RU2221139C2 - Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation - Google Patents
Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2221139C2 RU2221139C2 RU2001118110/13A RU2001118110A RU2221139C2 RU 2221139 C2 RU2221139 C2 RU 2221139C2 RU 2001118110/13 A RU2001118110/13 A RU 2001118110/13A RU 2001118110 A RU2001118110 A RU 2001118110A RU 2221139 C2 RU2221139 C2 RU 2221139C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- surface active
- active substance
- well
- composition
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Processing Of Solid Wastes (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к составам и способам обработки скважины и призабойной зоны пластов с помощью микробиологического воздействия. The invention relates to the oil industry, in particular to compositions and methods for treating a well and a bottomhole formation zone using microbiological effects.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта путем закачки состава, содержащего культуру углеводородокисляющих микроорганизмов (УОМ) с питательными веществами и неионогенными поверхностно-активными веществами (НПАВ), причем для интенсификации жизнедеятельности микроорганизмов или их разрушения состав подвергают волновому воздействию с различной частотой (см. патент РФ 2121059, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1998 г.). There is a method of treating the bottom-hole zone of the formation by injecting a composition containing a culture of hydrocarbon-oxidizing microorganisms (UOM) with nutrients and nonionic surface-active substances (nonionic surfactants), moreover, to intensify the vital activity of microorganisms or their destruction, the composition is subjected to wave action with different frequencies (see RF patent 2121059, MKI E 21 43/22, publ. 1998).
Недостатком данного способа является сложность технологического исполнения вследствие учета многих факторов при подготовке закачиваемого состава. The disadvantage of this method is the complexity of the technological design due to the consideration of many factors in the preparation of the injected composition.
Известен способ обработки нефтяного пласта, включающий закачку в призабойную зону микробиологического раствора с добавкой питательных веществ и НПАВ с последующим дренированием пласта для удаления продуктов кольматации и закупоривающих агентов (см. патент РФ 2129658, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 1999 г.). A known method of processing an oil reservoir, including injecting into the bottom-hole zone of a microbiological solution with the addition of nutrients and nonionic surfactants, followed by drainage of the reservoir to remove mud products and plugging agents (see RF patent 2129658, MKI E 21 B 43/22, publ. 1999, )
Недостатком данного способа является недостаточно высокая эффективность, связанная с относительно низкими нефтеотмывающими свойствами образующихся нефтевытесняющих агентов. The disadvantage of this method is the insufficiently high efficiency associated with the relatively low oil laundering properties of the resulting oil displacing agents.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому эффекту является способ обработки призабойной зоны добывающей скважины, включающий закачку в пласт раствора НПАВ и микробиологического раствора с добавкой питательных веществ, проведение технологической выдержки с последующим удалением продуктов кольматации и закупоривающих агентов (см. патент РФ 2156353, МКИ Е 21 В 43/22, публ. 2000 г.). The closest in technical essence and the achieved effect is a method for treating the bottom-hole zone of a producing well, which includes injecting a nonionic surfactant solution and a microbiological solution with the addition of nutrients into the formation, holding the technological extract with the subsequent removal of the mud products and plugging agents (see RF patent 2156353, MKI E 21 B 43/22, publ. 2000).
Недостатком известного способа является то, что микробиологическое воздействие осуществляется лишь в сочетании с физическим воздействием на призабойную зону. The disadvantage of this method is that the microbiological effect is carried out only in combination with a physical effect on the bottomhole zone.
В основу настоящего изобретения положена задача создания высокоэффективного экологически чистого состава для обработки скважины и призабойной зоны пласта и способа обработки скважины и призабойной зоны пласта, снизивших свою продуктивность в результате загрязнения стенок скважины и призабойной зоны пласта асфальтено-смолопарафиновыми отложениями (АСПО) и другими закупоривающими агентами. The present invention is based on the task of creating a highly efficient environmentally friendly composition for treating a well and a bottomhole formation zone and a method for treating a well and a bottomhole formation zone, which have decreased their productivity as a result of contamination of the walls of the well and a bottomhole formation zone with asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) and other plugging agents .
Поставленная задача решается путем создания состава для обработки скважины и призабойной зоны пласта, включающего углеродокисляющие бактерии, питательные соли, неионогенное поверхностно-активное вещество, воду и дополнительно содержащего комплексную добавку при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородокисляющие бактерии - 0,3-0,6
Питательные соли - 0,1-0,4
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,1-0,3
Комплексная добавка - 0,3-0,6
Вода - Остальное
В варианте состав содержит дрожжи при следующем соотношении компонентов, мас.%:
Углеводородокисляющие бактерии - 0,3-0,6
Питательные соли - 0,1-0,4
Неионогенное поверхностно-активное вещество - 0,1-0,3
Комплексная добавка - 0,3-0,6
Дрожжи - 0,05-0,1
Вода - Остальное
также путем создания способа обработки скважины и призабойной зоны пласта, включающего последовательную закачку раствора НПАВ и биореагента, проведение технологической выдержки с последующим извлечением продуктов кольматации и закупоривающих агентов, перед закачкой раствор НПАВ нагревают, осуществляют продавку раствора НПАВ в затрубное пространство, а биореагента в призабойную зону пласта водным раствором питательных солей, причем в качестве биореагента используют составы по п. 1 и 2.The problem is solved by creating a composition for treating a well and a bottomhole formation zone, including carbon-oxidizing bacteria, nutrient salts, a nonionic surfactant, water and additionally containing a complex additive in the following ratio of components, wt.%:
Hydrocarbon-oxidizing bacteria - 0.3-0.6
Nutrient salts - 0.1-0.4
Nonionic surfactant - 0.1-0.3
Complex additive - 0.3-0.6
Water - Else
In an embodiment, the composition contains yeast in the following ratio of components, wt.%:
Hydrocarbon-oxidizing bacteria - 0.3-0.6
Nutrient salts - 0.1-0.4
Nonionic surfactant - 0.1-0.3
Complex additive - 0.3-0.6
Yeast - 0.05-0.1
Water - Else
also by creating a method for treating a well and a bottom-hole formation zone, including sequential injection of a nonionic surfactant solution and a bioreagent, carrying out technological exposure followed by extraction of mud products and plugging agents, the non-surfactant solution is heated before injection, a non-surfactant solution is pushed into the annulus, and a bioreagent is placed in the bottom-hole zone formation with an aqueous solution of nutrient salts, and the compositions according to
Для приготовления состава в качестве углеводородокисляющих бактерий используют, например:
- бактериальный препарат "Путидойл" по ТУ 64.14.110 - 86;
- биопрепарат "Дестройл" по ТУ 9291 - 006 - 05803071 - 96;
- биопрепарат "Деворойл", представляющий собой ассоциацию штаммов, выделенных из аборигенной микрофлоры Бондюжского нефтяного месторождения.To prepare the composition as hydrocarbon-oxidizing bacteria use, for example:
- the bacterial drug Putidul according to TU 64.14.110 - 86;
- biological product "Destroyl" according to TU 9291 - 006 - 05803071 - 96;
- biological product "Devoroil", which is an association of strains isolated from the native microflora of the Bondyuzhsky oil field.
В качестве питательных солей для приготовления состава и при осуществлении технологии используют:
- диаммонийфосфат (NH4)2HPO4 по ГОСТ 3772-74;
- азотнокислый аммоний NH4NO3 по ГОСТ 2-85;
- азотнокислый калий KNO3 по ГОСТ 19790-74 или их смеси.As nutritional salts for the preparation of the composition and in the implementation of the technology using:
- diammonium phosphate (NH 4 ) 2 HPO 4 according to GOST 3772-74;
- ammonium nitrate NH 4 NO 3 according to GOST 2-85;
- potassium nitrate KNO 3 according to GOST 19790-74 or mixtures thereof.
Данные минеральные соли способствуют интенсификации роста и жизнедеятельности бактерий, содержащихся в составе. These mineral salts contribute to the intensification of the growth and vital activity of bacteria contained in the composition.
В качестве комплексной добавки используют для приготовления состава:
- отходы мукомольного производства по ТУ 8-РФ-11-95-11;
- отходы овсяного производства по ТУ 8-22-384;
- отходы гречишного производства по ТУ 8-2210-77.As a complex additive is used to prepare the composition:
- waste flour milling in accordance with TU 8-RF-11-95-11;
- oat production waste according to TU 8-22-384;
- buckwheat waste according to TU 8-2210-77.
Данные отходы содержат разнообразные вещества, такие как крахмал, мел, пептины, целлюлоза, микроэлементы, витамины, а также являются источниками микроорганизмов - р. Saccharomyces, p. Fuzarium, p. Clostridium, p. Pseudomonas, p. Micrococcus. These wastes contain a variety of substances, such as starch, chalk, peptins, cellulose, trace elements, vitamins, and are also sources of microorganisms - p. Saccharomyces, p. Fuzarium, p. Clostridium, p. Pseudomonas, p. Micrococcus.
УОБ при совместном использовании с комплексной добавкой дополнительно обогащаются органическими питательными веществами, содержащимися в комплексной добавке, а присутствующие в комплексной добавке микроорганизмы также используют в качестве минерального питания - питательные соли, в результате чего состав приобретает значительную биохимическую активность при обработке скважины и призабойной зоны. When combined with a complex additive, DRR is additionally enriched with organic nutrients contained in the complex additive, and microorganisms present in the complex additive are also used as mineral nutrition - nutrient salts, as a result of which the composition acquires significant biochemical activity during well and bottomhole treatment.
Введение в состав НПАВ, в качестве которой используют, например, оксиэтилированные изононилфенолы типа АФ9 - 6, АФ9 - 12 или их смесь по ТУ 38.507 - 63 - 171 - 91, МЛ - 72 или МЛ - 80 по ТУ 84 - 509 - 1 - 82, способствует проникновению микробиологического состава в глубь пласта за счет активизации капиллярных сил в призабойной зоне, усилению адсорбционных процессов для микроорганизмов и лучшему отмыванию АСПО и кольматирующих агентов со стенок скважины и порового пространства. Использование горячего раствора НПАВ при осуществлении технологии способствует отмыву АСПО и механических примесей со стенок скважины и насосно-компрессорных труб.Inclusion of a nonionic surfactant, which is used as, e.g., oxyethylated izononilfenoly type AF 9 - 6, AF 9 - 12 or a mixture thereof TU 38,507 - 63 - 171 - 91 ml - 72 or ML - 80 TU 84 - 509 - 1 - 82, promotes the penetration of the microbiological composition into the depth of the reservoir due to the activation of capillary forces in the near-wellbore zone, the strengthening of adsorption processes for microorganisms and the better washing of paraffin and sedimentation agents from the walls of the well and pore space. The use of a hot solution of nonionic surfactants in the implementation of the technology contributes to the washing of paraffin and mechanical impurities from the walls of the well and tubing.
Введение в состав дрожжей, используемых по ГОСТ 171 - 81 и состоящих из Sacehoromyces cerevusiae, способствует усилению эффективности состава при обработке скважины и призабойной зоны пласта. The introduction into the composition of yeast used in accordance with GOST 171 - 81 and consisting of Sacehoromyces cerevusiae, enhances the effectiveness of the composition during processing of the well and the bottomhole formation zone.
После закачки заявляемого состава в скважину и призабойную зону пласта в результате жизнедеятельности присутствующих в составе бактерий происходит активизация состава с последующей биодеградацией АСПО и кольматирующих агентов с выделением продуктов биодеградации - органических кислот, спиртов, биоПАВ, обладающих поверхностной активностью и способствующих отмыву отложений с поверхности оборудования, стенок скважины и призабойной зоны пласта. After the inventive composition is pumped into the well and the bottomhole formation zone as a result of the vital activity of the bacteria present in the composition, the composition activates, followed by biodegradation of paraffin and sedimentation agents with the release of biodegradation products - organic acids, alcohols, bio-surfactants that have surface activity and contribute to the washing of deposits from the equipment the walls of the well and the bottomhole formation zone.
Новая совокупность заявленных существенных признаков позволяет получить новый технический результат, а именно создать высокоэффективный экологически чистый состав и способ для обработки как нагнетательных, так и добывающих скважин и призабойной зоны пласта. A new set of claimed essential features allows to obtain a new technical result, namely to create a highly efficient environmentally friendly composition and method for treating both injection and production wells and the bottomhole formation zone.
Анализ отобранных в процессе поиска известных решений показал, что в науке и технике нет объекта, аналогичного заявленной совокупности признаков и обладающего высокими показателями при обработке скважины и призабойной зоны пластов. An analysis of the well-known solutions selected during the search showed that there is no object in science and technology that is similar to the claimed combination of features and has high rates when processing the well and bottom-hole formation zone.
Технология проведения опытно-промышленных работ заключается в следующем. В непосредственной близости от обрабатываемой скважины устанавливают 3 автоцистерны типа АЦ с объемом 8-10 м3 воды каждая.The technology for pilot works is as follows. In the immediate vicinity of the treated well, 3 AC tankers are installed with a volume of 8-10 m 3 of water each.
В одной цистерне готовят заявленный состав, в другой - горячий (60-80oС) водный раствор НПАВ, в третьей - водный раствор питательных солей.The claimed composition is prepared in one tank, in another a hot (60-80 o С) aqueous solution of nonionic surfactants, in the third - an aqueous solution of nutrient salts.
При открытой затрубной задвижке закачивают через колонну насосно-компрессорных труб 8-10 м3 горячий водяной раствор НПАВ 0,1-0,3%-ной концентрации, затем 5-6 м3 водного раствора питательных солей 0,1-0,4%-ной концентрации, которой выдавливают часть раствора НПАВ в затрубное пространство. Закрывают затрубную задвижку и закачивают 6-8 м3 заявляемого состава, который продавливают водным раствором питательных солей в призабойную зону пласта. Для реагирования заявляемого состава с АСПО и кольматирующими агентами проводят выдержку не менее 3 суток. Далее в зависимости от пластового давления проводят излив или извлекают путем свабирования скважины отработанный раствор с продуктами кольматации и закупоривающими агентами.When the annular valve is open, 8-10 m 3 hot aqueous solution of nonionic surfactants of 0.1-0.3% concentration is pumped through the tubing string, then 5-6 m 3 of an aqueous solution of nutrient salts 0.1-0.4% -th concentration, which squeeze part of the nonionic surfactant solution into the annulus. Close the annular valve and pump 6-8 m 3 of the claimed composition, which is pressed with an aqueous solution of nutrient salts into the bottomhole formation zone. For the reaction of the claimed composition with paraffin and colmatizing agents, an exposure of at least 3 days is carried out. Then, depending on the reservoir pressure, a spill is carried out or the spent solution with mud products and plugging agents is removed by swabbing the well.
Для доказательства соответствия заявляемого изобретения критерию "промышленная применимость" приводим примеры использования заявляемого состава при обработке скважины и призабойной зоны пласта. To prove the compliance of the claimed invention with the criterion of "industrial applicability", we give examples of the use of the claimed composition in the treatment of wells and bottom-hole formation zones.
Были проведены лабораторные исследования по определению степени разрушения отложений заявляемым составом. В качестве отложений были взяты образцы с нагнетательной и добывающей скважин. Исследования проводят в аэробных условиях при температуре 25-30oС в стационарных условиях в течение 20 суток. Изменение веса образцов контролируют методом гравиметрии в начале и в конце эксперимента по формуле:
ΔР=(Рн-Рк/Рн)•100%,
где Рн - вес образца в начале эксперимента, г;
Рк - вес образца в конце эксперимента, г.Laboratory studies were carried out to determine the degree of destruction of deposits of the claimed composition. Samples from injection and producing wells were taken as deposits. Studies are carried out under aerobic conditions at a temperature of 25-30 o C in stationary conditions for 20 days. The change in weight of the samples is controlled by gravimetry at the beginning and at the end of the experiment according to the formula:
ΔP = (P n -P to / P n ) • 100%,
where R n is the weight of the sample at the beginning of the experiment, g;
R to - the weight of the sample at the end of the experiment, g
Результаты исследований приведены в таблице 1. По данным таблицы 1 видно, что после воздействия на образцы заявленным составом вес образцов уменьшился на 9,2-34,1%. Во время проведения исследований проводят контроль за количеством клеток микроорганизмов. Количественный анализ микробных клеток определяют путем высева проб на соответствующие питательные среды методом предельных разведений. Обработку результатов проводят с помощью таблицы Мак-Креди, составленной на основании вариационной статистики (см. Руководство к практическим занятиям по микробиологии. В.В. Аникеев, К.А. Лукомская. М., "Просвещение", 1977 г.). Результаты приведены в таблице 2. Как видно из данных таблицы, после воздействия заявляемым составом на образцы отложений произошел рост клеток микроорганизмов - углеводородокисляющих бактерий и гетеротрофов микроорганизмов, которые получают углерод в основном из органических соединений в условиях пласта, что свидетельствует о биоразложении отложений. The research results are shown in table 1. According to table 1, it is seen that after exposure to the samples of the claimed composition, the weight of the samples decreased by 9.2-34.1%. During the study, control the number of cells of microorganisms. Quantitative analysis of microbial cells is determined by seeding samples on the appropriate nutrient medium by the method of limiting dilutions. Processing of the results is carried out using the McCredy table compiled on the basis of variation statistics (see the Guide to practical classes in microbiology. VV Anikeev, K. A. Lukomskaya. M., "Enlightenment", 1977). The results are shown in table 2. As can be seen from the table, after exposure to the inventive composition on the sediment samples, there was a growth of microorganism cells - hydrocarbon-oxidizing bacteria and heterotrophs of microorganisms, which receive carbon mainly from organic compounds in the reservoir, which indicates the biodegradation of deposits.
В примере с использованием известного состава рост клеток микроорганизмов прекратился, что свидетельствует о прекращении жизнедеятельности микроорганизмов. In an example using a known composition, the growth of microorganism cells has stopped, which indicates the cessation of the activity of microorganisms.
Проводят исследования по определению изменения компонентного состава образцов отложений, взятых с конкретных нагнетательной и добывающей скважин. После воздействия на образцы заявляемыми составами (табл. 1, состав 9, 4) проводят выдержку в течение 15 суток и определяют изменение веса и компонентного состава образцов. Результаты приведены в таблице 3. Из данных таблицы видно, что произошло уменьшение веса образцов после микробиологического воздействия. Studies are being conducted to determine changes in the component composition of sediment samples taken from specific injection and production wells. After exposure to samples of the claimed compounds (table. 1,
Для доказательства эффективности заявляемого состава приводим конкретный пример обработки нагнетательной скважины и призабойной зоны пласта. Обработку скважины и призабойной зоны осуществляют в следующей последовательности. При открытой затрубной задвижке закачивают 0,12% горячий раствор НПАВ-АФ9-6 в объеме 8 м3, который продавливают в затрубное пространство 0,3% водным раствором диаммонийфосфата. Затем закрывают затрубную задвижку и закачивают заявляемый состав в объеме 8 м3, который продавливают в призабойную зону водным раствором диаммонийфосфата. Проводят технологическую выдержку в течение 72 часов и извлекают отработанный состав с продуктами кольматации и закупоривающими агентами путем самоизлива в желобную емкость. Далее скважину пускают в эксплуатацию. До воздействия заявляемым способом приемистость была равна 34 м3/сут при Рустьевом 10,3 МПа и коэффициент приемистости (Кпр=приемистость /Рустьевом) составлял 0,33, а после обработки по истечении 6 месяцев приемистость увеличилась до 200 м3/сут при Рустьевом 15,0 МПа и коэффициент приемистости стал равен 1,3, что подтверждает эффективность заявляемого изобретения.To prove the effectiveness of the claimed composition, we give a specific example of the treatment of an injection well and a bottomhole formation zone. The treatment of the well and bottom-hole zone is carried out in the following sequence. In open annulus gate valve pumped 0.12% hot solution of nonionic surfactant -6-AF 9 in volume 8 m 3, which is forced into the annulus 0.3% aqueous solution of diammonium phosphate. Then close the annular valve and pump the inventive composition in a volume of 8 m 3 , which is pressed into the bottomhole zone with an aqueous solution of diammonium phosphate. Carry out technological exposure for 72 hours and remove the spent composition with the products of colmatation and plugging agents by self-discharge into the groove tank. Next, the well is put into operation. Before the impact of the inventive method, the injectivity was equal to 34 m 3 / day at P wellhead 10.3 MPa and the injectivity coefficient (K pr = injectivity / P wellhead ) was 0.33, and after processing after 6 months the injectivity increased to 200 m 3 / day at P wellhead of 15.0 MPa and the injection rate became equal to 1.3, which confirms the effectiveness of the claimed invention.
Предлагаемое изобретение обладает следующими технико-экономическими преимуществами:
- увеличивает приемистость нагнетательной и дебитдобывающих скважин за счет более эффективной обработки скважин и призабойной зоны пластов;
- является экологически чистым и не оказывает отрицательного воздействия на окружающую среду.The present invention has the following technical and economic advantages:
- increases the injectivity of injection and production wells due to more efficient treatment of wells and bottom-hole formation zones;
- It is environmentally friendly and does not have a negative impact on the environment.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001118110/13A RU2221139C2 (en) | 2001-06-29 | 2001-06-29 | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001118110/13A RU2221139C2 (en) | 2001-06-29 | 2001-06-29 | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2001118110A RU2001118110A (en) | 2003-06-20 |
| RU2221139C2 true RU2221139C2 (en) | 2004-01-10 |
Family
ID=32090264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001118110/13A RU2221139C2 (en) | 2001-06-29 | 2001-06-29 | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2221139C2 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2263772C1 (en) * | 2004-03-23 | 2005-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Oil deposit development method |
| CN103628851A (en) * | 2013-06-14 | 2014-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for activating oil reservoir indigenous microorganisms to produce object surface active agents |
| CN103912254A (en) * | 2013-01-09 | 2014-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving productivity of hydraulic fractured well through compound activator |
| RU2644365C1 (en) * | 2017-01-19 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2841044C1 (en) * | 2024-09-25 | 2025-06-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for bottomhole formation zone decolmatation in terrigenous reservoirs |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4231426A (en) * | 1979-05-09 | 1980-11-04 | Texaco Inc. | Method of using tracer fluids for enhanced oil recovery |
| US4905761A (en) * | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
| US4947932A (en) * | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| RU2036299C1 (en) * | 1991-03-21 | 1995-05-27 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil field |
| RU2043489C1 (en) * | 1993-08-10 | 1995-09-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil pool |
| RU2079642C1 (en) * | 1995-07-05 | 1997-05-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова | Method of development of oil pool and composition for its embodiment |
| RU2129658C1 (en) * | 1998-06-24 | 1999-04-27 | Уваров Сергей Геннадьевич | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment |
| RU2156353C1 (en) * | 2000-03-02 | 2000-09-20 | ООО НПФ "Промышленные технологии" | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well |
-
2001
- 2001-06-29 RU RU2001118110/13A patent/RU2221139C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4231426A (en) * | 1979-05-09 | 1980-11-04 | Texaco Inc. | Method of using tracer fluids for enhanced oil recovery |
| US4947932A (en) * | 1987-03-06 | 1990-08-14 | Chevron Research Company | Phosphate compound that is used in a microbial profile modification process |
| US4905761A (en) * | 1988-07-29 | 1990-03-06 | Iit Research Institute | Microbial enhanced oil recovery and compositions therefor |
| RU2036299C1 (en) * | 1991-03-21 | 1995-05-27 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil field |
| RU2043489C1 (en) * | 1993-08-10 | 1995-09-10 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of oil pool |
| RU2079642C1 (en) * | 1995-07-05 | 1997-05-20 | Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им.акад.А.П.Крылова | Method of development of oil pool and composition for its embodiment |
| RU2129658C1 (en) * | 1998-06-24 | 1999-04-27 | Уваров Сергей Геннадьевич | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment |
| RU2156353C1 (en) * | 2000-03-02 | 2000-09-20 | ООО НПФ "Промышленные технологии" | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2263772C1 (en) * | 2004-03-23 | 2005-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии" (ОАО "НИИнефтепромхим") | Oil deposit development method |
| CN103912254A (en) * | 2013-01-09 | 2014-07-09 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for improving productivity of hydraulic fractured well through compound activator |
| CN103628851A (en) * | 2013-06-14 | 2014-03-12 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for activating oil reservoir indigenous microorganisms to produce object surface active agents |
| RU2644365C1 (en) * | 2017-01-19 | 2018-02-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2841044C1 (en) * | 2024-09-25 | 2025-06-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Composition for bottomhole formation zone decolmatation in terrigenous reservoirs |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| FI91662C (en) | Oil recovery from oil deposits | |
| US3185216A (en) | Use of bacteria in the recovery of petroleum from underground deposits | |
| CA1317540C (en) | Oil recovery process using microbial combinations | |
| US4475590A (en) | Method for increasing oil recovery | |
| US3332487A (en) | Aerobic bacteria in oil recovery | |
| Belyaev et al. | Use of microorganisms in the biotechnology for the enhancement of oil recovery | |
| CN110291173A (en) | Microbial products and their use in bioremediation and removal of paraffin and other contaminants in oil and gas production and processing equipment | |
| CN113862198A (en) | Compound microbial agent for degrading oil pollutants in oily sludge and preparation method and application thereof | |
| Bhupathiraju et al. | Pretest studies for a microbially enhanced oil recovery field pilot in a hypersaline oil reservoir | |
| Sarkar et al. | A critical evaluation of MEOR processes | |
| RU2078916C1 (en) | Composition for treatment of oil deposit | |
| RU2221139C2 (en) | Composition to treat well and critical area of formation ( variants ) and process of treatment of well and critical area of formation | |
| CN111205842B (en) | Microbial oil production process technology for improving oil recovery ratio | |
| CN102213087B (en) | Combined huff and displacement microbial oil recovery method | |
| Mulligan et al. | Pressate from peat dewatering as a substrate for bacterial growth | |
| Wagner | Ch. F-3 Microbial Enhancement of Oil Recovery from Carbonate Reservoirs with Complex Formation Characteristics | |
| Fujiwara et al. | Biotechnological approach for development of microbial enhanced oil recovery technique | |
| CN108219765A (en) | A kind of reservoir endogenous micro-organisms activator and its flooding method based on inorganic salts | |
| Bhupathiraju et al. | Ch. R-7 isolation and characterization of novel halophilic anaerobic bacteria from oil field brines | |
| CN112374685A (en) | Biological repair method for fracturing flow-back fluid | |
| CN105567204A (en) | Method for improving crude oil recovery ratio in dolomite reservoir by using microbial flora | |
| CN100596306C (en) | Biological plugging removal descaling agent and production method thereof | |
| RU2156353C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of oil producing well | |
| RU2129658C1 (en) | Method of stimulating oil formation with microorganisms and physico-mechanical treatment | |
| CN110513073B (en) | Sectional type activator injection mode for activating microorganisms in oil reservoir to generate plugging effect |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060630 |