RU2258135C1 - Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof - Google Patents
Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof Download PDFInfo
- Publication number
- RU2258135C1 RU2258135C1 RU2004108808/03A RU2004108808A RU2258135C1 RU 2258135 C1 RU2258135 C1 RU 2258135C1 RU 2004108808/03 A RU2004108808/03 A RU 2004108808/03A RU 2004108808 A RU2004108808 A RU 2004108808A RU 2258135 C1 RU2258135 C1 RU 2258135C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- dispersion
- water
- flooding
- mineralized water
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 36
- 238000005406 washing Methods 0.000 title abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 34
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 claims abstract description 23
- -1 oxyethylated alkyl phenol Chemical compound 0.000 claims abstract description 17
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 16
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 14
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 7
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 7
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 3
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004907 Macro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 125000004432 carbon atom Chemical group C* 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 239000013065 commercial product Substances 0.000 description 1
- 239000002173 cutting fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000010410 layer Substances 0.000 description 1
- 229920005610 lignin Polymers 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 239000013638 trimer Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением.The proposal relates to the oil industry, in particular to methods of additional washing of residual oil by increasing the coverage of layered heterogeneous formations by water flooding.
Известен способ интенсификации нефтедобычи с использованием технологического раствора с добавкой 0,1-10% маслорастворимого ПАВ на основе алкоксилированных производных лигнина (Пат. США №5230814, Е 21 В 43/22 от 12.06.90 г.). Недостатком его является невысокая эффективность нефтевытеснения.A known method of intensification of oil production using a technological solution with the addition of 0.1-10% oil-soluble surfactant based on alkoxylated derivatives of lignin (US Pat. US No. 5230814, E 21 B 43/22 from 12.06.90,). Its disadvantage is the low efficiency of oil displacement.
Известен также способ повышения эффективности нефтевытеснения неионогенных маслорастворимых поверхностно-активных веществ (НПАВ) путем смешения их с минерализованной водой (Пат. РФ №2093670, Е 21 В 43/22, 20.10.97. Бюл. №29). Введение в раствор НПАВ минерализованной воды позволяет до 10 раз снизить межфазное натяжение на границе нефть-вода и способствует снижению сорбции НПАВ на карбонатной породе коллектора.There is also a method of increasing the efficiency of oil displacement of nonionic oil-soluble surface-active substances (nonionic surfactants) by mixing them with mineralized water (Pat. RF No. 2093670, E 21 B 43/22, 10/20/97. Bull. No. 29). The introduction of mineralized water into the nonionic surfactant solution makes it possible to reduce interfacial tension at the oil-water interface by up to 10 times and helps to reduce the sorption of nonionic surfactants on the carbonate rock of the reservoir.
Недостатком его является низкий охват заводнением слоисто-неоднородных пластов.Its disadvantage is low coverage by flooding of stratified inhomogeneous formations.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ (прототип) доотмыва остаточной нефти, включающий закачку в пласт водной дисперсии оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-7 и концентрацией 5-20 мас.% в количестве 0,025-0,1 от порового объема пласта при постоянном расходе АФ9-5-7 (Пат. РФ №1445295, Е 21 В, 15.12.94. Бюл. №23).The closest in technical essence to the proposed method is a method (prototype) of residual oil washing, including the injection into the reservoir of an aqueous dispersion of ethoxylated alkyl phenol with the number of hydroxyethyl groups 5-7 and a concentration of 5-20 wt.% In the amount of 0.025-0.1 of the pore volume formation at a constant flow AF 9 -5-7 (Pat. Russian №1445295, E 21, 15.12.94. Bull. №23).
Недостатком его является высокий расход оксиэтилированного алкилфенола, вследствие этого большие материальные затраты. Закачка дисперсии алкилфенола с последующим подключением к водоводу не способствует перераспределению НПАВ между нефтью и водой, что ведет к низкому охвату слоисто-неоднородных пластов заводнением.Its disadvantage is the high consumption of ethoxylated alkyl phenol, as a result of which high material costs. Injection of an alkylphenol dispersion with subsequent connection to a water conduit does not contribute to the redistribution of surfactants between oil and water, which leads to low coverage of layered heterogeneous formations by water flooding.
Технической задачей предлагаемого способа является повышение эффективности доотмыва остаточной нефти дисперсией оксиэтилированного алкилфенола (с числом оксиэтильных групп 5-7) в минерализованной воде за счет увеличения охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением и снижение материальных затрат.The technical task of the proposed method is to increase the efficiency of residual oil washing with a dispersion of hydroxyethylated alkyl phenol (with the number of hydroxyethyl groups 5-7) in mineralized water by increasing the coverage of layered heterogeneous formations by water flooding and reducing material costs.
Поставленная задача достигается тем, что в предлагаемом способе доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением закачивают в пласт через нагнетательные скважины дисперсию маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества оксиэтилированного алкилфенола с числом оксиэтильных групп 5-7 АФ9-5-7 в минерализованной воде.The problem is achieved in that in the proposed method of residual oil washing with an increase in the coverage of layered heterogeneous reservoirs by flooding, a dispersion of oil-soluble nonionic surfactant of ethoxylated alkyl phenol with the number of 5–7 AF 9-5-7 in the mineralized water is injected into the formation through injection wells .
Новым является то, что дисперсию оксиэтилированного алкилфенола с концентрацией АФ9-5-7 1-2 мас.% в объеме 750 м3-1500 м3 на скважину продавливают в пласт минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины, после этого для увеличения охвата пласта заводнением производят технологическую паузу на 7-14 суток.New is that the dispersion of ethoxylated alkyl phenol with a concentration of AF 9-5-7 1-2 wt.% In a volume of 750 m 3 -1500 m 3 per well is pressed into the formation with saline water in the amount of 1-2 volumes of the wellbore, after which increase in reservoir coverage by flooding produce a technological pause for 7-14 days.
Эффективность предлагаемого способа обусловлена следующим. После закачки расчетного объема дисперсии АФ9-5-7 в минерализованной воде и продавливания ее минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины в соответствии с закачанным объемом дисперсии производят технологическую паузу продолжительностью 7-14 суток в соответствии с закачанным объемом дисперсии, для того чтобы в пласте произошло перераспределение поверхностно-активного вещества между нефтью и водой. В результате такого перераспределения образуются микро- и макроэмульсионная системы, которые способствуют увеличению фильтрационного сопротивления и охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением.The effectiveness of the proposed method is due to the following. After pumping the calculated volume of dispersion AF -5-7 9 in mineralized water and forcing its mineralized water in an amount of 1-2 volumes of a wellbore in accordance with the volume injected produce dispersion process pause of 7-14 days in accordance with the volume injected dispersion to so that redistribution of the surfactant between oil and water occurs in the formation. As a result of such redistribution, micro- and macroemulsion systems are formed that contribute to an increase in filtration resistance and coverage of layered heterogeneous formations by water flooding.
Оксиэтилированные алкилфенолы с числом оксиэтильных групп 5-7 относятся к маслорастворимым НПАВ. Они растворяются в воде с образованием дисперсий. Применяются при заводнении нефтяных пластов, при бурении скважин, в составе смазочно-охлаждающих, гидравлических и других технологических жидкостей. НПАВ АФ9-5-7 выпускаются ОАО "Нижнекамснефтехим" по ТУ 2483-077-05766801-98.Oxyethylated alkyl phenols with the number of hydroxyethyl groups 5-7 are oil-soluble nonionic surfactants. They dissolve in water to form dispersions. They are used for waterflooding of oil reservoirs, for drilling wells, as part of cutting fluids, hydraulic and other process fluids. AF 9 -5-7 nonionic surfactant produced by JSC "Nizhnekamskneftekhim" TU 2483-077-05766801-98.
Исследования патентной и научно-технической литературы показали, что подобная совокупность существенных признаков является новой и ранее не использовалась, что, в свою очередь, позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критерию "новизна".Studies of patent and scientific and technical literature have shown that such a combination of essential features is new and has not been used before, which, in turn, allows us to conclude that the technical solution meets the criterion of "novelty."
Неизвестно применение данных существенных признаков, выполняющих аналогичную задачу. Следовательно, предлагаемый способ соответствует критерию "изобретательский уровень".The application of these significant features that perform a similar task is not known. Therefore, the proposed method meets the criterion of "inventive step".
Изучение влияния данного способа доотмыва остаточной нефти повышением охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением на изменение фильтрационных и нефтевытесняющих параметров, а также сравнение с прототипом проводилось с использованием физических моделей слоисто-неоднородных пористых сред с непроницаемыми границами раздела.The study of the effect of this method of residual oil washing out by increasing the coverage of layered heterogeneous reservoirs by flooding on changes in filtration and oil displacing parameters, as well as comparison with the prototype was carried out using physical models of layered inhomogeneous porous media with impermeable interfaces.
Лабораторные насыпные модели представляли собой две одинаковые трубки из нержавеющей стали длиной 150 см, внутренним диаметром 2,7 см, плотно заполненные молотым кварцевым песком, с общим входом и раздельными выходами. При этом одна трубка (более проницаемый пропласток) содержала песок, проницаемость которого по нефти кратно превышала проницаемость песка в другой трубке (менее проницаемый пропласток).Laboratory bulk models consisted of two identical stainless steel tubes with a length of 150 cm, an inner diameter of 2.7 cm, densely filled with ground quartz sand, with a common entrance and separate exits. At the same time, one tube (a more permeable interlayer) contained sand, the oil permeability of which was several times higher than the permeability of sand in another tube (a less permeable interlayer).
В качестве вытесняемой нефти использовалась дегазированная девонская нефть с Карабашской УКПН вязкостью при температуре 20°С 13-19 мПа·с.As displaced oil, degassed Devonian oil with the Karabash gas treatment unit viscosity at a temperature of 20 ° C of 13-19 MPa · s was used.
В качестве маслорастворимого неионогенного поверхностно-активного вещества использовался оксиэтилированный алкилфенол на основе тримеров пропилена АФ9-6, где 9 - число атомов углерода в алкильном радикале, 6 - усредненное число молей окиси этилена, присоединенное к одному молю алкилфенола.Oxyethylated alkyl phenol based on propylene trimers AF 9 -6, where 9 is the number of carbon atoms in the alkyl radical, 6 is the average number of moles of ethylene oxide attached to one mole of alkyl phenol, was used as an oil-soluble nonionic surfactant.
В качестве вытесняющей нефть минерализованной воды использовалась модель сточной воды (с минерализацией не ниже 100 г/л).A model of wastewater (with a mineralization of at least 100 g / l) was used as mineral displacing water.
Первичное вытеснение нефти проводилось до общей обводненности остаточной нефти до 95-99%. После этого в общий вход модели закачивалась 1% дисперсия АФ9-6 в сточной воде в объеме 7,5 см3, которая продавливалась сточной водой, затем осуществлялась технологическая пауза в течение 7 суток. По прототипу закачивали 10% дисперсию АФ9-6 в сточной воде в размере 0,05 от объема пор (12,5 см3).Primary oil displacement was carried out to a total water cut of residual oil of up to 95-99%. Thereafter, the total model input pumped dispersion of 1% -6 AF 9 in the waste water in a volume of 7.5 cm 3, which presses the waste water and then carry out technological pause for 7 days. Prototype pumped 10% dispersion AF -6 9 in the waste water in the amount of 0.05 pore volume (12.5 cm3).
Основные условия и средние результаты вытеснения нефти на двухслойных моделях по предлагаемому и известному способам представлены в таблице 1. Проводилось сопоставление их фильтрационных и нефтевытесняющих свойств.The main conditions and average results of oil displacement on two-layer models according to the proposed and known methods are presented in table 1. A comparison was made of their filtration and oil displacing properties.
Как видно из таблицы 1, исходные параметры для каждого способа очень близки (отношение нефтепроницаемостей, парциальные дебиты каждой из трубок, коэффициент вытеснения нефти минерализованной водой). Однако после доотмыва нефти дисперсией АФ9-6 в сточной воде по известному и предлагаемому способу картина меняется. Средняя величина конечного коэффициента вытеснения нефти по предлагаемому способу составила 75,2%, а по известному способу только 68% и соответственно прирост коэффициента вытеснения составил 13,2 и 5,8%.As can be seen from table 1, the initial parameters for each method are very close (oil permeability ratio, partial flow rates of each tube, oil displacement coefficient by mineralized water). However, after the oil is washed out with dispersion AF 9 -6 in wastewater, the picture changes according to the known and proposed method. The average value of the final oil displacement coefficient by the proposed method was 75.2%, and by the known method only 68%, and accordingly, the increase in the displacement coefficient was 13.2 and 5.8%.
В качестве фильтрационного параметра, характеризующего неравномерность процесса вытеснения в двух разнопроницаемых трубках, использовали парциальный (относительный) дебит жидкости менее проницаемого пропластка q до и после вытеснения оторочки. Очевидно, чем больше увеличился парциальный дебит менее проницаемого пласта, тем эффективнее данный способ вытеснения нефти с точки зрения охвата неоднородных по проницаемости пластов заводнением. Парциальный дебит менее проницаемой трубки при осуществлении предлагаемого способа увеличился с 0,26 до 0,81, т.е. в 3,12 раза, а по прототипу с 0,27 до 0,50, т.е. в 1,85 раза. Прирост парциального дебита менее проницаемой трубки после закачки 1% дисперсии АФ9-6 в сточной воде составил 0,55, а по прототипу 0,23.As a filtration parameter characterizing the unevenness of the displacement process in two differently permeable tubes, we used the partial (relative) flow rate of the liquid of the less permeable interlayer q before and after displacement of the rim. Obviously, the more the partial production rate of a less permeable formation has increased, the more effective this method of oil displacement from the point of view of covering water-inhomogeneous formations with permeability of formations. The partial flow rate of a less permeable tube during the implementation of the proposed method increased from 0.26 to 0.81, i.e. 3.12 times, and in the prototype from 0.27 to 0.50, i.e. 1.85 times. Gain partial flow rate less permeable tube after injection of 1% -6 dispersion AF 9 in the effluent was 0.55 and 0.23 for the prior art.
Таким образом, предлагаемый способ существенно влияет в положительную сторону на изменение фильтрационной неоднородности слоисто-неоднородных пластов, что ведет к увеличению коэффициента охвата вытеснением.Thus, the proposed method has a significant positive effect on the change in the filtering heterogeneity of the layered heterogeneous formations, which leads to an increase in the coverage factor by displacement.
Надо отметить, что концентрация АФ9-6 в дисперсии по предлагаемому способу в 10 раз меньше, чем у известного, что ведет к снижению материальных затрат и к увеличению технологической эффективности способа.It should be noted that the concentration of AF 9 -6 in the dispersion of the proposed method is 10 times less than that of the known one, which leads to a decrease in material costs and to an increase in the technological efficiency of the method.
Основными параметрами эффективности методов увеличения нефтеотдачи (МУН), направленных на повышение охвата заводнением, являются фактор сопротивления (ФС) и остаточный фактор сопротивления (ОФС). Фактор сопротивления это отношение подвижности воды к подвижности вытесняющего раствора при фильтрации в пористой среде. Остаточный фактор сопротивления это отношение подвижности воды до воздействия к подвижности воды после воздействия МУН. Чем больше ФС и ОФС при минимальном содержании реагента в вытесняющем растворе, тем технологически и экономически эффективнее его применение в нефтедобыче.The main parameters of the effectiveness of enhanced oil recovery (EOR) methods aimed at increasing the coverage by water flooding are the resistance factor (FS) and the residual resistance factor (OFS). Resistance factor is the ratio of the mobility of water to the mobility of the displacing solution during filtration in a porous medium. The residual resistance factor is the ratio of water mobility before exposure to water mobility after exposure to EOR. The more PS and OFS with a minimum reagent content in the displacing solution, the more technologically and cost-effective its use in oil production.
В таблице 2 представлены основные условия и результаты вытеснения нефти из девонских кернов водными дисперсиями на основе маслорастворимых НПАВ с использованием лабораторной установки Autoflood (AFS-300) фирмы "Core Laboratories Instruments" (США) по предлагаемому и известному способам. Использовались стандартные керны терригенных девонских пород диаметром 2,7-3,0 см и длиной 3,5-4,0 см. Проницаемость и пористость кернов имеют близкие значения, следовательно, исходные условия для проведения испытаний предлагаемого и известного способа одинаковы.Table 2 presents the main conditions and results of the displacement of oil from Devonian cores by aqueous dispersions based on oil-soluble nonionic surfactants using a laboratory installation Autoflood (AFS-300) company Core Laboratories Instruments (USA) according to the proposed and known methods. We used standard cores of terrigenous Devonian rocks with a diameter of 2.7-3.0 cm and a length of 3.5-4.0 cm. The permeability and porosity of the cores have close values, therefore, the initial conditions for testing the proposed and known method are the same.
В результате получены высокие величины коэффициента вытеснения (Квыт.). По предлагаемому способу средний Квыт. составил 88,4%, а по известному способу 75,4%, т.е. больше на 13%. Фильтрационные безразмерные параметры, такие как фактор сопротивления и остаточный фактор сопротивления у 1-2% дисперсии АФ9-6 в сточной воде с технологической паузой, оказались многократно выше, чем у 10% дисперсии АФ9-6 в сточной воде по прототипу, соответственно в 2,4-4,5 раза и 4,1-5,7 раза. Удельная технологическая эффективность предлагаемого способа в 2-3 раза выше, чем у прототипа.As a result, high values of the displacement coefficient (Qu.) Were obtained. According to the proposed method, the average Quatt. amounted to 88.4%, and according to the known method, 75.4%, i.e. 13% more. Filtration dimensionless parameters such as resistance factor and residual resistance factor in 1-2% variance AF -6 9 in the wastewater from a technological pause turned many times higher than the 10% dispersion AF -6 9 in the waste water of the prototype, respectively, 2.4-4.5 times and 4.1-5.7 times. The specific technological efficiency of the proposed method is 2-3 times higher than that of the prototype.
Способ осуществляется в следующей последовательности. На выработанной нефтяной залежи, где обводненность составляет 96-98%, а остаточная нефтенасыщенность не менее 35-40%, в скважину с помощью насосных агрегатов производят периодическую закачку (1-2 раза в год) через нагнетательные скважины 1-2% дисперсии маслорастворимого НПАВ в объеме 750 м3-1500 м3 (1-2 автоцистерны товарного продукта АО "Нижнекамскнефтехим") на скважину в минерализованной воде. После продавливания дисперсии маслорастворимого НПАВ минерализованной водой в количестве 1-2 объемов ствола скважины производят технологическую паузу продолжительностью 7-14 суток (1-2 недели). Затем переходят на закачку в обычном режиме и наблюдают за реагированием гидродинамически связанных добывающих скважин (изменение обводненности добываемой продукции, дебита по нефти и др.). Если эти скважины не прореагировали в течение шести месяцев, то предлагаемый способ повторяют в вышеуказанной последовательности.The method is carried out in the following sequence. On the developed oil reservoir, where the water cut is 96-98%, and the residual oil saturation is not less than 35-40%, periodic pumping (1-2 times a year) through injection wells of 1-2% dispersion of oil-soluble nonionic surfactants is made into the well using pumping units in a volume of 750 m 3 -1500 m 3 (1-2 tankers of a commercial product of JSC Nizhnekamskneftekhim) per well in mineralized water. After forcing the dispersion of oil-soluble nonionic surfactants with mineralized water in the amount of 1-2 volumes of the wellbore, a technological pause is made for a duration of 7-14 days (1-2 weeks). Then they switch to the injection in the usual mode and observe the response of hydrodynamically coupled producing wells (change in water cut of produced products, oil production rate, etc.). If these wells have not reacted for six months, then the proposed method is repeated in the above sequence.
Применение предлагаемого способа позволяет повысить эффективность вытеснения нефти за счет увеличения охвата слоисто-неоднородных пластов заводнением, увеличить доотмыв остаточной нефти и снизить материальные затраты за счет применения низких концентраций маслорастворимого НПАВ на основе оксиэтилированных алкилфенолов.The application of the proposed method allows to increase the efficiency of oil displacement by increasing the coverage of stratified inhomogeneous formations by water flooding, to increase the washing out of residual oil and to reduce material costs through the use of low concentrations of oil-soluble nonionic surfactants based on ethoxylated alkyl phenols.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004108808/03A RU2258135C1 (en) | 2004-03-24 | 2004-03-24 | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004108808/03A RU2258135C1 (en) | 2004-03-24 | 2004-03-24 | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2258135C1 true RU2258135C1 (en) | 2005-08-10 |
Family
ID=35845121
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004108808/03A RU2258135C1 (en) | 2004-03-24 | 2004-03-24 | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2258135C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2349736C1 (en) * | 2007-12-27 | 2009-03-20 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Method of evaluating formation sweep coefficient with filtration |
| RU2594402C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5230814A (en) * | 1990-01-12 | 1993-07-27 | Texaco Inc. | Hydrocarbon recovery comprising injecting a slug comprising oil soluble alkoxylated surfactants from lignin |
| RU1500017C (en) * | 1987-11-17 | 1994-10-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for additional washing-off of residual oil |
| RU1445295C (en) * | 1986-06-11 | 1994-12-15 | ТатНИПИнефть | Method for rewashing of residual oil |
| RU1595066C (en) * | 1988-02-08 | 1995-01-20 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт неорганической химии СО РАН | Compound for treatment of water-encroached oil formation |
| RU2093670C1 (en) * | 1995-01-10 | 1997-10-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method of improving efficiency of oil displacement by non-ionogenic oil-soluble surface-active materials |
| SU1378448A1 (en) * | 1986-03-10 | 2000-04-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | METHOD FOR DRINKING RESIDUAL OIL |
-
2004
- 2004-03-24 RU RU2004108808/03A patent/RU2258135C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1378448A1 (en) * | 1986-03-10 | 2000-04-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | METHOD FOR DRINKING RESIDUAL OIL |
| RU1445295C (en) * | 1986-06-11 | 1994-12-15 | ТатНИПИнефть | Method for rewashing of residual oil |
| RU1500017C (en) * | 1987-11-17 | 1994-10-15 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Method for additional washing-off of residual oil |
| RU1595066C (en) * | 1988-02-08 | 1995-01-20 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт неорганической химии СО РАН | Compound for treatment of water-encroached oil formation |
| US5230814A (en) * | 1990-01-12 | 1993-07-27 | Texaco Inc. | Hydrocarbon recovery comprising injecting a slug comprising oil soluble alkoxylated surfactants from lignin |
| RU2093670C1 (en) * | 1995-01-10 | 1997-10-20 | Научно-исследовательский институт "Нефтеотдача" | Method of improving efficiency of oil displacement by non-ionogenic oil-soluble surface-active materials |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2349736C1 (en) * | 2007-12-27 | 2009-03-20 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Method of evaluating formation sweep coefficient with filtration |
| RU2594402C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for subsequent flooding of stratified reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
| RU2004116889A (en) | METHOD FOR TREATING A BOREHOLE BOTTOM ZONE | |
| RU2594402C1 (en) | Method for subsequent flooding of stratified reservoir | |
| RU2185500C1 (en) | Method of developing oil pool with use of emulsion composition | |
| RU2258135C1 (en) | Method for completely washing out residual oil by increasing laminated heterogeneous reservoir sweep by means of flooding thereof | |
| SU1696683A1 (en) | Method of acid treatment of face zone of encroached oil pool | |
| RU2244812C1 (en) | Method for oil bed extraction | |
| RU2307240C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2581854C1 (en) | Water-flooding of formation with surfactant of ultra low concentration | |
| RU2178069C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2105144C1 (en) | Method for treating down-hole zone of producing well | |
| RU2451168C1 (en) | Method for control of flooding area of oil formations | |
| RU2757456C1 (en) | Method for processing the bottom-hole zone of a productive layer saturated with hydrocarbons with residual highly mineralised pore water | |
| RU2307241C1 (en) | Method for oil field development | |
| RU2156356C1 (en) | Method of oil formation hydraulic fracturing | |
| RU2748198C1 (en) | Method for development of oil reservoir heterogeneous in permeability | |
| RU2266398C2 (en) | Reservoir oil recovery enhancement method | |
| RU2100585C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2612059C1 (en) | Recovery method of layered heterogenetic oil reservoirs by impulse low-mineralised water flooding | |
| RU2619778C1 (en) | Method of water inflow limitation in flooded carbone reservoirs | |
| RU2083813C1 (en) | Compound for treating down-hole zone of oil beds | |
| RU2717163C1 (en) | Treatment method of borehole zone of productive formation | |
| RU2206732C1 (en) | Method of treatment of well bottom-hole zone | |
| RU2171370C1 (en) | Method of treatment of carbonate porous- fractured reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160325 |