovery, which includes a thickener and a washing agent. Moreover, as a thickener and detergent, it contains ethoxylated carboxylic acids of the general formula C n H 2n + 1 COO (C 2 H 4 0) m H, where n = 15-20, m = 2-11 with a molecular weight of 344-810, in addition contains phosphates or hydrophosphates of alkali metals and water in the following ratio, wt. %:
Oxyethylated carboxylic acids - 0.1-5.0
Phosphates or hydrophosphates of alkali metals - 1.0-7.2
Water - Else
The composition can be used ethoxylated carboxylic acids (OCC) produced by the domestic industry: Stearox-6 (GOST 8980-75 as amended 1, 2, 3), Stearox-9 (TU 6-36-00203335-82-92), which represent ethoxylated stearic acid with the number of
Динатрий фосфат формулы Na2HP04•12Н2О с молекулярной массой 358 г/моль, представляет собой кристаллическую соль белого цвета. Выпускается по ТУ 113-25-110-90.Disodium phosphate of the formula Na 2 HP0 4 • 12H 2 O with a molecular weight of 358 g / mol, is a crystalline white salt. Available in accordance with TU 113-25-110-90.
Калия фосфат формулы К3Р04•7Н20 с молекулярной массой 338 г/моль представляет собой кристаллическую соль белого цвета. Выпускается по ГОСТ 4198-75.Potassium phosphate of the formula K 3 P0 4 • 7H 2 0 with a molecular weight of 338 g / mol is a white crystalline salt. Available in accordance with GOST 4198-75.
Нефтевытесняющую способность состава определяли на моделях пласта длиной 25 см и диаметром 1,5 см, заполненных терригенной породой. Образцы пористой среды под вакуумом насыщали пластовой водой с суммарным содержанием солей 55 г/л. Проницаемость насыпной модели 1,3 мкм2. Затем под вакуумом образцы пласта насыщали нефтью, вязкостью 70 мПа•с, до остаточной нефтенасыщенности. При вертикальном положении из модели пласта вытесняли нефть водопроводной водой при ее объемном расходе 0,28 см3/с до полной обводненности выходящих проб жидкости из модели пласта. Затем в модель закачивали состав в количестве, равном одному поровому объему пласта, и проталкивали его водопроводной водой до полной обводненности выходящих проб жидкости из модели. Эффективность состава определяли по дополнительно добытой нефти и рассчитывали прирост КНО (коэффициента нефтеотдачи): ΔKHO = KHOсумм-KHOводы (табл. 2).Oil-displacing ability of the composition was determined on reservoir models 25 cm long and 1.5 cm in diameter, filled with terrigenous rock. Samples of the porous medium under vacuum were saturated with formation water with a total salt content of 55 g / l. The permeability of the bulk model of 1.3 μm 2 . Then, under vacuum, the formation samples were saturated with oil, with a viscosity of 70 MPa • s, to a residual oil saturation. In a vertical position, oil was displaced from the reservoir model with tap water at its volumetric flow rate of 0.28 cm 3 / s to complete watering of the outgoing fluid samples from the reservoir model. Then, the composition was pumped into the model in an amount equal to one pore volume of the formation, and pushed with tap water until the water content of the outgoing fluid samples from the model was completely watered. Efficacy was determined at the composition additionally extracted and calculated gain of the CCW (recovery factor): ΔKHO = KHO -KHO amounts of water (Table 2.).
В таблице 1 представлена динамика кинематической вязкости растворов предлагаемого состава, в таблице 2 представлены данные по эффективности нефтевытеснения предлагаемого состава, прототипа и аналога. Table 1 presents the dynamics of the kinematic viscosity of the solutions of the proposed composition, table 2 presents data on the effectiveness of oil displacement of the proposed composition, prototype and analogue.
Пример 1 (Состав 3). Стеарокс-6 (0,5 мас. %) диспергируют в воде, настаивают в течение 24 часов и закачивают в пласт с остаточной нефтенасыщенностью по приведенной методике после стадии вытеснения водой. Прирост КНО составил 8,6%. Example 1 (Composition 3). Stearox-6 (0.5 wt.%) Is dispersed in water, infused for 24 hours and pumped into the reservoir with residual oil saturation according to the above procedure after the stage of water displacement. The increase in CCW amounted to 8.6%.
Аналогично примеру 1 готовятся остальные составы. Analogously to example 1, the remaining compositions are prepared.
Пример 2 (Состав 4). Динатрий фосфат (7,2 мас. %) растворяют в воде, затем в полученном растворе диспергируют Стеарокс-6 (0,5 мас. %). Состав настаивают в течение 168 часов и закачивают в пласт по приведенной методике. Прирост КНО составил 14,3%. Example 2 (Composition 4). Disodium phosphate (7.2 wt.%) Is dissolved in water, then Stearox-6 (0.5 wt.%) Is dispersed in the resulting solution. The composition is insisted for 168 hours and pumped into the reservoir according to the above procedure. The growth of CCW amounted to 14.3%.
Пример 3 (Прототип). Первоначально смешивают оксиэтилированную жирную кислоту (ОЖК) (15 мас. % на состав) и четыреххлористый углерод (15 мас. % на состав). Затем при перемешивании полученный раствор добавляют в нефтяную фазу - тяжелую, асфальто-смолистую нефть (70 мас. %). Нефтеотмывающая способность микроэмульсий, полученных на основе прототипа, оценивалась по приведенной методике. Закачка состава-прототипа осуществлялась в количестве 0,125 порового объема (по описанию изобретения). Результатом был полный доотмыв нефти из пласта. Example 3 (Prototype). Initially, mixed ethoxylated fatty acid (FFA) (15 wt.% Per composition) and carbon tetrachloride (15 wt.% Per composition) are mixed. Then, with stirring, the resulting solution is added to the oil phase - heavy, asphalt-resinous oil (70 wt.%). Oil washing ability of microemulsions obtained on the basis of the prototype was evaluated by the above methodology. The injection of the prototype composition was carried out in an amount of 0.125 pore volume (according to the description of the invention). The result was a complete washout of oil from the reservoir.
При использовании предлагаемого состава вытеснение нефти из пор плохопроницаемых участков пласта происходит за счет большей вязкости состава по сравнению с вязкостью воды и поверхностно-активной природы ОКК. Данные по вязкостным характеристикам приведены в таблице 1. When using the proposed composition, oil is displaced from the pores of the poorly permeable sections of the reservoir due to the higher viscosity of the composition compared to the viscosity of water and the surface-active nature of OCC. Data on the viscosity characteristics are shown in table 1.
Критическая концентрация мицеллобразования (ККМ) растворов ОКК составляет 0,45 мас. %, и значение поверхностного натяжения для этой концентрации равняется 49,6 дин/см. Таким образом, нефтевытеснение составом производится при концентрации ОКК выше ККМ. The critical micelle concentration (CMC) of OCC solutions is 0.45 wt. %, and the surface tension for this concentration is 49.6 dyne / cm. Thus, oil displacement by the composition is carried out at a concentration of OCC above CMC.
Использование в составе фосфата или гидрофосфата щелочных металлов ведет к дополнительному повышению вязкости коллоидного раствора ОКК (табл. 1). При максимальном содержании ОКК экономически нецелесообразно использовать максимальное содержание фосфатов или гидрофосфатов. The use of alkali metals in the phosphate or hydrogen phosphate leads to an additional increase in the viscosity of the colloidal OCC solution (Table 1). With a maximum content of OCC, it is economically impractical to use the maximum content of phosphates or hydrophosphates.
100%-ный доотмыв модели пласта наблюдался в случаях закачки состава-прототипа с концентрацией ПАВ 15 мас. % и предлагаемого состава с концентрацией ОКК 5 мас. % Таким образом, расход ОКК в предлагаемом составе существенно меньше, чем в прототипе. Это значительно снижает экономические затраты при добыче нефти. 100% re-washing of the reservoir model was observed in cases of injection of the prototype composition with a surfactant concentration of 15 wt. % and the proposed composition with a concentration of
Предлагаемый состав в отличие от прототипа является экологически безопасным, поскольку не использует органических растворителей, тем более токсичных (хлороформ, четыреххлористый углерод). The proposed composition, unlike the prototype, is environmentally friendly, since it does not use organic solvents, especially toxic ones (chloroform, carbon tetrachloride).
Предлагаемый состав значительно превосходит аналог по эффективности нефтевытеснения при соизмеримых концентрациях ПАВ. The proposed composition significantly exceeds the analogue in the efficiency of oil displacement with comparable concentrations of surfactants.
При содержании компонентов ниже нижних граничных значений падает эффективность нефтевытеснения и значение вязкости раствора ПАВ, а использование составов с более высоким содержанием компонентов экономически нецелесообразно. When the content of the components is lower than the lower boundary values, the oil displacement efficiency and the viscosity of the surfactant solution decrease, and the use of compositions with a higher content of components is not economically feasible.
Состав технологичен с точки зрения закачки в пласт, не требует дополнительных затрат на обустройство промыслов, эффективен на участках, где обводненность продукции добывающих скважин составляет 100%. The composition is technological from the point of view of injection into the reservoir, does not require additional costs for the arrangement of fields, is effective in areas where the water cut of production wells is 100%.
Из приведенных данных (табл. 2) видно, что данный состав позволяет увеличить охват пласта заводнением и повысить коэффициент извлечения нефти по сравнению с аналогом и получить результаты, соизмеримые с прототипом, будучи более экологичным и экономичным. From the above data (table. 2) it can be seen that this composition allows to increase the coverage of the reservoir by water flooding and to increase the oil recovery coefficient compared to the analogue and to obtain results comparable with the prototype, being more environmentally friendly and economical.
Claims (1)
Оксиэтилированные карбоновые кислоты - 0,1-5,0
Фосфат или гидрофосфат щелочных металлов - 1,0-7,2
Вода - ОстальноеComposition for enhancing oil recovery, including a thickener and a washing agent, characterized in that, as a thickening agent and a washing agent, it contains ethoxylated carboxylic acids of the general formula C n H 2n + 1 COO (C 2 H 4 O) m H, where n = 15- 20, m = 2-11 with a molecular weight of 344-810, additionally contains phosphate or hydrogen phosphate of alkali metals and water in the following ratio, wt. %:
Oxyethylated carboxylic acids - 0.1-5.0
Alkali metal phosphate or hydrogen phosphate - 1.0-7.2
Water - Else
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000123467A RU2178068C1 (en) | 2000-09-13 | 2000-09-13 | Composition for increase of formation oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000123467A RU2178068C1 (en) | 2000-09-13 | 2000-09-13 | Composition for increase of formation oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2178068C1 true RU2178068C1 (en) | 2002-01-10 |
Family
ID=20239960
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000123467A RU2178068C1 (en) | 2000-09-13 | 2000-09-13 | Composition for increase of formation oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2178068C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2237802C2 (en) * | 2002-11-25 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" | Oil extraction method |
| RU2265717C1 (en) * | 2004-07-21 | 2005-12-10 | Открытое акционерное общество "МНКТ" | Oil production method |
| RU2547871C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Composition for reservoir oil recovery increasing |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4037656A (en) * | 1976-05-21 | 1977-07-26 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method employing acids extracted from crudes using a ion-exchange process |
| US4452308A (en) * | 1982-12-13 | 1984-06-05 | Texaco Inc. | Method of using low molecular weight polyalkylene glycols as sacrificial agents for surfactant flooding |
| RU2087688C1 (en) * | 1994-09-29 | 1997-08-20 | Вакер-Хеми ГмбХ | Oil production method |
| RU2097541C1 (en) * | 1995-02-10 | 1997-11-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for controlling permeability of bed and insulating formation water |
| RU2109132C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Method for increasing oil recovery from beds |
| RU2125647C1 (en) * | 1997-04-01 | 1999-01-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Compound for oil recovery and method of making compound |
-
2000
- 2000-09-13 RU RU2000123467A patent/RU2178068C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4037656A (en) * | 1976-05-21 | 1977-07-26 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery method employing acids extracted from crudes using a ion-exchange process |
| US4452308A (en) * | 1982-12-13 | 1984-06-05 | Texaco Inc. | Method of using low molecular weight polyalkylene glycols as sacrificial agents for surfactant flooding |
| RU2087688C1 (en) * | 1994-09-29 | 1997-08-20 | Вакер-Хеми ГмбХ | Oil production method |
| RU2097541C1 (en) * | 1995-02-10 | 1997-11-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for controlling permeability of bed and insulating formation water |
| RU2109132C1 (en) * | 1996-06-27 | 1998-04-20 | Закрытое акционерное общество "Тюмень-Технология" | Method for increasing oil recovery from beds |
| RU2125647C1 (en) * | 1997-04-01 | 1999-01-27 | Позднышев Геннадий Николаевич | Compound for oil recovery and method of making compound |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИБРАГИМОВ Г.З. и др. Химические реагенты для добычи нефти. - М.: Недра, 1986, с.177-178. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2237802C2 (en) * | 2002-11-25 | 2004-10-10 | Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" | Oil extraction method |
| RU2265717C1 (en) * | 2004-07-21 | 2005-12-10 | Открытое акционерное общество "МНКТ" | Oil production method |
| RU2547871C1 (en) * | 2014-03-18 | 2015-04-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Национальный минерально-сырьевой университет "Горный" | Composition for reservoir oil recovery increasing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2598959C2 (en) | Thickened viscoelastic fluid media and their application | |
| RU2249682C2 (en) | Method for enhancing penetrability of underground oil-bearing formation | |
| US6972274B1 (en) | Method of improving the permeability of an underground petroleum-containing formation | |
| DE60302351T2 (en) | THICKNESS ACID COMPOSITIONS AND ITS USES | |
| US3945437A (en) | Process for displacing oil using aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates | |
| US10266751B2 (en) | Method of mineral oil production | |
| RU2742232C2 (en) | Sulfosuccinate surface-active mixtures and methods for use thereof | |
| CN109575894B (en) | Neutral blocking remover for chemical oil extraction in oil field and preparation method thereof | |
| US7972084B2 (en) | System for surfactant-based water treatment for irrigated soils | |
| US20120184470A1 (en) | Use Of Alk(en)yl Oligoglycosides In Enhanced Oil Recovery Processes | |
| RU2060373C1 (en) | Method for developing oil deposit | |
| US4013569A (en) | Aqueous anionic surfactant systems containing aromatic ether polysulfonates | |
| US11549053B2 (en) | Compositions and methods for enhanced oil recovery from low permeability formations | |
| CN104130767A (en) | Salt-resistant and acid-resistant concentrated foaming agent as well as preparation method and application thereof | |
| RU2178068C1 (en) | Composition for increase of formation oil recovery | |
| JP2009132905A (en) | Soil cleaner composition | |
| CN104968759A (en) | Process for treating subterranean oil-bearing formations comprising carbonate rocks | |
| CN111373014A (en) | Robust alkyl ether sulfate mixtures for enhanced oil recovery | |
| US4556434A (en) | Sewer cleaning foam composition and method | |
| RU2143553C1 (en) | Composition for increase of oil recovery | |
| RU2394062C1 (en) | Solid base for acidic composition and composition for treatment of bottomhole zone of carbonate bed | |
| RU2265717C1 (en) | Oil production method | |
| RU2312880C1 (en) | Stabilizer for collector properties of oil formation | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| WO2022072575A1 (en) | Acidizing fluid and method of improving hydrocarbon recovery using the same |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070914 |