SU1654554A1 - Compound for increasing oil recovery - Google Patents
Compound for increasing oil recovery Download PDFInfo
- Publication number
- SU1654554A1 SU1654554A1 SU4634795A SU4634795A SU1654554A1 SU 1654554 A1 SU1654554 A1 SU 1654554A1 SU 4634795 A SU4634795 A SU 4634795A SU 4634795 A SU4634795 A SU 4634795A SU 1654554 A1 SU1654554 A1 SU 1654554A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- water
- oil
- composition
- aluminum
- mobility
- Prior art date
Links
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 title 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 25
- XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N Urea Chemical compound NC(N)=O XSQUKJJJFZCRTK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K aluminium trichloride Chemical compound Cl[Al](Cl)Cl VSCWAEJMTAWNJL-UHFFFAOYSA-K 0.000 claims abstract description 12
- 239000004202 carbamide Substances 0.000 claims abstract description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 7
- AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N alumane Chemical class [AlH3] AZDRQVAHHNSJOQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 229910002651 NO3 Inorganic materials 0.000 claims description 4
- NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N Nitrate Chemical compound [O-][N+]([O-])=O NHNBFGGVMKEFGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 abstract description 9
- 235000013877 carbamide Nutrition 0.000 abstract description 6
- BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M (3-methylphenyl)methyl-triphenylphosphanium;chloride Chemical compound [Cl-].CC1=CC=CC(C[P+](C=2C=CC=CC=2)(C=2C=CC=CC=2)C=2C=CC=CC=2)=C1 BNGXYYYYKUGPPF-UHFFFAOYSA-M 0.000 abstract description 4
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 8
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 5
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 4
- 239000000523 sample Substances 0.000 description 4
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000013068 control sample Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M Chloride anion Chemical compound [Cl-] VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H aluminium sulfate (anhydrous) Chemical compound [Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O DIZPMCHEQGEION-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N benzene Substances C1=CC=CC=C1 UHOVQNZJYSORNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 description 1
- BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H dialuminum;trisulfate;hydrate Chemical compound O.[Al+3].[Al+3].[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O.[O-]S([O-])(=O)=O BUACSMWVFUNQET-UHFFFAOYSA-H 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 1
- 230000003301 hydrolyzing effect Effects 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 150000003672 ureas Chemical class 0.000 description 1
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности. Цель изобретени -увеличениеохвата пласта заводнением пу тем снижени проницаемости по воде и увеличени по нефти Состав содержит следующие компоненты при их соотношении , мас.%: нитрат или хлорид алюмини (в пересчете на безводные )2,8-17,0; карбамид 5,0-30,0; вода остальное Состав готов т растворением компонентов в воде в любой последовательности Состав снижает неподвижность воды в водо- и нефтенасыщен- ных зонах в 4-35 раз 2 таблThe invention relates to the oil industry. The purpose of the invention is to increase the reservoir coverage by water flooding by reducing water permeability and an increase in oil. The composition contains the following components with their ratio, wt.%: Aluminum nitrate or aluminum chloride (in terms of anhydrous) 2.8-17.0; carbamide 5.0-30.0; water remaining Composition is prepared by dissolving the components in water in any sequence. The composition reduces the immobility of water in water- and oil-saturated zones by 4-35 times 2 tabl
Description
fefe
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности и может примен тьс дл увеличени нефтеотдачи пластов заводнением при первичном и вторичном воздействии на пластThe invention relates to the oil industry and can be used to enhance oil recovery by reservoir flooding during primary and secondary formation effects.
Целью изобретени вл етс увеличение охвата пласта путем снижени проницаемости по воде и увеличени проницаемости по нефти.The aim of the invention is to increase the reservoir coverage by reducing water permeability and increasing oil permeability.
Дл этого в состав, содержащий соль алюмини и воду, в качестве солей алюмини ввод т хлорид или нитрат алюмини и дополнительно карбамид при следующем соотношении компонентов, мас.%:For this purpose, chloride or aluminum nitrate and, in addition, urea are added to the composition containing the aluminum salt and water as aluminum salts in the following ratio, wt.%:
Нитрат или хлорид алюмини (в пересчете на безводные) 2,8-17,0 Карбамид5,0-30,0Nitrate or aluminum chloride (in terms of anhydrous) 2.8-17.0 Urea5.0-30.0
ВодаОстальноеWaterEverything
Состав готов т растворением компонентов в воде в любой последовательности.The formulation is prepared by dissolving the components in water in any order.
Сущность способа состоит в использовании карбамида в сочетании с сол ми алюмини . Карбамид, гидролизу сь в пласте, под воздействием температуры пласта образует аммиак и двуокись углерода, за счет чего создаетс щелочна среда, где соли алюмини образуют гели, которые снижают подвижность воды и увеличивают подвижность нефти в водо- и нефтенасыщенных участках пласта.The essence of the method is the use of urea in combination with aluminum salts. Urea hydrolyzing in the reservoir, under the influence of the temperature of the reservoir, forms ammonia and carbon dioxide, thereby creating an alkaline environment, where aluminum salts form gels that reduce the mobility of the water and increase the mobility of the oil in the water and oil saturated areas of the reservoir.
Концентраци солей алюмини и карбамида находитс в пределах 2,8-17,0 мас.%. При концентрации больше 17 мае. % не происходит полного растворени компонентов (пример 9). При концентраци х меньше 2.8 мае. % снижение подвижности воды и увеличение подвижности нефти наход тс на уровне известного состава (примеры 1 и 8).The concentration of the aluminum and carbamide salts is in the range of 2.8-17.0 wt.%. With a concentration of more than 17 May. % does not completely dissolve the components (example 9). At concentrations less than 2.8 May. % reduction in water mobility and increase in oil mobility are at the level of a known composition (examples 1 and 8).
В указанном диапазоне составов врем гелеобразовани определ етс температурой , указанной в табл. 1In the indicated composition range, the gel time is determined by the temperature indicated in Table. one
ВAT
хлhl
СПSP
.N.N
Так как при температуре ниже 60°С врем гелеобразовани велико, то состав сле- дует использовать дл пластов с температурой в,ыше 60°С.Since at a temperature below 60 ° C the gelation time is long, the composition should be used for formations with a temperature of more than 60 ° C.
Состав испытан в лабораторных услови х .Composition tested in laboratory conditions.
В качестве пористой среды используют цилиндрические образцы по имиктовой породы коллекторов с диапазоном абсолютной проницаемости 0,07 - 0,53 мкм . Образцы экстрагируют спирто-бензольной смесью в аппарате Сокслета, высушивают и насыщают в вакууме нефтью или пластовой водой. Используют изов зкостную модель нефти, состо щей из дегазированной природной нефти, в которую добавлено 30% керосина. В зкость полученной нефти составл ет 6,22 мПа-с.As a porous medium, cylindrical samples were used for imiktovskoy rocks collectors with a range of absolute permeability of 0.07 - 0.53 μm. Samples are extracted with an alcohol-benzene mixture in a Soxhlet apparatus, dried and saturated in vacuum with oil or formation water. The viscosity model of oil is used, consisting of degassed natural oil, in which 30% kerosene is added. The viscosity of the oil produced is 6.22 mPa-s.
Образец, насыщенный нефтью или водой , помещают в центрифужный стаканчик с данным составом и центрифугируют при 90°С в течение 15 мин. Контрольный образец центрифугируют.с пластовой водой. Затем опытный образец помещают в бюкс с данным составом, контрольный - с пластовой водой и термостатируют при 90°С в течение 2 сут, поскольку при этих услови х гель образуетс в течение суток. Затем образцы помещают в кернодержа- тель фильтрационной установки УИПК-1М, где в гидродинамическом режиме определ ют подвижность К///дл воды и нефти. Фильтрацию жидкостей через образцы осуществл ют при посто нном расходе и при температурах 90 и 20°С. Замер ют расход жидкости за определенное врем при заданном перепаде давлени Л Р.The sample, saturated with oil or water, is placed in a centrifuge cup with a given composition and centrifuged at 90 ° C for 15 minutes. The control sample is centrifuged with formation water. Then, the test sample is placed in a tube with the given composition, the control sample is held with formation water and thermostatic at 90 ° C for 2 days, since under these conditions the gel is formed during the day. Then the samples are placed in the core holder of the filtration unit UIPK-1M, where, in the hydrodynamic mode, the mobility K /// for water and oil is determined. Filtration of liquids through the samples is carried out at a constant flow rate and at temperatures of 90 and 20 ° C. The fluid flow rate is measured for a certain time at a predetermined pressure drop L P.
Подвижность рассчитывают по формулеThe mobility is calculated by the formula
J-jn J-jn
где I- длина образца керна, см;where I is the length of the core sample, cm;
S - площадь сечени керна, см ;S is the area of the core section, cm;
1033 - переводной коэффициент.1033 - conversion factor.
Пример 1 (дл известного состава). 0.1 безводного сульфата алюмини раствор ют в 99,9 г пластовой воды, в результате чего получают состав, содержащий 0,1 % 99,9% воды. Полученный состав испытывают на керновом материале, насыщенном водой .Example 1 (for known composition). 0.1 anhydrous aluminum sulphate is dissolved in 99.9 g of produced water, resulting in a composition containing 0.1% of 99.9% water. The resulting composition is tested on core material saturated with water.
Пример 2 (дл известного состава). Готов т состав, содержащий 0,1% безводного сульфата алюмини и 99,9% воды. Пол- ученный состав испытывают на нефтенасыщенном керновом материале аналогично примеру 1.Example 2 (for known composition). A formulation is prepared containing 0.1% anhydrous aluminum sulfate and 99.9% water. The obtained composition was tested on oil-saturated core material as in Example 1.
Пример 3. 30,0 г кристаллического (7,0 безводного) нитрата алюмини и 30.0 г карбамида раствор ют в 40.0 г пластовой воды. Получают состав, содержащий 7,0Example 3. 30.0 g of crystalline (7.0 anhydrous) aluminum nitrate and 30.0 g of urea are dissolved in 40.0 g of produced water. Get a composition containing 7.0
нитрата алюмини . 30% карбамида и 53% воды. Полученный состав испытывают на водонасыщенном образце керна, как указано в методике, Фильтрацию провод т при 90 и 20°С (таблица). Так как подвижность водыaluminum nitrate. 30% urea and 53% water. The resulting composition was tested on a water-saturated core sample, as indicated in the method. Filtration was carried out at 90 and 20 ° C (table). Since the mobility of water
при 90 и 20°С практически одинакова, в дальнейшем фильтрацию провод т при 20°С..at 90 and 20 ° C almost the same, in the future, filtration is carried out at 20 ° C ..
Примеры 4-10.Приготовление составов и испытание осуществл ют аналогичноExamples 4-10. The formulation and testing are carried out in a similar manner.
примеру 3.example 3.
Примеры 11и12 соответствуют опытам на различных образцах керна с близкой проницаемостью. Эти примеры показывают воспроизводимость значений подвижности жидкости.Examples 11 and 12 correspond to experiments on different core samples with similar permeability. These examples show the reproducibility of fluid mobility.
В примерах 13-25 показаны результаты использовани хлорида и нитрата алюмини в предельных и запредельных концентраци х . При концентрации одного изExamples 13-25 show the results of using aluminum chloride and nitrate in the limiting and transcendental concentrations. When the concentration of one of
компонентов менее нижнего предела гель не образуетс . Верхний предел ограничен растворимостью хлорида алюмини .no components below the lower limit gel is formed. The upper limit is limited by the solubility of aluminum chloride.
Данные подвижности воды и нефти при фильтрации через керн после обработкиData mobility of water and oil when filtering through the core after processing
предлагаемым и известным составами приведены в табл.2.proposed and known compositions are given in table 2.
Таким образом, состав снижает подвижность воды в водо- и нефтенасыщен- ных данных образцах пород коллекторов вThus, the composition reduces the mobility of water in the water- and oil-saturated data of samples of reservoir rocks in
4-35 раз, при этом подвижность нефти превышает подвижность воды или находитс на одном уровне, в то врем как известный состав снижает подвижность воды в водо- и нефтенасыщенных образцах только в два4-35 times, while the mobility of the oil exceeds the mobility of water or is at the same level, while the known composition reduces the mobility of water in water- and oil-saturated samples by only two
РазаTime
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4634795A SU1654554A1 (en) | 1989-01-09 | 1989-01-09 | Compound for increasing oil recovery |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4634795A SU1654554A1 (en) | 1989-01-09 | 1989-01-09 | Compound for increasing oil recovery |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1654554A1 true SU1654554A1 (en) | 1991-06-07 |
Family
ID=21421597
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4634795A SU1654554A1 (en) | 1989-01-09 | 1989-01-09 | Compound for increasing oil recovery |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1654554A1 (en) |
Cited By (27)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120544C1 (en) * | 1996-08-06 | 1998-10-20 | Институт химии нефти СО РАН | Method for development of oil field |
| RU2125153C1 (en) * | 1997-06-16 | 1999-01-20 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Method for development of oil deposit |
| RU2132454C1 (en) * | 1997-01-06 | 1999-06-27 | Эпштейн Аркадий Рувимович | Oil production method |
| RU2143550C1 (en) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for increase of oil recovery |
| RU2143551C1 (en) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for increase of oil recovery |
| RU2185504C2 (en) * | 2000-10-04 | 2002-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Gel-forming composition for increasing oil recovery of formation |
| RU2186956C2 (en) * | 2000-05-12 | 2002-08-10 | Институт нефтехимии и катализа АН РБ и УНЦ РАН | Composition for increase of oil recovery |
| RU2205948C1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-06-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Method of development of oil pool |
| RU2270229C1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-02-20 | Елена Владимировна Григулецкая | Oil recovery enhancing composition |
| RU2406746C1 (en) * | 2009-07-13 | 2010-12-20 | Закрытое акционерное общество (ЗАО) "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" | Thermotropic gel-forming composition |
| RU2410406C1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof |
| EP2333026A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-06-15 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil |
| EP2436748A1 (en) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil from subterranean crude oil storage areas |
| WO2012107458A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| WO2012107373A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| WO2012136613A1 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Basf Se | Process for producing mineral oil from underground formations |
| EP2559844A2 (en) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Method for transporting crude oil from subterranean storage areas |
| EP2682445A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-08 | Wintershall Holding GmbH | Formulations on the basis of raw glycerine (R), cellulose ether and urea, method for promoting crude oil from crude oil storage sites with inhomogeneous permeability and method for producing these formulations |
| WO2014005993A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Wintershall Holding GmbH | Method for the recovery of petroleum from petroleum deposits having heterogeneous permeability |
| US8763698B2 (en) | 2011-04-08 | 2014-07-01 | Basf Se | Process for producing mineral oil from underground formations |
| US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| RU2529975C1 (en) * | 2013-06-28 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) |
| US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
| RU2716316C1 (en) * | 2019-09-04 | 2020-03-11 | Владимир Витальевич Муляк | Oil deposit development method |
| RU2746609C1 (en) * | 2020-06-15 | 2021-04-16 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
| RU2772651C1 (en) * | 2021-05-25 | 2022-05-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method for increasing the petroleum recovery of layers |
-
1989
- 1989-01-09 SU SU4634795A patent/SU1654554A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ибрагимов Г.З.. Хисамутдинов Н.И. Справочное пособие по применению химических реагентов в добыче нефти. - М. Недра, 1983, с.205. * |
Cited By (30)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2120544C1 (en) * | 1996-08-06 | 1998-10-20 | Институт химии нефти СО РАН | Method for development of oil field |
| RU2132454C1 (en) * | 1997-01-06 | 1999-06-27 | Эпштейн Аркадий Рувимович | Oil production method |
| RU2125153C1 (en) * | 1997-06-16 | 1999-01-20 | Закрытое акционерное общество "Интойл" | Method for development of oil deposit |
| RU2143550C1 (en) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for increase of oil recovery |
| RU2143551C1 (en) * | 1997-12-05 | 1999-12-27 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Composition for increase of oil recovery |
| RU2186956C2 (en) * | 2000-05-12 | 2002-08-10 | Институт нефтехимии и катализа АН РБ и УНЦ РАН | Composition for increase of oil recovery |
| RU2185504C2 (en) * | 2000-10-04 | 2002-07-20 | ЗАО "Химеко-ГАНГ" | Gel-forming composition for increasing oil recovery of formation |
| RU2205948C1 (en) * | 2001-10-31 | 2003-06-10 | Шарифуллин Фарид Абдуллович | Method of development of oil pool |
| RU2270229C1 (en) * | 2004-08-24 | 2006-02-20 | Елена Владимировна Григулецкая | Oil recovery enhancing composition |
| RU2406746C1 (en) * | 2009-07-13 | 2010-12-20 | Закрытое акционерное общество (ЗАО) "Научно-производственное предприятие "НефтеСервисКомплект" | Thermotropic gel-forming composition |
| EP2333026A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-06-15 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil |
| US8602099B2 (en) | 2009-10-21 | 2013-12-10 | Wintershall Holding GmbH | Process for the production of mineral oil |
| RU2410406C1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-01-27 | Учреждение Российской академии наук Институт химии нефти Сибирского отделения РАН (ИХН СО РАН) | Oil recovery enhancing composition and preparation method thereof |
| EP2436748A1 (en) | 2010-10-04 | 2012-04-04 | Wintershall Holding GmbH | Method for producing crude oil from subterranean crude oil storage areas |
| US9945219B2 (en) | 2010-10-04 | 2018-04-17 | Wintershall Holding GmbH | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits |
| RU2614827C2 (en) * | 2010-10-04 | 2017-03-29 | Винтерсхол Холдинг ГмбХ | Method for oil production from underground oil deposits |
| WO2012107373A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| US8826976B2 (en) | 2011-02-08 | 2014-09-09 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| WO2012107458A1 (en) | 2011-02-08 | 2012-08-16 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for recovering petroleum using microorganisms |
| US8973655B2 (en) | 2011-02-08 | 2015-03-10 | Wintershall Holding GmbH | Multistage process for producing mineral oil using microorganisms |
| US8763698B2 (en) | 2011-04-08 | 2014-07-01 | Basf Se | Process for producing mineral oil from underground formations |
| WO2012136613A1 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Basf Se | Process for producing mineral oil from underground formations |
| EP2559844A2 (en) | 2011-08-17 | 2013-02-20 | Wintershall Holding GmbH | Method for transporting crude oil from subterranean storage areas |
| RU2747855C2 (en) * | 2011-08-17 | 2021-05-17 | Винтерсхол Деа ГмбХ | Method of producing viscous oil from underground deposits |
| WO2014005993A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-09 | Wintershall Holding GmbH | Method for the recovery of petroleum from petroleum deposits having heterogeneous permeability |
| EP2682445A1 (en) | 2012-07-04 | 2014-01-08 | Wintershall Holding GmbH | Formulations on the basis of raw glycerine (R), cellulose ether and urea, method for promoting crude oil from crude oil storage sites with inhomogeneous permeability and method for producing these formulations |
| RU2529975C1 (en) * | 2013-06-28 | 2014-10-10 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания" (ОАО "РИТЭК") | Composition of multi-functional reagent for physical and chemical advanced recovery methods (arm) |
| RU2716316C1 (en) * | 2019-09-04 | 2020-03-11 | Владимир Витальевич Муляк | Oil deposit development method |
| RU2746609C1 (en) * | 2020-06-15 | 2021-04-16 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Composition for enhanced oil recovery |
| RU2772651C1 (en) * | 2021-05-25 | 2022-05-23 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт химии нефти Сибирского отделения Российской академии наук (ИХН СО РАН) | Method for increasing the petroleum recovery of layers |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU1654554A1 (en) | Compound for increasing oil recovery | |
| Batley et al. | A study of copper, lead and cadmium speciation in some estuarine and coastal marine waters | |
| DE69628066T2 (en) | Water-based drilling fluid to reduce water absorption and hydration of clayey rocks | |
| US3258072A (en) | Water flooding with sulfite solutions | |
| Drever | Chemical weathering in a subtropical igneous terrain, Rio Ameca, Mexico | |
| Paull et al. | Progressive dissolution of fine carbonate particles in pelagic sediments | |
| Hoover et al. | Determination of iodide in feeds and plants by ion-selective electrode analysis | |
| Davis et al. | VAPOR PRESSURE OF LITHIUM NITRATE: AMMONIA SYSTEM. | |
| RU2069260C1 (en) | Method for increase of oil recovery from formations | |
| RU2131971C1 (en) | Composition for increase of oil recovery from formation | |
| Lipman et al. | Studies on the phenoldisulphonic acid method for determining nitrates in soils | |
| SU1523655A1 (en) | Composition and method for recovering oil from formation | |
| Nilsen et al. | The determination of weakly and strongly bound copper, lead and cadmium in Oslofjord samples | |
| SU914611A1 (en) | Method for treating drilling mud for neutralizing hydrogen sulfide | |
| US4281712A (en) | Minimizing clay and shale damage in a log-inject-log procedure | |
| Sugawara et al. | Flame Photometric Determination of Alkali and Alkaline Earth Elements in Waters. II. Calcium and Strontium | |
| SU1739012A1 (en) | Method for selecting chemical agent for bottomhole treatment | |
| TOBA | Observation of sea water droplets by filter paper | |
| DE1246643B (en) | Well logging method | |
| RU2242601C2 (en) | Composition for unclaying of bottom zone of formation | |
| RU2112137C1 (en) | Gel-forming composition to control flooding front of productive oil pool | |
| EA039560B1 (en) | Gelling agent for water zone isolation in a well | |
| RU2097548C1 (en) | Composition for treating wells and insulating high-washed regions of bed and method of preparation thereof | |
| RU2213211C2 (en) | Gel-forming composition for increase of oil recovery | |
| Sowden | Effects of silicon on automated methods for the determination of phosphate in water |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| REG | Reference to a code of a succession state |
Ref country code: RU Ref legal event code: MM4A Effective date: 20050110 |