RU2195549C2 - Method of producing high-viscosity oil - Google Patents
Method of producing high-viscosity oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2195549C2 RU2195549C2 RU2001104104A RU2001104104A RU2195549C2 RU 2195549 C2 RU2195549 C2 RU 2195549C2 RU 2001104104 A RU2001104104 A RU 2001104104A RU 2001104104 A RU2001104104 A RU 2001104104A RU 2195549 C2 RU2195549 C2 RU 2195549C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- viscosity
- injection
- hydrocarbon
- oxidizing bacteria
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 241000894006 Bacteria Species 0.000 claims abstract description 11
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 11
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 6
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000013048 microbiological method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 29
- 239000003085 diluting agent Substances 0.000 description 7
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 5
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 5
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 4
- 230000001580 bacterial effect Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000006477 desulfuration reaction Methods 0.000 description 3
- 230000023556 desulfurization Effects 0.000 description 3
- 229910000397 disodium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019800 disodium phosphate Nutrition 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000813 microbial effect Effects 0.000 description 3
- 229910000402 monopotassium phosphate Inorganic materials 0.000 description 3
- 235000019796 monopotassium phosphate Nutrition 0.000 description 3
- LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K potassium phosphate Substances [K+].[K+].[K+].[O-]P([O-])([O-])=O LWIHDJKSTIGBAC-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 239000001632 sodium acetate Substances 0.000 description 3
- 235000017281 sodium acetate Nutrition 0.000 description 3
- 239000001488 sodium phosphate Substances 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000002028 Biomass Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 244000005706 microflora Species 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 2
- PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 2-(3-bromo-2-fluorophenyl)acetic acid Chemical compound OC(=O)CC1=CC=CC(Br)=C1F PAWQVTBBRAZDMG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000588625 Acinetobacter sp. Species 0.000 description 1
- 241000222120 Candida <Saccharomycetales> Species 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N Phosphorus Chemical compound [P] OAICVXFJPJFONN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N Potassium Chemical compound [K] ZLMJMSJWJFRBEC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000589516 Pseudomonas Species 0.000 description 1
- 241000589774 Pseudomonas sp. Species 0.000 description 1
- 241000589614 Pseudomonas stutzeri Species 0.000 description 1
- 240000004808 Saccharomyces cerevisiae Species 0.000 description 1
- VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M Sodium acetate Chemical compound [Na+].CC([O-])=O VMHLLURERBWHNL-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 150000008044 alkali metal hydroxides Chemical class 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000003945 anionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000012141 concentrate Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L disodium hydrogen phosphate Chemical compound [Na+].[Na+].OP([O-])([O-])=O BNIILDVGGAEEIG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 230000002906 microbiologic effect Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000008935 nutritious Nutrition 0.000 description 1
- 229910052698 phosphorus Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011574 phosphorus Substances 0.000 description 1
- 230000035479 physiological effects, processes and functions Effects 0.000 description 1
- 229910052700 potassium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011591 potassium Substances 0.000 description 1
- GNSKLFRGEWLPPA-UHFFFAOYSA-M potassium dihydrogen phosphate Chemical compound [K+].OP(O)([O-])=O GNSKLFRGEWLPPA-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000011782 vitamin Substances 0.000 description 1
- 229940088594 vitamin Drugs 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Purification Treatments By Anaerobic Or Anaerobic And Aerobic Bacteria Or Animals (AREA)
- Liquid Carbonaceous Fuels (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к микробиологическим способам добычи высоковязкой нефти. The invention relates to the oil industry, namely to microbiological methods for the production of high-viscosity oil.
Известен способ микробиологической обработки нефтяного пласта, включающий закачку микробной биомассы биохимического производства белкововитаминных концентратов (см патент РФ 2118677, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1998 г.). A known method of microbiological treatment of an oil reservoir, including the injection of microbial biomass of the biochemical production of protein-vitamin concentrates (see RF patent 2118677, MKI E 21 V 43/22, publ. 1998).
Данный способ недостаточно эффективен вследствие того, что снижение вязкости нефти происходит лишь за счет образования газа, используемая микробная биомасса не воздействует на тяжелые фракции нефти, а также содержащиеся в отходе питательные вещества являются хорошей средой для образования сульфатвосстанавливающих бактерий, которые вызывают коррозию нефтепромыслового оборудования. This method is not effective enough due to the fact that the decrease in oil viscosity occurs only due to the formation of gas, the microbial biomass used does not affect heavy oil fractions, and the nutrients contained in the waste are a good medium for the formation of sulfate-reducing bacteria that cause corrosion of oilfield equipment.
Известен способ добычи высоковязкой обводненной нефти, включающий снижение вязкости нефти путем закачки смеси поверхностно-активного вещества с растворителем (см. авт.свид. 1798487, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1993 г.)
Однако данный способ недостаточно эффективен, а также при использовании способа необходим постоянный промысловый контроль.A known method of producing highly viscous waterlogged oil, including reducing the viscosity of oil by injecting a mixture of a surfactant with a solvent (see ed. Certificate. 1798487, MKI E 21 V 43/22, publ. 1993)
However, this method is not effective enough, and also when using the method requires constant fishing control.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ добычи высоковязкой нефти путем закачки разжижающего состава, включающего анионное поверхностно-активное вещество (АПАВ), неионогенное поверхностно-активное вещество (HПAB), гидроокись щелочных металлов и воду лоркальциевого типа (см патент РФ 2062868, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1996 г.). The closest in technical essence and the achieved effect is a method for the production of highly viscous oil by injection of a diluent composition, including anionic surfactant (ACAS), nonionic surfactant (NPAB), alkali metal hydroxide and water of Lorcalcium type (see RF patent 2062868, MKI E 21 B 43/22, publ. 1996).
Однако данный способ неэффективен при добыче высоковязкой нефти закачкой разжижающего состава через нагнетательные скважины вследствие необходимости закачки больших объемов реагентов, что приводит к удорожанию процесса добычи. However, this method is ineffective in the production of high-viscosity oil by pumping a fluidizing agent through injection wells due to the need to pump large volumes of reagents, which leads to a more expensive production process.
В основу настоящего изобретения положена задача - создание высокоэффективного и экологически чистого способа добычи высоковязкой нефти, позволяющего за счет снижения вязкости нефти и ее обессеривания повысить нефтеотдачу. The present invention is based on the task of creating a highly efficient and environmentally friendly method for the production of highly viscous oil, which allows to increase oil recovery by reducing the viscosity of oil and its desulfurization.
Поставленная задача решается путем создания способа добычи высоковязкой нефти, включающего закачку через нагнетательную скважину вытесняющего агента, отбор продукции через добывающие скважины и использование при нагнетании разжижающего состава, причем в качестве разжижающего агента используют углеводородокисляющие бактерии с питательными солями в водном растворе при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородокисляющие бактерии - 0,05-0,15
Питательные соли - 0,07-0,3
Вода - Остальное
В преимущественном варианте выполнения способа закачку производят циклически.The problem is solved by creating a method for producing highly viscous oil, including pumping a displacing agent through an injection well, taking products through production wells and using a diluent composition when injecting, and hydrocarbon-oxidizing bacteria with nutrient salts in an aqueous solution are used as a diluent in the following ratio of components, wt .%:
Hydrocarbon-oxidizing bacteria - 0.05-0.15
Nutrient salts - 0.07-0.3
Water - Else
In an advantageous embodiment of the method, the injection is performed cyclically.
В качестве углеводородокисляющих бактерий (УОБ) используют бактерии, обладающие способностью снижать вязкость нефти и обессеривать ее, например: - штамм Pseudomonas species-45, выделенный с территории бензозаправки с почв, загрязненных нефтепродуктами из коллекции Института биохимии и физиологии микроорганизмов, г. Пушкино,
- бактериальный биопрепарат, представляющий собой ассоциацию микроорганизмов Pseudomonas stutzeri, 367-1, Rhodoccocus erythropolis, 367-2, Rhodoccocus maris, 367-5, Rhodoccocus erythropolis, 367-6, Rhodoccocus maris, 367-4 и дрожжевые микроорганизмы Candida sp., 367-3, выделенные из пластовых вод Бондюжского нефтяного месторождения;
- бактериальный препарат, состоящий из микроорганизмов рода Acinetobacter sp., из коллекции Бердского завода биохимических препаратов.As hydrocarbon-oxidizing bacteria (BDS), bacteria are used that have the ability to reduce the viscosity of oil and desulfurize it, for example: - Pseudomonas species-45 strain isolated from gas station from soils contaminated with oil products from the collection of the Institute of Biochemistry and Physiology of Microorganisms, Pushkino,
- a bacterial biological product, which is an association of microorganisms Pseudomonas stutzeri, 367-1, Rhodoccocus erythropolis, 367-2, Rhodoccocus maris, 367-5, Rhodoccocus erythropolis, 367-6, Rhodoccocus maris, 367-4 and yeast microorganisms Candida sp. -3, isolated from produced waters of the Bondyuzhskoye oil field;
- a bacterial preparation consisting of microorganisms of the genus Acinetobacter sp., from the collection of the Berdsk plant of biochemical preparations.
Для пластов, имеющих свою микрофлору, подбирают УОБ, совместимые с пластовой микрофлорой, и, исходя из этого, определяют количество УОБ в составе, чтобы общее количество УОБ было в пределах заявляемого. For formations that have their own microflora, DRR is selected that are compatible with reservoir microflora, and, based on this, the amount of DRR in the composition is determined so that the total amount of DRR is within the claimed range.
В качестве питательных солей используют азот- и фосфоросодержащие соли или их смеси, например:
- азотно-кислый аммоний (NН4NО3) по ГОСТ 2-85;
- монокалийфосфат (KH2PО4) по ТУ 6-09-5324-87;
- динатрийфосфат (Na2HPО4)х12 H2О по ГОСТ 4172-76;
- ацетат натрия (СН3COONa) по ГОСТ 2080-76.As nutrient salts, nitrogen and phosphorus-containing salts or mixtures thereof are used, for example:
- nitric acid ammonium (NH 4 NO 3 ) according to GOST 2-85;
- monopotassium phosphate (KH 2 PO 4 ) according to TU 6-09-5324-87;
- disodium phosphate (Na 2 HPO 4 ) x12 H 2 O according to GOST 4172-76;
- sodium acetate (CH 3 COONa) according to GOST 2080-76.
Углеводородокисляющие бактерии и питательные соли выпускаются промышленностью в порошкообразном состоянии, легко перемешиваются, поэтому водный раствор из смеси данных компонентов можно приготовить в промысловых условиях непосредственно на месте использования для приготовления водного раствора. Hydrocarbon-oxidizing bacteria and nutritious salts are commercially available in powder form and are easily mixed, therefore, an aqueous solution of a mixture of these components can be prepared under field conditions directly at the place of use for the preparation of an aqueous solution.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать эффективный и экологически чистый способ добычи высоковязкой нефти за счет снижения вязкости нефти и ее обессеривания. A new set of claimed essential features allows us to obtain a new technical result, namely, to create an effective and environmentally friendly way to produce highly viscous oil by reducing the viscosity of oil and its desulfurization.
Анализ известных решений, отобранных в процессе поиска, показал, что в науке и технике нет объекта, обладающего заявленной совокупностью признаков и наличием вышеуказанных свойств и преимуществ, что позволяет сделать вывод о соответствии заявленного объекта критериям "новизна" и "изобретательский уровень". An analysis of the known solutions selected in the search process showed that in science and technology there is no object with the claimed combination of features and the presence of the above properties and advantages, which allows us to conclude that the claimed object meets the criteria of "novelty" and "inventive step".
Для доказательства соответствия заявленного изобретения критерию "промышленная применимость" приводим конкретные примеры по определению эффективности данного способа. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability" we give specific examples to determine the effectiveness of this method.
Технология применения опытно-промышленных работ заключается в следующем. Около скважины устанавливают автоцистерну типа АЦ и при перемешивании готовят разжижающий состав. Для приготовления 200 м3 разжижающего состава в пресную или слабоминерализованную воду при перемешивании добавляют 100-300 кг УОБ, 100-400 кг азотно-кислого аммония, 20-100 кг динатрийфосфата, 20-100 кг монокалийфосфата и 20-200 кг ацетата натрия.The technology for the application of pilot works is as follows. A tanker of the AC type is installed near the well and, with stirring, a diluent is prepared. To prepare 200 m 3 of a diluent composition, 100-300 kg of DRR, 100-400 kg of ammonium nitrate, 20-100 kg of disodium phosphate, 20-100 kg of monopotassium phosphate and 20-200 kg of sodium acetate are added to fresh or weakly mineralized water with stirring.
Закачку разжижающего состава производят с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 в пласт, содержащий высоковязкие и сернистые нефти, обводненные пресными или слабоминерализованными водами. Закачку состава осуществляют в 4-10 циклов по 200 м3 в каждом цикле. После каждого цикла делают выдержку для реагирования разжижающего состава с нефтью и далее возобновляют закачку вытесняющего агента.The thinning composition is injected using a pump unit of the CA-320 type into a reservoir containing highly viscous and sulphurous oils flooded with fresh or low-mineralized waters. The composition is injected in 4-10 cycles of 200 m 3 in each cycle. After each cycle, an exposure is made for the reaction of the diluent composition with oil and then the injection of the displacing agent is resumed.
Эффективность предлагаемого способа определяют в лабораторных условиях по снижению вязкости нефти и по содержанию общей серы в образцах до и после обработки разжижающим составом. The effectiveness of the proposed method is determined in laboratory conditions to reduce the viscosity of oil and the total sulfur content in the samples before and after treatment with a diluent composition.
Измерение вязкости нефти производят на ротационном визкозиметре "Contraves Low Sher -40" фирмы "Mettler", а содержание серы определяют с помощью анализатора "Lab-x 3000" фирмы "Oxford Instruments Industrial Analysis Group". The viscosity of the oil is measured on a Mettler Rotary Viscometer Contraves Low Sher-40, and the sulfur content is determined using an Oxford Instruments Industrial Analysis Group Lab-x 3000 analyzer.
В качестве сырья используют нефть со следующим физико-химическими характеристиками: плотность 0,0245 г/см3; вязкость при 23oС 220,8 мПа•с; содержание серы 4,43%, залегающая на глубине 505 м в карбонатных коллекторах с пористостью 9,8% при давлении в пласте 60 атм, с минерализацией пластовых вод 60 г/л.As raw materials, oil is used with the following physicochemical characteristics: density 0.0245 g / cm 3 ; viscosity at 23 o C 220.8 MPa • s; sulfur content of 4.43%, occurring at a depth of 505 m in carbonate reservoirs with porosity of 9.8% at a pressure in the reservoir of 60 atm, with a salinity of formation water of 60 g / l.
Результаты исследований приведены в таблице. The research results are shown in the table.
Пример 1. Example 1
В лабораторную колбу добавляют при перемешивании 1,0 г углеводородокисляющих бактерий - штамм Pseudomonas sp, - 45,10 г - азотно-кислого аммония, 0,2 г - монокалийфосфата, 0,2 г - динатрийфосфата, 0,5 г - ацетата натрия, 997 мл - пластовой воды и нефть в количестве 250 мл. Выдерживают колбы в течение 14 дней при температуре 30oС. Далее определяют вязкость нефти и количество общей серы в ней (см. табл., пример 1).While stirring, add 1.0 g of hydrocarbon-oxidizing bacteria to the laboratory flask - Pseudomonas sp strain, - 45.10 g - ammonium nitrate, 0.2 g - monopotassium phosphate, 0.2 g - disodium phosphate, 0.5 g - sodium acetate, 997 ml - formation water and oil in the amount of 250 ml. The flask is aged for 14 days at a temperature of 30 o C. Next, determine the viscosity of the oil and the amount of total sulfur in it (see table, example 1).
Примеры 2-9 проводят аналогичным способом, используя в качестве УОБ различные бактериальные культуры (см. табл., пример 2-9). Examples 2-9 are carried out in a similar manner, using various bacterial cultures as the DRR (see table, example 2-9).
Выдерживают колбы в течение 14 дней при температуре 30oC. Далее определяют вязкость нефти и количество общей серы в ней (см.табл., пример 1).The flask is aged for 14 days at a temperature of 30 o C. Next, determine the viscosity of the oil and the amount of total sulfur in it (see table., Example 1).
Пример 10 (прототип). Example 10 (prototype).
В лабораторную колбу в 898 мл пластовой воды хлоркальциевого типа с содержанием хлоридов до 9% добавляют 7,0 г анионоактивного ПАВ-ТЭАС-М, 12,0 г - НПАВ - ОП-10, 83,0 - КОН и нефть в количестве 250 мл. Определяют конечную вязкость нефти (см.табл., пример 10). In a laboratory flask in 898 ml of potassium chloride-type produced water with a chloride content of up to 9%, add 7.0 g of anionic surfactant-TEAS-M, 12.0 g of nonionic surfactants - OP-10, 83.0 - KOH and oil in an amount of 250 ml . The final viscosity of the oil is determined (see table, example 10).
Предлагаемый способ добычи высоковязкой нефти по сравнению с прототипом позволяет достичь снижения вязкости нефти, а также дополнительно осуществить ее обессеривание. The proposed method for the production of high-viscosity oil in comparison with the prototype allows to achieve a decrease in the viscosity of oil, as well as additionally carry out its desulfurization.
Применение составов на основе микробных клеток не влияет отрицательно на окружающую среду. The use of compositions based on microbial cells does not adversely affect the environment.
Claims (1)
Углеводородокисляющие бактерии - 0,05-0,15
Питательные соли - 0,07-0,3
Вода - Остальное
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что разжижающий состав закачивают циклически.1. A method of producing highly viscous oil, including pumping a displacing agent through an injection well, selecting products through production wells, using a fluidizing composition when injecting, characterized in that hydrocarbon-oxidizing bacteria with nutrient salts in an aqueous solution are used as a fluidizing composition in the following ratio of components, wt . %:
Hydrocarbon-oxidizing bacteria - 0.05-0.15
Nutrient salts - 0.07-0.3
Water - Else
2. The method according to p. 1, characterized in that the thinning composition is pumped cyclically.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001104104A RU2195549C2 (en) | 2001-02-15 | 2001-02-15 | Method of producing high-viscosity oil |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001104104A RU2195549C2 (en) | 2001-02-15 | 2001-02-15 | Method of producing high-viscosity oil |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2195549C2 true RU2195549C2 (en) | 2002-12-27 |
Family
ID=20245990
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001104104A RU2195549C2 (en) | 2001-02-15 | 2001-02-15 | Method of producing high-viscosity oil |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2195549C2 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2467050C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for reducing oil viscosity in low-temperature deposit conditions |
| RU2610051C1 (en) * | 2016-02-25 | 2017-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) |
| RU2610959C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method (versions) |
| CN107165610A (en) * | 2017-06-06 | 2017-09-15 | 陕西博秦生物工程有限公司 | Utilize fungi ectoenzyme and the dual intensified oil reduction method of microorganism alternately |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2118677C1 (en) * | 1997-11-26 | 1998-09-10 | Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of microbiologically treating oil bed |
| RU2129658C1 (en) * | 1998-06-24 | 1999-04-27 | Уваров Сергей Геннадьевич | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment |
| RU2144981C1 (en) * | 1997-01-17 | 2000-01-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for oil displacement |
| RU2168616C1 (en) * | 2000-06-16 | 2001-06-10 | Хайрединов Нил Шахиджанович | Method of increasing oil recovery of formations |
-
2001
- 2001-02-15 RU RU2001104104A patent/RU2195549C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2144981C1 (en) * | 1997-01-17 | 2000-01-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for oil displacement |
| RU2118677C1 (en) * | 1997-11-26 | 1998-09-10 | Башкирский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method of microbiologically treating oil bed |
| RU2129658C1 (en) * | 1998-06-24 | 1999-04-27 | Уваров Сергей Геннадьевич | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment |
| RU2168616C1 (en) * | 2000-06-16 | 2001-06-10 | Хайрединов Нил Шахиджанович | Method of increasing oil recovery of formations |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2467050C1 (en) * | 2011-03-22 | 2012-11-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for reducing oil viscosity in low-temperature deposit conditions |
| RU2610959C1 (en) * | 2015-12-23 | 2017-02-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil reservoir development method (versions) |
| RU2610051C1 (en) * | 2016-02-25 | 2017-02-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of carbonate oil reservoir (versions) |
| CN107165610A (en) * | 2017-06-06 | 2017-09-15 | 陕西博秦生物工程有限公司 | Utilize fungi ectoenzyme and the dual intensified oil reduction method of microorganism alternately |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FI91662B (en) | Oil recovery from oil deposits | |
| US11549053B2 (en) | Compositions and methods for enhanced oil recovery from low permeability formations | |
| RU2078916C1 (en) | Composition for treatment of oil deposit | |
| RU2195549C2 (en) | Method of producing high-viscosity oil | |
| CN110566170A (en) | Method for improving heterogeneity of oil reservoir by inducing mineral precipitation through microorganisms in oil reservoir | |
| WO2009008724A1 (en) | A method for avoiding or reducing permeation of soil particles in a hydrocarbon well | |
| AU2013362812A1 (en) | Nutrient composition, process and system for enhancing biogenic methane production from a carbonaceous material | |
| CN108219765A (en) | A kind of reservoir endogenous micro-organisms activator and its flooding method based on inorganic salts | |
| RU2047752C1 (en) | Composition for oil displacement | |
| RU2134774C1 (en) | Method of displacing oil | |
| RU2079642C1 (en) | Method of development of oil pool and composition for its embodiment | |
| CA1119794A (en) | Method and installation for flooding petroleum wells and oil-sands | |
| RU2204014C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2043489C1 (en) | Method for development of oil pool | |
| SU1700199A1 (en) | Method for insulating water inflow in well | |
| RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2122631C1 (en) | Compound for oil recovery | |
| SU1652337A1 (en) | Method for enhancing oil yield in secondary oil recovery | |
| RU2774884C1 (en) | Method for waterproofing work in the well | |
| RU2221139C2 (en) | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation | |
| RU2049911C1 (en) | Method for development of oil field | |
| CN112877049A (en) | Microbial foam drainage agent and application thereof in gas well exploitation | |
| RU2168616C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
| RU2644365C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2769612C1 (en) | Method for developing a heterogeneous oil reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070216 |