RU2604627C1 - Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки - Google Patents
Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки Download PDFInfo
- Publication number
- RU2604627C1 RU2604627C1 RU2015130485/05A RU2015130485A RU2604627C1 RU 2604627 C1 RU2604627 C1 RU 2604627C1 RU 2015130485/05 A RU2015130485/05 A RU 2015130485/05A RU 2015130485 A RU2015130485 A RU 2015130485A RU 2604627 C1 RU2604627 C1 RU 2604627C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- solution
- oil recovery
- sodium
- chemical treatment
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title claims abstract description 9
- 239000000126 substance Substances 0.000 title claims abstract description 7
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims abstract description 25
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 21
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 14
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims abstract description 14
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 7
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 claims abstract description 6
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims abstract description 6
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 5
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 235000002639 sodium chloride Nutrition 0.000 claims description 22
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N Sulfuric acid Chemical compound OS(O)(=O)=O QAOWNCQODCNURD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 6
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 6
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 5
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 claims description 3
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 2
- 230000020477 pH reduction Effects 0.000 claims description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 2
- 238000003756 stirring Methods 0.000 claims description 2
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 16
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 16
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 abstract description 4
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 abstract description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract 1
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 abstract 1
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 24
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 235000011147 magnesium chloride Nutrition 0.000 description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 150000001805 chlorine compounds Chemical class 0.000 description 4
- 235000011167 hydrochloric acid Nutrition 0.000 description 4
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L Magnesium sulfate Chemical compound [Mg+2].[O-][S+2]([O-])([O-])[O-] CSNNHWWHGAXBCP-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 229920002134 Carboxymethyl cellulose Polymers 0.000 description 1
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 description 1
- 229910021536 Zeolite Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 229910000323 aluminium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000035 biogenic effect Effects 0.000 description 1
- 239000012267 brine Substances 0.000 description 1
- 150000004649 carbonic acid derivatives Chemical class 0.000 description 1
- 239000001768 carboxy methyl cellulose Substances 0.000 description 1
- 235000010948 carboxy methyl cellulose Nutrition 0.000 description 1
- 239000008112 carboxymethyl-cellulose Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000013078 crystal Substances 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N dioxosilane;oxo(oxoalumanyloxy)alumane Chemical compound O=[Si]=O.O=[Al]O[Al]=O HNPSIPDUKPIQMN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000007323 disproportionation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229910001385 heavy metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002045 lasting effect Effects 0.000 description 1
- 229910052943 magnesium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019341 magnesium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 150000002894 organic compounds Chemical class 0.000 description 1
- 150000002926 oxygen Chemical class 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 150000004760 silicates Chemical class 0.000 description 1
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010703 silicon Substances 0.000 description 1
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 1
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 description 1
- HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M sodium;chloride;hydrate Chemical compound O.[Na+].[Cl-] HPALAKNZSZLMCH-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005486 sulfidation Methods 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
- -1 therefore Substances 0.000 description 1
- 229940006280 thiosulfate ion Drugs 0.000 description 1
- DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L thiosulfate(2-) Chemical compound [O-]S([S-])(=O)=O DHCDFWKWKRSZHF-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000010457 zeolite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01D—COMPOUNDS OF ALKALI METALS, i.e. LITHIUM, SODIUM, POTASSIUM, RUBIDIUM, CAESIUM, OR FRANCIUM
- C01D3/00—Halides of sodium, potassium or alkali metals in general
- C01D3/04—Chlorides
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C01—INORGANIC CHEMISTRY
- C01D—COMPOUNDS OF ALKALI METALS, i.e. LITHIUM, SODIUM, POTASSIUM, RUBIDIUM, CAESIUM, OR FRANCIUM
- C01D3/00—Halides of sodium, potassium or alkali metals in general
- C01D3/04—Chlorides
- C01D3/06—Preparation by working up brines; seawater or spent lyes
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами. Описан способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки, включающей закачку в пласты солевых растворов натрия и магния, в котором в качестве указанного раствора используют подкисленный раствор хлорида натрия и хлорида магния при соотношении 1:0,10÷0,15 с общим содержанием солей 60-200 г/л, и чередованием рН закачиваемого раствора, выбранного из диапазона 1,0-5,5. Технический результат - повышение нефтеоотдачи пластов. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 4 пр.
Description
Изобретение относится к химии нефти и касается использования неорганических реагентов для нефтедобывающей промышленности, в частности, для кислотной и солевой обработки нефтесодержащего пласта, представленного неоднородными по проницаемости карбонатными или терригенными коллекторами.
Известен способ регулирования проницаемости пласта, включающий последовательную закачку гелеобразующего раствора следующего состава, масс. %: алюмосиликаты 2,0÷4,0, соляная кислота 4,0-8,0%-ной концентрации - 44,1-51,1, карбоксиметилцеллюлоза 1,5-2,5 и вода 46,4-54,4 и кислотного состава, содержащего, масс. %: соляную кислоту 0,25-0,5-ной концентрации и воду (Патент РФ №2182654, опубл. 20.95 2002 г.).
Однако известный способ по техническому результату направлен на увеличение глубины проникновения раствора в пласт путем селективного воздействия на породы. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора и не охватывает нефтенасыщенные участки.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий использование силиката натрия и в качестве структурообразующего реагента цеолитасодержащего породу, предварительно обработанную серной или соляной кислотами и дополнительно проводят выдержку (Патент РФ №2157451, 2006 г.).
Однако известный способ по техническому результату направлен на выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и ограничения водопритока к добывающим скважинам. При этом не происходит эффективного перераспределения фильтрационных потоков, раствор проникает в водонасыщенный участок коллектора, уменьшая его проницаемость и производительность, особенно в призабойной зоне нагнетательной скважины, и не охватывает нефтенасыщенные участки, особенно нижние горизонты.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности является способ извлечения нефти путем закачки в пласт малоглинистый раствор с добавками сульфата магния. Причем осуществляют закачку компонентов одновременно в добывающие и нагнетательные скважины (Патент РФ №2425967, 2011 г.).
Общим недостатком известных способов является невысокая эффективность обработки, выражающаяся в незначительном увеличении продуктивности скважины после обработки, так как все растворы не обладают универсальной проницаемостью и вытеснением нефти из застойных зон.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности химической обработки нефтесодержащего пласта.
Технический результат - повышение нефтеоотдачи пластов.
Задача решается тем, что способ повышения нефтеоотдачи пластов путем химической обработки включает закачку в пласты солевых растворов, содержащих хлориды натрия и магния, и также характеризуется тем, что в качестве указанного раствора осуществляют закачку в пласт подкисленного раствора хлорида натрия и хлорида магния с общим содержанием солей 60-200 г/л, взятых в соотношении 1:0,10÷0,15, 15, и чередованием рН закачиваемого раствора, выбранного из диапазона 1,0-5,5.
Причем солевой раствор получают при опреснении морской воды путем подкисления серной или соляной кислотой pH 1,0 до 5,5 при перемешивании, выдерживания и отделения от осадка.
Сущность изобретения
Карбонатные пласты характеризуются разнонаправленной трещиноватостью, неоднородностью и низким коэффициентом извлечения нефти. В случае вязкой нефти после дренирования добываемой нефти из коллектора, примыкающего непосредственно к зоне перфорирования скважины, наблюдается резкое падение дебита нефти. Существующие технологии неэффективны в этих условиях. Особенно большие зоны нефти в нижних горизонтах пласта.
Предлагаемая технология комплексно воздействует на нефтесодержащий пласт.
За счет химических реакций и разбавления пластовой водой, находящейся в пласте, резко уменьшая содержание нерастворимых соединений, увеличивается проницаемость в породах пласта. Одновременно, за счет большего удельного веса солевого раствора происходит вытеснение нефти из застойных зон.
При этом поднимается температура в пласте, уменьшается вязкость нефти и повышается растворимость соединений, образованных за счет взаимодействия кислоты и вмещающих пород.
Хлориды за счет реакций замещения и большей растворимости солей натрия увеличивают поры в пласте за счет следующих химических реакций:
СаСО3(тв)+Cl-1+2Н+→CaCl2+Н2СО3 (р-р)
Взаимодействие хлоридов с карбонатами и элементарной серой приводит к образованию газов, которые повышают давления в пласте, что способствует вытеснению более легкой фракции - нефти.
Слабое изменение во времени концентрации продуктов взаимодействия серы с водой в опытах длительностью свыше 15 ч для 90°C, 2,2 ч для 150°C и 0,4 ч для 200°C указывает на достижение в этих условиях следующего метастабильного равновесия:
4S(эл)+3H2O+СаСО3(тв)→←2H2S(p-p)+S2O3 2-+Са2++H2CO3 (р-р)
Более низкие, чем это следует из стехиометрии данной реакции концентрации сероводорода по сравнению с тиосульфат-ионом, вероятно, обусловлены трудностью отбора проб без потерь такого летучего компонента, как H2S.
Полученные экспериментальные данные были сопоставлены с результатами термодинамических расчетов. Для этого проведена оценка активностей продуктов реакции по метастабильному равновесию, а также реакции конечного диспропорционирования
4S(эл)+4H2O→←4H2S(p-p)+SO4 2-+2Н+
В качестве примера можно рассмотреть результаты расчетов равновесия
Fe2O3(тв)+5S(эл)+H2O→←2FeS2(тв)+HSO4 -+H+
константа которого равна 1016,6. Ее большая величина указывает на резкий сдвиг равновесия вправо с образованием значительных количеств серной кислоты, диссоциирующей на HSO4 -- и H+-ионы.
Для практических задач представляет интерес не только анализ сульфидирования оксидов, но и случай, когда окисленный металл связан в кристаллической решетке силикатов или других солей кислородных кислот. С этой целью можно сопоставить константы двух равновесий:
3FeO(тв)+7S(эл)+H2O→←3FeS2(тв)+HSO4 -+Н+
1,5FeSiO4(тв)+7S(эл)+H2O→←3FeS2(тв)+1,5SiO2(тв)+HSO4 -+H+
В присутствии хлоридов равновесными растворимыми формами при температурах 25 и 150°C является Cl-, ClO3 -1 H2S, HS-, HSO4 - и SO4 2-.
Солевые растворы хлоридов имеют удельный вес в 1,2-1,5 раза выше чем вода и существенно больше чем у нефти, поэтому солевые растворы эффективно заполняют и вытесняют и воду, и нефть из нижних горизонтов пласта.
Наконец, солевые растворы, содержащие преимущественно хлориды натрия и магния, в избытке получаются в процессах опреснения соленой воды, которая сбрасывается в водоемы или прибрежную зону моря, что создает большие экологические проблемы. Использование солевых растворов и возвращение в пласт позволяет решить экологические проблемы и одновременно получить экономическую выгоду от увеличения нефтеотдачи пласта.
Примеры конкретного исполнения проводились на макетных стендах.
Пример 1. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 28°C, вязкость нефти в пластовых условиях плотностью 941 кг/м3.
Через остановленную скважину, обработанную солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, закачали 12,8 л солевого раствора.
В результате расчетный дебит скважины увеличился с 0,07 до 11,2 л /сут.
Пример 2. На этом же участке одну скважину использовали в режиме постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут. Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде.
Пример 3. На отработанном участке месторождения, где расчетный средний дебит скважин 0,07 л/сут, средняя обводненность 12,5%, пластовая температура 28°C, вязкость нефти в пластовых условиях плотностью 941 кг/м3.
Скважину обрабатывали солевым раствором, содержащим 90 г/л хлорида натрия и 1,1 г/л хлорида магния, рН раствора 1,0, затем закачали 12,8 л солевого раствора (проверили допустимость рН 5,5). Дебит скважины увеличился на 8 л /сут.
Пример 4. В аналогичных условиях использовали режим постоянной подачи солевого раствора в количестве 12-14 л/сутки. В результате скважины, находящиеся на расстоянии до 3,5 м, увеличили свою производительность с 0,15 до 8,0-9,8 л/сут. Соотношение в солевом растворе поддерживалось в пределах хлоридов натрия и магния 1:0,1÷0,15, как это имеет место в морской воде. рН при подаче чередовалось от 1,3 до 4,9. Дебит скважины увеличился до 9,0 л/сут.
Другие примеры отражены в виде таблиц 1 и 2.
В Таблице 1 примеры на строках 1, 6, 7 - сравнительные.
В Таблице 2 примеры на строках 6, 7 - сравнительные.
Как видно из всех примеров, включая сравнительные, технический результат достигается при выполнении заявленной совокупности признаков.
Применение предложенного способа позволит увеличить нефтеотдачу пласта и утилизировать солевые отходы, полученные при опреснении воды, решив экологические проблемы.
В случае применения отходов, полученных при опреснении морской воды, необходимо перемешивать солевой раствор, выдерживать и отделять образовавшийся осадок. При этом выделяются в осадок биогенные вещества, содержащие растворенные органические соединения и неорганические формы азота, кремния и тяжелых металлов. Эти соединения способны адсорбироваться на минеральных породах, забивая поры и тем самым уменьшая проникающую способность солевых растворов. В свою очередь, эти процессы экранируют труднодоступные зоны скопления нефти, особенно в нижних зонах пласта.
Claims (2)
1. Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки, включающей закачку в пласты солевых растворов натрия и магния, отличающийся тем, что в качестве указанного раствора используют подкисленный раствор хлорида натрия и хлорида магния при соотношении 1:0,10÷0,15 с общим содержанием солей 60-200 г/л и чередованием рН закачиваемого раствора, выбранного из диапазона 1,0-5,5.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что солевой раствор получают при опреснении морской воды путем подкисления серной или соляной кислотой до рН 1,0 до 5,5 при перемешивании, выдерживания и отделения от осадка.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015130485/05A RU2604627C1 (ru) | 2015-07-23 | 2015-07-23 | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015130485/05A RU2604627C1 (ru) | 2015-07-23 | 2015-07-23 | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2604627C1 true RU2604627C1 (ru) | 2016-12-10 |
Family
ID=57777008
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015130485/05A RU2604627C1 (ru) | 2015-07-23 | 2015-07-23 | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2604627C1 (ru) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136854C1 (ru) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Жидкость для глушения скважин |
| RU2425967C1 (ru) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2453690C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Способ обработки углеводородной формации |
| RU2524227C2 (ru) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
| RU2540733C2 (ru) * | 2009-01-08 | 2015-02-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Способ выделения углеводородов |
-
2015
- 2015-07-23 RU RU2015130485/05A patent/RU2604627C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136854C1 (ru) * | 1997-04-28 | 1999-09-10 | Научно-производственное управление открытого акционерного общества "Оренбургнефть" | Жидкость для глушения скважин |
| RU2453690C2 (ru) * | 2007-03-23 | 2012-06-20 | Борд Оф Риджентс, Зе Юниверсити Оф Техас Систем | Способ обработки углеводородной формации |
| RU2540733C2 (ru) * | 2009-01-08 | 2015-02-10 | Бп Корпорейшн Норт Америка Инк. | Способ выделения углеводородов |
| RU2425967C1 (ru) * | 2009-11-23 | 2011-08-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Сургутский государственный университет Ханты-Мансийского автономного округа - Югры" | Способ повышения нефтеотдачи пластов |
| RU2524227C2 (ru) * | 2011-12-30 | 2014-07-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Добавка к жидкости для обработки подземного пласта и способ обработки подземного пласта |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10501680B2 (en) | Treating seawater for hydrocarbon production | |
| US11725492B2 (en) | Method to generate microfractures by chemical reaction in low carbonate mineral content shale reservoirs | |
| US10648305B2 (en) | Systems and methods for carbonated water flooding of hydrocarbon reservoirs | |
| US20190218442A1 (en) | Method for drilling a wellbore with a weighted hydrogen sulfide scavenger fluid | |
| WO2013173634A1 (en) | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids | |
| RU2579044C1 (ru) | Способ обработки нефтесодержащего пласта | |
| US9447674B2 (en) | In-situ method and system for removing heavy metals from produced fluids | |
| RU2582197C1 (ru) | Буровой раствор | |
| RU2604627C1 (ru) | Способ повышения нефтеотдачи пластов путем химической обработки | |
| CN105370260B (zh) | 一种适用于碳酸盐岩储层的自生盐酸酸化方法 | |
| US20140202928A1 (en) | Method for destabilizing bitumen-water and oil-water emulsions using lime | |
| RU2710654C1 (ru) | Высокоингибированный инвертный буровой раствор | |
| RU2768340C1 (ru) | Высококатионно-ингибированный буровой раствор | |
| RU2597904C1 (ru) | Способ регулирования проницаемости нефтяного пласта | |
| Hussein et al. | Studying the use of tetrakis (hydroxymethyl) phosphonium sulfate (THPS) as zinc sulfide and lead sulfide scales dissolver and the factors influencing the dissolution | |
| US10221082B2 (en) | Amelioration of acid mine drainage | |
| RU2550764C1 (ru) | Способ извлечения металлов из руд | |
| US20230331599A1 (en) | Method of sulfate removal from seawater using high salinity produced water | |
| Lepokurova et al. | Geochemistry of soda waters of the Chulym–Yenisei artesian basin (West Siberia) | |
| WO2012011841A1 (ru) | Состав для регулирования проницаемости неоднородного нефтяного пласта | |
| US20240327258A1 (en) | Production of barium sulfate from seawater | |
| RU2382186C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти | |
| CN115405255B (zh) | 一种用于高含水气井的相转化控堵水采气方法 | |
| Korolev et al. | Geochemical conditions of exogenous minerals formation of the weathering zone in the upper jurassic depositions of the middle Volga region | |
| RU2434125C1 (ru) | Способ изменения фильтрационных потоков в пластах с различной проницаемостью |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170724 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20180727 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190724 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20200324 |
|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200623 |