Настройки

Укажите год
-

Небесная энциклопедия

Космические корабли и станции, автоматические КА и методы их проектирования, бортовые комплексы управления, системы и средства жизнеобеспечения, особенности технологии производства ракетно-космических систем

Подробнее
-

Мониторинг СМИ

Мониторинг СМИ и социальных сетей. Сканирование интернета, новостных сайтов, специализированных контентных площадок на базе мессенджеров. Гибкие настройки фильтров и первоначальных источников.

Подробнее

Форма поиска

Поддерживает ввод нескольких поисковых фраз (по одной на строку). При поиске обеспечивает поддержку морфологии русского и английского языка
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Ведите корректный номера.
Укажите год
Укажите год

Применить Всего найдено 17413. Отображено 200.
10-06-2002 дата публикации

СПОСОБ КОНТРОЛЯ ЗА РАЗРАБОТКОЙ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ СО СЛОИСТО-НЕОДНОРОДНЫМИ ПЛАСТАМИ

Номер: RU2183268C2

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам контроля за разработкой нефтяных месторождений со слоисто-неоднородными пластами, обеспечивает повышение эффективности и достоверности контроля за разработкой и уточнения параметров агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Способ включает определение проницаемости, пористости, мощности каждого пропластка, вязкостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости, начальной и конечной насыщенности агентом вытеснения, упругих свойств агента вытеснения и вытесняемой жидкости и сжимаемость пористой среды, модифицированных функций относительных фазовых проницаемостей агента вытеснения и вытесняемой жидкости. Дополнительно собирают промыслово-технологическую информацию о работе каждой скважины. Строят поля начальной нефтенасыщенности и осуществляют математическое моделирование процессов фильтрации в слоисто-неоднородной пористой среде с последующим контролем фильтрационных потоков, формирующихся при разработке нефтяных месторождений ...

Подробнее
10-08-2008 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Номер: RU2330944C2

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области разработки нефтяных месторождений, приуроченных к куполообразным поднятиям, и может быть использовано в заключительной стадии эксплуатации месторождений. Обеспечивает снижение материальных и финансовых затрат на осуществление способа и повышение эффективности разработки нефтяного месторождения. Сущность изобретения: способ включает бурение нагнетательных и добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, добычу нефти через добывающие скважины, выделение участков куполообразных поднятий, превышающих абсолютные отметки пласта. Согласно изобретению в скважинах, расположенных на вершинах куполообразных поднятий, изолируют весь вскрытый продуктивный пласт химическими реагентами и/или тампонажным раствором, которому дают затвердеть. Разбуривают тампонажный раствор ниже кровли продуктивного пласта. После этого вскрывают продуктивный пласт в непосредственной близости от кровли продуктивного пласта и ...

Подробнее
20-03-2008 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2319829C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных залежей, приуроченных к неоднородным поровотрещинным, трещинно-поровым или трещинным коллекторам, например карбонатным. Обеспечивает снижение процента обводненности продукции скважин и повышение коэффициента извлечения нефти из пористых блоков карбонатных коллекторов. Сущность изобретения: способ включает задание периодических режимов работы скважин с высоким содержанием вытесняющей жидкости в продукции, извлечение нефти посредством добывающих скважин, на которых производят оценку нефтесодержания в продукции скважин, и запись кривой восстановления давления. Согласно изобретению при разработке залежи с пористыми карбонатными блоками формируют группы добывающих скважин с нагнетательной скважиной в центре и таким образом, что нагнетательная скважина или скважины находятся в пониженной части структуры по отношению к добывающим скважинам. Осуществляют работу нагнетательной скважины в стационарном ...

Подробнее
10-01-2016 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО С КОЛЬЦОМ ДЛЯ ГЕНЕРИРОВАНИЯ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ НА ЗАБОЕ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2572250C2

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для очистки от твердых отложений стенок обсадных труб и отверстий перфорации, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов. Способ генерирования волн давления на забое скважины, при котором устанавливают на нижнем конце канала насосно-компрессорной трубы (НКТ) струйный генератор Гельмгольца (СГГ). СГГ представляет собой полое тело вращения и состоит из: цилиндрической камеры с двумя параллельными днищами; входного сопла, расположенного в центре одного днища; и выходного отверстия с острой кромкой, расположенного соосно входному соплу в центре другого днища; в котором входное сопло соединяют с каналом НКТ, а выходное отверстие направляют в затрубное пространство скважины. Подают жидкость через входное сопло в цилиндрическую камеру, при этом формируют струю жидкости с возмущённой периферией в пространстве между днищами. Направляют струю жидкости в выходное отверстие. Генерируют ...

Подробнее
27-03-2011 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА

Номер: RU2415256C2

Группа изобретений относится к добыче нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности работы системы. Сущность изобретения: система содержит хранилище сероуглерода, механизм выпуска, по меньшей мере, части сероуглерода в пласт, механизм создания пульсаций в сероуглероде в пласте и механизм нагнетания воды, при этом указанный механизм приспособлен для нагнетания воды в пласт после выпуска в пласт сероуглерода, пульсаций в сероуглероде в пласте. Способ включает в себя выпуск соединения сероуглерода в пласт, создание пульсации в сероуглероде в пласте и нагнетание воды в пласт с помощью механизма нагнетания воды после выпуска в пласт сероуглерода. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
27-10-2005 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ АКУСТИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗОНУ ПЕРФОРАЦИИ И НЕФТЕНОСНЫЙ ПЛАСТ В ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЕ

Номер: RU2263203C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений и очистке водозаборных и рудных скважин. Обеспечивает увеличение интенсивности акустического воздействия в призабойной зоне в обсадной колонне и околоскважинном пространстве. Сущность изобретения: устройство включает акустический излучатель составного типа в виде пьезокерамического стержня и пассивной задней накладки, помещенных в герметичный корпус. Имеется активная излучающая накладка в форме диска, размещенная за пределами герметичного корпуса и имеющая две плоские излучающие поверхности, перпендикулярные продольной оси устройства. При этом акустический излучатель снабжен по меньшей мере одним металлическим отражателем с плоскими поверхностями, параллельными плоским поверхностям активной излучающей накладки, установленным с возможностью перемещения вдоль оси устройства и фиксации в заданном положении. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.

Подробнее
10-08-2002 дата публикации

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА

Номер: RU2186953C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам извлечения нефти из неоднородного коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи пластов и снижение обводненности добывающих скважин на поздней стадии эксплуатации месторождений. Сущность изобретения: способ включает отбор нефти через добывающую скважину, закачку в пласт вытесняющего агента через нагнетательную скважину и сейсмическое воздействие на пласт из добывающей и нагнетательной скважин. Перед закачкой вытесняющего агента предварительно определяют доминантные частоты сейсмических сигналов, на которых имеет место наименьшее затухание волн, распространяющихся от нагнетательной скважины к добывающей и в обратном направлении. Опускают в скважины генераторы сейсмических колебаний, настроенные на выявленные доминантные частоты. В качестве вытесняющего агента в нагнетательную скважину производят закачку пенной системы с постепенным изменением газовой фракции от минимальной до максимальной концентрации в заданных ...

Подробнее
20-09-2002 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И БЛОЧНАЯ КОМПЛЕКСНАЯ СИСТЕМА УСТАНОВОК ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Номер: RU2189439C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке месторождений нефти. Обеспечивает уменьшение затрат на разработку месторождений, повышение нефтеотдачи пластов. Сущность изобретения: по способу добывают жидкие и газообразные углеводороды с попутной пластовой водой из эксплуатационных нефтяных скважин и нагнетательных водяных скважин. Все объекты при разработке изготавливают блочно на одном участке поверхности земли и размещают с учетом розы ветров. Обеспечивают их пожаробезопасность и, заменяя внутрипромысловую систему сбора нефти, нагнетания рабочего агента: воды, газа, нефти в нефтеносные горизонты, и внутрипромысловую сеть электропередач, сводят их только к внутриустановочным обвязкам и магистральным нефтепроводам и высоковольтным линиям электропередач, связывающим площадку разработки с потребителями нефти и энергоснабжающими предприятиями. Строительство их осуществляют одновременно с бурением скважин и с последовательным вводом их в эксплуатацию, обвязкой ...

Подробнее
20-02-2006 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2270333C2

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи. Способ включает бурение из вертикальной скважины открытых стволов с расположением в продуктивном пласте многоярусно один над другим в вертикальной плоскости. Стволы проводят в виде перфорационных каналов, нисходящих в сторону вертикальной скважины и на каждом ярусе радиально отходящих от нее в длину и ширину продуктивного пласта. Способ реализуется устройством, включающим цилиндрический корпус с внутренним каналом, отбурочный снаряд с буровым наконечником и соединенный с корпусом распорный узел. Распорный узел содержит конусный шток и выдвижные плашки, при этом нижняя часть конусного штока распорного узла выполнена в виде кольцевого буртика, контактирующего с выдвижными плашками в транспортном положении. Внутренний канал выполнен сквозным и ступенчатым, переходящим в желобообразный клин. Отбурочный снаряд расположен во внутреннем канале с возможностью продольного перемещения ...

Подробнее
27-10-2012 дата публикации

СПОСОБ РАЗДЕЛЕНИЯ В ЖИДКОСТИ ГАЗОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ, СИСТЕМА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Номер: RU2465444C2

Группа изобретений относится к способу и системе разделения газов с помощью жидкости, используемых для добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа и повышения надежности работы системы. Сущность изобретений: способ включает обеспечение потока газа, по меньшей мере одного, желательного для нефтеотдачи подземного пласта; обеспечение потока газа, по меньшей мере одного, нежелательного для нефтеотдачи подземного пласта; обеспечение взаимодействия газовых потоков с жидкостью-растворителем, включающим сероуглерод и/или его производные, с возможностью поглощения жидкостью-растворителем желательного газа в 2-20 раз больше, чем нежелательного газа; закачку смеси газа с жидкостью в подземный пласт для обеспечения смешивающегося или несмешивающегося вытеснения нефти в этом пласте. 3 н. и 29 з.п. ф-лы, 6 ил.

Подробнее
20-05-2001 дата публикации

ТЕХНОЛОГИЯ ОБРАЗОВАНИЯ СКВАЖИН

Номер: RU2167266C2

Технология образования скважин в геологических структурах предназначена для использования при поиске и разведке залежей полезных ископаемых, в частности углеводородного сырья, при проходке разведочных скважин, промысловых скважин и выработок. Технология включает подготовку рабочей площадки, установку превентора, спуско-подъемного оборудования. Используют превентор с направляющей в виде сквозного цилиндра, формирующего собой устье скважины, оснащенное захватами. В захватах устанавливают буровой аппарат. Сквозной цилиндр имеет участок из упругого податливого материала. При проходке скважин ведут закрепление ее стенок подачей пластифицированного раствора и напылением слабоплавкого вещества при температурном воздействии на это вещество потоком рабочего агента, истекающего из бурового аппарата. При вскрытии продуктивного пласта от датчика регистрации углеводородов, закрепленного на корпусе аппарата, подают сигнал для перекрытия сечения скважины. Ведут контроль дебита скважины по отводимым углеводородам ...

Подробнее
04-06-2018 дата публикации

СПОСОБ, СИСТЕМА И КОМПОЗИЦИЯ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Номер: RU2656282C2

Настоящее изобретение относится к способу, системе и композиции для добычи нефти из пласта, содержащей поверхностно-активное вещество, жидкий аммиак, полимер и воду.Способ извлечения нефти из нефтеносного пласта, материал пористой минеральной матрицы которого содержит значительные количества диоксида кремния в форме кварца, включает смешивание поверхностно-активного вещества, воды, полимера и жидкого аммиака, содержащего не более 10 мас. % воды, для образования композиции для извлечения нефти с исходной величиной pH от 10 до 12, когда указанный жидкий аммиак смешан с другими компонентами композиции для извлечения нефти или присутствует в композиции для извлечения нефти, введение указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт, контактирование указанной композиции для извлечения нефти с нефтью в нефтеносном пласте; и добычу нефти из нефтеносного пласта после введения указанной композиции для извлечения нефти в нефтеносный пласт. Изобретение развито в зависимых пунктах формулы ...

Подробнее
13-02-2017 дата публикации

ЦЕЛЬНЫЙ СТЫК ДЛЯ ИЗОЛИРОВАННЫХ ПРОВОДНИКОВ

Номер: RU2610459C2

Изобретение относится к области добычи углеводородов, более конкретно к соединительным элементам, предназначенным для стыковки изолированных кабелей и/или вводных кабелей, используемых для нагрева пластов. Технический результат заключается в повышении надежности стыков изолированных проводников во время изготовления, сборки и/или их установки. Способ включает в себя соединение сердцевины нагревательного участка с сердцевиной в перекрывающей породе изолированного проводника. Диаметр сердцевины нагревательного участка меньше, чем диаметр сердцевины участка в перекрывающей породе. Первый изоляционный слой размещают на сердцевине нагревательного участка так, что, по меньшей мере, часть концевого участка сердцевины нагревательного участка остается открытой. Второй изоляционный слой размещают на сердцевине участка в перекрывающей породе так, что второй изоляционный слой проходит по открытому участку сердцевины нагревательного участка. Толщина второго изоляционного слоя меньше, чем толщина первого ...

Подробнее
20-02-2007 дата публикации

СКВАЖИННАЯ СИСТЕМА И СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПОДЗЕМНОГО ПЛАСТА

Номер: RU2293842C2

Изобретение относится к области обработки подземных пластов. Обеспечивает повышение эффективности обработки подземных пластов. Скважинная система содержит оборудование для заканчивания, расположенное в стволе скважины для нагнетания добываемой текучей среды, систему труб, соединенную с оборудованием для заканчивания, обходное устройство, соединенное с системой труб для перемещения жидкости для обработки скважины мимо оборудования для заканчивания, и отводной клапан. Последний расположен во взаимодействии с системой труб и обходным устройством для избирательного направления потока жидкости для обработки скважины через систему труб к обходному устройству или потока добываемой текучей среды из оборудования для заканчивания через систему труб. Согласно способу размещают отводной клапан в системе труб для подачи текучей среды. Соединяют канал для прохода жидкости для обработки с системой труб. Отводной клапан используют для блокирования потока в системе труб при одновременном обеспечении прохождения ...

Подробнее
20-09-2003 дата публикации

СПОСОБ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

Номер: RU2212528C2

Способ воздействия на продуктивный пласт, включающий выбор участка, установку на выбранном участке источника упругих колебаний с динамической нагрузкой 100 - 500 кН, действующего со стороны дневной поверхности и возбуждающего упругие волны. Выбор участка осуществляют путем измерения микросейсмического фона на исследуемой площади сейсмоприемниками. В качестве участка для установки на нем источника упругих колебаний выбирают участок с повышенным уровнем микросейсмического фона. Максимальным считают уровень фона, отличающийся от уровня фона на других участках наибольшими значениями амплитуды регистрируемого сигнала, соответствующего какой-либо одной частоте, либо - с наибольшей интегральной по всем регистрируемым частотам характеристикой. Измерение и анализ сейсмического фона осуществляют до пробного воздействия, и/или во время этого воздействия, и/или после него для определения доминантных частот. Под доминантными понимают частоты, выделяющиеся из общего спектра частот максимальным уровнем ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2510454C2

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием методов повышения нефтеотдачи. Обеспечивает повышение эффективности решений на основе использования технологии смешивающегося вытеснения. Сущность изобретений: система добычи нефти и/или газа из подземного пласта содержит: первую скважину в пласте; механизм для закачивания в первую скважину смешивающейся композиции, повышающей нефтеотдачу; вторую скважину в пласте; механизм для добычи из второй скважины нефти и/или газа; при этом первая скважина и вторая скважина являются внутренней частью системы; множество барьерных скважин снаружи первой скважины и второй скважины и механизм для закачивания в барьерные скважины барьерного агента для вытеснения смешивающейся повышающей нефтеотдачу композиции и/или нефти или газа в пласте ко второй скважине для добычи из указанной второй скважины. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 8 ил.

Подробнее
27-01-2013 дата публикации

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2473792C2

Группа изобретений относится к области добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа. Сущность изобретений: способ включает нагнетание в первую скважину в пласте композиции повышения нефтеотдачи и газа, причем композиция повышения нефтеотдачи содержит композицию с сероуглеродом и имеет плотность более высокую, чем плотность нефти; формирование в пласте смеси, содержащей нефть, и композицию повышения нефтеотдачи; формирование газовой шапки из нагнетаемого газа; проталкивание смеси композиции и нефти ко второй скважине в пласте под действием силы тяжести; и добычу смеси композиции и нефти из второй скважины. 2 н. и 18 з.п. ф-лы, 9 ил.

Подробнее
23-03-2022 дата публикации

МОДУЛЬ ГИДРОИМПУЛЬСНЫЙ МНОГОРАЗОВОГО ДЕЙСТВИЯ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Номер: RU2768225C2

Изобретение относится к области нефтедобычи, а именно к интенсификации процесса добычи нефти путем очистки призабойной зоны пласта или проведения гидроразрыва. Модуль гидроимпульсный многоразового действия состоит из спускаемого на насосно-компрессорных трубах корпуса, выполненного в виде двух цилиндров меньшего и большего диаметров, пакеров и манометра. При этом цилиндры меньшего и большего диаметров образуют имплозионную камеру с расширенным верхним доступом. Причем в нижней части цилиндра меньшего диаметра расположен подпружиненный запорный клапан, открывающий доступ к выходным окнам рабочего агента. Кроме того, в имплозионную камеру на штангах спущен глухой плунжер, перемещения которого создают в ней сжатие или разрежение, а манометр расположен автономно на патрубке, непосредственно в зоне создания гидроимпульсов. Техническим результатом является упрощение конструкции устройства, сокращение времени проведения обработки призабойной зоны пласта или проведения гидроразрыва. 2 ил.

Подробнее
27-04-2003 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ

Номер: RU2203398C2

Использование: для увеличения полноты извлечения нефти из продуктивного пласта. Обеспечивает стабилизацию или увеличение пластового давления посредством деформирования твердой фазы пласта. По способу осуществляют вскрытие продуктивного пласта эксплуатационными скважинами. Извлекают нефть и поднимают ее на поверхность за счет пластовой энергии или механизированными способами. Согласно изобретению разработку месторождения нефти осуществляют первоначально разобщенными блоками первой очереди с их параметрами по числу, ширине и протяженности, обеспечивающими разгрузку продуктивного пласта на отработанной площади от горного давления. В последующем разработку осуществляют расположенными между блоками первой очереди блоками второй очереди. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.

Подробнее
20-05-2009 дата публикации

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТА

Номер: RU2355878C2

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для повышения дебита скважин и интенсификации добычи нефти. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет воздействия на жидкость в поровом пространстве скважины многочастотным воздействием. Сущность изобретения: способ предусматривает погружение виброакустического скважинного излучателя в скважину до уровня продуктивного пласта и осуществление акустического воздействия на пласт. Согласно изобретению воздействие на пласт осуществляют многочастотным сигналом, содержащим по меньшей мере две монохроматические составляющие, частоты и амплитуды которых удовлетворяют условию, выраженному аналитической зависимостью. При этом воздействие осуществляют до начала добычи нефти, и/или в процессе добычи нефти, и/или при остановке скважины. 1 з.п. ф-лы.

Подробнее
07-05-2018 дата публикации

СПОСОБ И УСТРОЙСТВО СТРУЙНОГО КОМБИНИРОВАННОГО ПАРАМЕТРИЧЕСКОГО ИЗЛУЧАТЕЛЯ ДЛЯ ГЕНЕРИРОВАНИЯ И МОДУЛЯЦИИ ВОЛН ДАВЛЕНИЯ В СТВОЛЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2653205C2

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки стенок скважины от твердых отложений, декольматации призабойной зоны пласта и увеличения подвижности пластовых флюидов. Способ генерирования и модуляции волн давления в стволе нагнетательной скважины, в котором собирают комбинированную акустическую колебательную систему, состоящую из двух совмещенных акустических колебательных систем. При этом внешняя акустическая колебательная система представляет собой струйный резонатор Гельмгольца и включает входное сопло, камеру-резонатор и выхлопной канал. Внутренняя акустическая колебательная система представляет собой свисток Гальтона и включает входное сопло и втулку-резонатор. Причем обе акустические колебательные системы возбуждаются одновременно одной струей газа, подаваемой из общего кольцевого сопла на острые входные кромки выхлопного канала и втулки-резонатора соответственно. Соединяют кольцевое сопло с каналом насосно-компрессорной трубы и осуществляют ...

Подробнее
20-06-2003 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Номер: RU2206724C2

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при вскрытии и разработке нефтяного продуктивного пласта на новых и уже работающих скважинах, для стимуляции и реанимации скважин на поздней стадии разработки, а также для увеличения приемистости нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает перфорацию обсадной колонны хотя бы одной скважины и прорезание канала в цементном камне, отбор продукции через добывающую скважину с последующим прорезанием в пласте канала. Перфорацию осуществляют путем ввода в обсадную колонну на заданную глубину направляющего башмака, закрепленного к подвеске насосно-компрессорных труб. В последующем вводят в него гибкий шланг высокого давления. Устанавливают на его конце гидродвигатель, гибкий вал и зубчатую фрезу. Вращают гибкий вал и фрезу посредством гидродвигателя для образования в обсадной колонне отверстия и канала ...

Подробнее
27-05-2006 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Номер: RU2277168C2

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для гидродинамического воздействия высокоскоростными струями различных технологических жидкостей на продуктивные пласты, не перекрытые обсадной колонной. Обеспечивает возможность использования устройства для гидродинамической обработки преимущественно в горизонтальных скважинах, не перекрытых обсадной колонной, упрощение конструкции, повышение надежности и производительности. Сущность изобретения: устройство для обработки скважин, преимущественно горизонтальных, не перекрытых обсадной колонной, включает гидромониторный корпус с насадками, размещенными в его боковых отверстиях, оси которых смещены относительно горизонтальной плоскости. Согласно изобретению устройство снабжено фиксатором-центратором. Он выполнен в виде полого корпуса. На его внутренней поверхности размещен фильтр, а по кольцевой поверхности - уплотнительный резиновый элемент. В корпусе выполнены проходящие через уплотнительный резиновый ...

Подробнее
20-02-2013 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2475632C2

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа. Обеспечивает повышение эффективности способа и надежности системы. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа из подземного пласта месторождения включает первое множество скважин, расположенных над пластом, второе множество скважин, расположенных над пластом. Первое множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи пласта. Второе множество скважин снабжено средствами для добычи нефти и/или газа из пласта в течение первого периода времени. Второе множество скважин снабжено средствами для нагнетания в пласт агента очистки, в то время как первое множество скважин снабжено средствами для извлечения смешивающегося состава для повышения нефтеотдачи в течение второго периода времени. 3 н. и 27 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
27-08-2013 дата публикации

СПОСОБ (ВАРИАНТЫ), СИСТЕМА (ВАРИАНТЫ) И МАШИНОЧИТАЕМЫЙ НОСИТЕЛЬ (ВАРИАНТЫ) ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАЦИЙ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ПОДЪЕМНОГО ГАЗА НА НЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Номер: RU2491416C2
Принадлежит: ЛОДЖИНД Б.В. (NL)

Изобретение относится к способам осуществления операций на нефтяном месторождении, связанном с геологическими пластами, в которых имеются пласты-коллекторы. Техническим результатом является моделирование и реализация газлифтных операций на основании комплексного анализа разнообразных параметров, влияющих на операции на нефтяном месторождении. Способ содержит этапы, на которых оптимально распределяют подъемный газ согласно, по меньшей мере, одному, выбранному из группы, состоящей из ограничения на полный подъемный газ и ограничения по полному количеству добытого газа для генерации распределения подъемного газа. Причем на этапе распределения распределяют подъемный газ среди множества газлифтных скважин в сети для максимизации расхода жидкости/нефти на стоке, причем на этапе распределения используют автономную/оперативную процедуру оптимизации, в рамках которой извлекают данные кривой производительности подъема, решают автономную процедуру оптимального распределения для определения оптимального ...

Подробнее
20-01-2002 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ

Номер: RU2178517C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных залежей в поздней стадии разработки при наличии в пласте водонефтяного контакта (ВНК), и предназначено для добычи остаточной трудноизвлекаемой нефти из прикровельной плохопроницаемой части пласта. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеотдачи нефтяной залежи за счет возможности извлечения нефти из плохопроницаемой части пласта. Сущность изобретения: способ включает разработку нефтяной залежи рядными системами скважин, геофизические исследования по контролю за передвижением ВНК. Сначала перфорируют обсадную колонну ниже ВНК. Проводят форсированную откачку воды с максимальной депрессией на пласт для создания нефтеводонасыщенной зоны. Затем изолируют перфорированный интервал в обсадной колонне напротив водонасыщенной части пласта. Перфорируют нефтенасыщенную часть пласта выше ВНК. Отбор продукции ведут с минимальной депрессией на пласт. Проводят закачку воды через нагнетательные скважины. Переносят ...

Подробнее
08-06-2018 дата публикации

Способ понижения вязкости промодулированным ультразвуком в условиях резонансных частот жидкости

Номер: RU2657205C2

Изобретение относится к технологическим процессам перекачки, добычи и транспортировки нефти и других вязких продуктов. Способ понижения вязкости нефти, согласно которому на структуру нефти оказывают ультразвуковое воздействие на первой несущей частотной гармоники продольной волной, излучаемой возбужденным монокристаллом ниобата лития, погруженным в нефтяную среду, равной 450.0 кГц, и на 100 % амплитудно промодулированной синусоидальной волной в диапазоне частоты модуляции от 0 до 100 кГц, которые обеспечивают оптимальные энергетические условия по понижению вязкости у различных видов нефти начиная с температуры от 16°С, при которой нефть течет ламинарно, то есть без разрыва текущей струи. Техническим результатом является повышение эффективности воздействия ультразвука для понижения вязкости и, как следствие, понижение энергетических затрат. 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

Подробнее
27-08-2003 дата публикации

СПОСОБ ИМПУЛЬСНОЙ ОБРАБОТКИ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ФИЛЬТРОВ СКВАЖИН И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Номер: RU2211320C2
Автор: Меламед Ю.А.

Устройство для импульсной обработки продуктивных пластов и фильтров скважин включает колонну труб, вибратор, состоящий из генератора колебаний давления жидкости с входным соплом и диффузором. Угол раскрытия диффузора более 15o. Внутренний диаметр ствола превышает не менее чем в 4 раза внутренний диаметр входного сопла. Имеется выходное устройство. Входное сопло сообщено с колонной труб и диффузором, а выходное устройство - со стволом и затрубным пространством. Устройство снабжено размещенным над вибратором струйным насосом, состоящим из сопла, приемной камеры, камеры смешения, рабочей камеры и диффузора. Вход сопла струйного насоса сообщен с колонной труб. Камера смешения через обратный клапан и приемную камеру - с затрубным пространством, а его диффузор - с входным соплом вибратора. На входе приемной камеры установлен фильтр. При осуществлении способа предварительно определяют статическое давление внутри колонны труб над входным соплом вибратора. В затрубном пространстве также определяют ...

Подробнее
27-01-2007 дата публикации

СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ ИЗ ГИДРАТОВ

Номер: RU2292452C2
Принадлежит: АТКИНСОН Стивен (NL)

Изобретение относится к способам извлечения углеводородов, захваченных в пластах гидратов, и, в частности, к способам извлечения природного газа. Технический результат - повышение эффективности и экономичности извлечения углеводородов, захваченных в пластах гидратов. Способ извлечения углеводорода, захваченного в пласте гидрата, включает следующие стадии: (а) введение водного раствора, содержащего от 10 до 75 мас.% формиата или ацетата щелочного металла или смеси двух или более формиатов или ацетатов щелочных металлов, в контакт с пластом гидрата, в результате чего указанный водный раствор обеспечивает высвобождение углеводорода из пласта гидрата с образованием смеси углеводорода и водяного пара; (b) перемещение смеси углеводорода и водяного пара и указанного водного раствора в сепаратор, при этом указанный водный раствор абсорбирует водяной пар из смеси во время стадии перемещения с образованием более разбавленного водного раствора соли щелочного металла, что препятствует образованию гидратов ...

Подробнее
27-08-1999 дата публикации

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТИ ВОДЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2135744C1

Использование: при добыче полезных ископаемых для химической промышленности и может быть применено при эксплуатации термальных скважин, а также скважин питьевой минеральной воды. Обеспечивает увеличение добычи промышленной высокоминерализованной воды из термальных и высокоминерализованных скважин для йод-бромного производства. Сущность изобретения; по способу на прифильтровую зону скважины воздействуют разнополярными импульсными тока. Они характеризуются амплитудой и скважностью. Их подают через металлический электрод. Разрушают стенки тонких капилляров прифильтровой зоны и извлекают воду и кольматанты. В йод-бромной скважине это обеспечивают установкой амплитуды импульсов тока, их длительности. Скважность импульсов тока устанавливают равной 0,1-1,0 исходя из условия обеспечения термодинамического равновесия на границе раздела металлический электрод-прифильтровая зона. В процессе воздействия поддерживают постоянной плотность тока на указанной границе раздела. Для этого изменяют скважность ...

Подробнее
20-05-1999 дата публикации

СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА

Номер: RU2130541C1
Автор:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для повышения нефтеотдачи пласта. Производят бурение основного ствола скважины с увеличением его диаметра в нижней части и разбуривание дополнительных горизонтальных стволов. Увеличение диаметра нижней части основного ствола производят шахтным методом до размеров, достаточных для спуска на забой смены рабочих и технологического оборудования. После оборудования технической станции со встроенными превенторами разбуривают горизонтальные стволы малого диаметра от 0,036 до 0,059 м. Станцию располагают ниже нефтяного пласта. Разбуривание производят по подошве нефтяного пласта. Способ позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет расширения радиуса действия на продуктивный пласт. 2 ил.

Подробнее
27-05-2009 дата публикации

СПОСОБ УВЕЛИЧЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ ПУТЕМ НАГНЕТАНИЯ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ В ПЛАСТ

Номер: RU2357074C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ. Техническим результатом является упрощение технологии с одновременным повышением эффективности закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления. Приготавливают водогазовую смесь. Нагнетают ее в одну или более скважину с помощью насосной центробежной установки, допускающей наличие в нагнетаемой водогазовой смеси свободного газа в диапазоне, обеспечивающем устойчивую работу упомянутой установки. Вытесняют нефть из продуктивного пласта. Вытеснение нефти из продуктивного пласта осуществляют водогазовой смесью с содержанием газа в этой смеси в диапазоне от 30 до 75% от объема смеси в условиях вытеснения нефти, для чего на выходе центробежной насосной установки и перед нагнетанием водогазовой смеси в скважины производят отделение лишнего количества воды из водогазовой смеси с помощью сепаратора. Водогазовую смесь затем подают ...

Подробнее
10-01-2010 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2378501C1

Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при эксплуатации залежей с подошвенной водой. Обеспечивает упрощение способа и сокращение затрат на его осуществление за счет отказа от постоянного контроля за свойствами продуктивного пласта. Сущность изобретения: способ включает подъем газожидкостной смеси глубинным насосом, спущенным на колонне труб, изменение производительности глубинного насоса. Согласно изобретению исследуют геолого-физические условия строения продуктивного пласта и характеристики насыщающих его жидкостей для уменьшения процентного отношения воды в скважинной продукции, колебания высоты столба жидкости в скважине - месячные циклы подъема и снижения уровня водонефтяного контакта под действием лунно-солнечных приливных-отливных сил. Скважину выше продуктивного пласта оборудуют пакером, оснащенным хвостовиком с входными каналами, расположенными на 3-4 м ниже продуктивного пласта. После этого, исходя из исследований, производительность ...

Подробнее
20-02-2010 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МНОГОПЛАСТОВОЙ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ С НЕУСТОЙЧИВЫМИ ПОРОДАМИ ПОКРЫШКИ И НЕОДНОРОДНЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

Номер: RU2382183C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой залежи нефти в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: по способу в многопластовой залежи в поздней стадии с неустойчивыми породами покрышки и неоднородным коллектором осуществляют проводку, по крайней мере, одной скважины. Проходят неустойчивые породы покрышки под углом, не превышающим предельный угол проходки без заваливания. Обсаживают ствол скважины, перекрывая неустойчивые породы покрышки, до продуктивной пачки. Проходят весь интервал неоднородных пород продуктивной пачки меньшим диаметром долота с набором угла до 90° к подошве. Проводят исследования, выбирают пласт с наибольшими остаточными запасами и толщиной. Последующим набором угла входят в выбранный пласт. Выходят на 90°, проходят по пласту субгоризонтально и/или горизонтально по наиболее проницаемому прослою в пласте ...

Подробнее
10-10-2017 дата публикации

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДООТДАЧИ ПЛАСТОВ И ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СКВАЖИН ПОСРЕДСТВОМ ГИДРОМОНИТОРНОГО РАДИАЛЬНОГО ВСКРЫТИЯ ПЛАСТА НА ДЕПРЕССИИ

Номер: RU2632836C1

Изобретение относится к способам для промывки нефтегазоконденсатных скважин с использованием жидкостей и газов. Техническим результатом является повышение продуктивности скважин и коэффициента извлечения углеводородов. Способ повышения углеводородоотдачи пластов и интенсификации добычи нефтегазоконденсатных скважин посредством гидромониторного радиального вскрытия пласта на депрессии включает установку в скважине высокопрочных НКТ, механического якоря, поворотного и герметизирующего устройств, отклонителя с проходящим в нем внутренним каналом, привязкой и возможной ориентацией его в пространстве в интервале нижнего уровня проводки боковых стволов. Ниже отклонителя последовательно устанавливают разъединитель, циркуляционный узел, пакер и воронку. Герметизируют устья скважины. Устанавливают гидромониторную насадку, узел управления траекторией ствола, навигационную систему, рабочий койл (гибкая НКТ), устройство перераспределения потока, обратный клапан, подающий койл. Осуществляют подачу аэрированной ...

Подробнее
20-02-2010 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Номер: RU2382184C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяного месторождения. Обеспечивает возможность проведения гидроразрыва пласта в скважинах с малой толщиной перекрывающих и подстилающих экранов от водоносных или обводненных пластов и повышенной обводненностью добываемой продукции. Сущность изобретения: ведут отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, определение обводненности добываемой продукции и проведение гидроразрыва пласта в скважине. Определяют обводненность продуктивного пласта как среднее значение обводненностей в опорных скважинах или в скважинах с изолированными водопритоками, сравнивают с обводненностью добываемой продукции в скважине. Проводят детальное векторное профилепостроение разреза пласта и анализируют толщину и непрерывность перемычки между водоносным или обводненным пластом и продуктивным пластом. При превышении обводненности в скважине более средней обводненности пласта принимают ...

Подробнее
22-07-2022 дата публикации

Способ эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами

Номер: RU2776552C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи горизонтальными скважинами при вытеснении водой. Техническим результатом является расширение области применения за счет обеспечения возможности добычи также легкой нефти и повысить эффективность реализации способа за счет расположения соответствующих непроницаемых экранов между верхней скважиной и кровлей, а также между нижней скважиной и подошвой. Предложен способ эксплуатации залежи с порово-кавернозно-трещиноватым коллектором горизонтальными скважинами, включающий бурение в продуктивном пласте залежи горизонтальных расположенных друг над другом добывающей и нагнетательной скважин, анализом кернов определяют давление нарушения целостности кровли пласта, производят предварительное воздействие давлением ниже давления нарушения целостности кровли, нагнетание вытесняющего агента в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины. Верхнюю добывающую скважину бурят ...

Подробнее
28-03-2022 дата публикации

Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты)

Номер: RU2769027C1

Изобретение относится к способам интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой. Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой включает строительство скважины с цементированием обсадной колонны. Проводят вторичное вскрытие обсадной колонны против продуктивной зоны в верхней части, с последующим определением пластовых давлений. Проводят вскрытие нижней части напротив водоносной зоны пласта. Разобщают интервалы перфорации продуктивной и водоносной зон установкой пакера в эксплуатационной колонне. Спускают колонны лифтовых труб с насосом, располагающимся выше пакера. Спускают дополнительную колонну труб до герметичной фиксации ее нижней части в пакере. Осуществляют вызов притока пластовых флюидов и добычу нефти насосом по колонне лифтовых труб из скважины при депрессии на продуктивную зону пласта. Закачивают в водоносную зону по дополнительной колонне труб технологическую жидкость. Скважину в продуктивном пласте строят наклонной, нисходящей к забою, с зенитным ...

Подробнее
27-08-1999 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Номер: RU2135749C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к способам разработки нефтяных месторождений с бурением скважин-дублеров. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет надежного прогнозирования среднего срока эксплуатации скважин и упрощения способа. Сущность изобретения: по способу эксплуатацию месторождения осуществляют в течение не менее 20-25 лет. После этого проводят статистическую обработку данных о фактических сроках эксплуатации скважин месторождения в течение предыдущих 20-25 лет. По результатам прогнозируют средний срок эксплуатации скважин месторождения. Бурение скважин-дублеров осуществляют по мере приближения к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения и учетом остаточных запасов нефти. Для определения последовательности бурения скважин-дублеров скважины ранжируют по степени приближения их к прогнозируемому среднему сроку эксплуатации скважин месторождения. Проводят дефектоскопические исследования скважин. Начинают со старых, но рентабельных ...

Подробнее
10-06-2011 дата публикации

ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ СКВАЖИНА НА МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ И ГАЗА

Номер: RU105358U1

Эксплуатационная скважина на месторождении нефти и газа с участками, охарактеризованными фрактальной и фрактонной размерностями неоднородностей - характеристиками распределения поровых пустот, капилляров и трещинных каналов - тектонических разломов и их состояний, при этом эксплуатационная скважина имеет боковые стволы, которые оборудованы фильтрами и пакерами и проведены вкрест простирания тектонических разломов, расположенных между участками с различной фрактальной размерностью, а насыщенность месторождения нефтью и газом и его границы определены по фрактонной размерности.

Подробнее
27-12-2013 дата публикации

УСТАНОВКА ПОДГОТОВКИ И ЗАКАЧКИ МЕЛКОДИСПЕРСНОЙ ВОДОГАЗОВОЙ СМЕСИ (МДВГС) В ПЛАСТ

Номер: RU136082U1

... 1. Установка для закачки водогазовой смеси в нефтяной пласт, содержащая эжектор-смеситель с линиями подачи газа и воды, на выходе которого установлен насосный агрегат, сепаратор высокого давления для отделения избыточного количества воды, выход которого гидравлически связан с насосным агрегатом, нагнетательную скважину с колонной насосно-компрессорных труб, образующей со скважиной межтрубное пространство, линию подачи водогазовой смеси, соединяющую насосный агрегат с нагнетательной скважиной, линию сброса воды, гидравлически связывающей сепаратор и линию подачи воды в насосный агрегат, отличающаяся тем, что нагнетательная скважина снабжена пакером, а сепаратор установлен на колонне насосно-компрессорных труб над пакером, линия сброса воды сепаратора проходит через межтрубное пространство, сепаратор выполнен в виде цилиндрической камеры, на входе которой неподвижно по оси камеры установлен шнековый завихритель потока, а нижняя часть камеры выполнена в виде патрубка, направленного внутрь ...

Подробнее
10-04-2014 дата публикации

КОМПЛЕКСНЫЙ СПОСОБ ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ИЗ ПЛАСТА ВОДОГАЗОВЫМ ВОЗДЕЙСТВИЕМ С ПРИМЕНЕНИЕМ УСТЬЕВЫХ ЭЖЕКТОРОВ

Номер: RU2512150C2

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к методам повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти и газа в нагнетательных добывающих нефтяных и газовых скважинах как с терригенными, так и с карбонатными коллекторами. Обеспечивается повышение эффективности способа за счет выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин с неоднородными пластами с наличием в них каналов с низкими фильтрационными сопротивлениями с одновременным улучшением режима работы добывающих скважин. Сущность изобретения: способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов характеризуется тем, что на линии инжекции нагнетательной скважины, связанной с затрубным пространством добывающей скважины или группы добывающих скважин на их кусте, устанавливают с заданным соотношением размеров сопла и диффузора устьевой эжектор, через который в трубное пространство насосно-компрессорных труб предварительно закачивают осадкообразующий состав, а затем ...

Подробнее
27-12-2013 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ, РАСПОЛОЖЕННОЙ НАД ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖЬЮ И ОТДЕЛЕННОЙ ОТ НЕЕ НЕПРОНИЦАЕМЫМ ПРОПЛАСТКОМ

Номер: RU2502861C2

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси. Обеспечивает повышение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ включает буренке вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин. Производят бурение дополнительной горизонтальной скважины в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь. С устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине. При прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них. После этого возобновляют отбор продукции из этих скважин в прежнем объеме. 1 ил.

Подробнее
10-02-2016 дата публикации

КОНСТРУКЦИЯ РАЗВЕТВЛЕННОЙ СКВАЖИНЫ ДЛЯ ДОБЫЧИ ВЯЗКОЙ НЕФТИ ИЗ НЕФТЯНОГО ПЛАСТА

Номер: RU159252U1

... 1. Конструкция разветвленной скважины для добычи вязкой нефти из нефтяного пласта, расположенной в зоне многолетнемерзлых пород, содержащая основной ствол с горизонтальным участком и несколько боковых стволов, отходящих от этого горизонтального участка, проложенных параллельно горизонтальному участку основного ствола в одном нефтяном пласте и размещенных параллельно плоскости газо- или нефтеводяного контакта, отличающаяся тем, что основной ствол до кровли продуктивного пласта обсажен обсадными трубами, представляющими собой эксплуатационную колонну, верхняя часть которой до подошвы многолетнемерзлых пород обсажена обсадными теплоизолированными трубами, ниже кровли нефтяного пласта в эксплуатационной колонне основного ствола вырезаны отверстия, посредством которых боковые стволы, обсаженные эксплуатационными хвостовиками, сообщены с внутренней полостью основного ствола, эксплуатационные хвостовики посредством якорно-пакерующих устройств присоединены к эксплуатационной колонне основного ствола ...

Подробнее
20-01-2010 дата публикации

СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И РЕАНИМАЦИИ ПРОСТАИВАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ПУТЕМ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОГО РЕЗОНАНСНОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРОДУКТИВНЫЙ ПЛАСТ

Номер: RU2379489C1

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, и конкретно к добыче нефти или газового конденсата. Обеспечивает повышение эффективности добычи нефти путем увеличения коэффициента извлечения нефти не только в действующих скважинах, но и при реанимации простаивающих многие годы скважин. Сущность изобретения: по способу в продуктивном пласте с помощью размещенных на поверхности или спущенных в скважину электромагнитных волновых генераторов создают модулированные электромагнитные колебания одинаковой частоты, направленные от добывающей скважины и встречно, по меньшей мере, от одной ближайшей соседней скважины в сторону добывающей скважины. Накладывают созданные встречно направленные модулированные электромагнитные колебания с помощью аппаратуры управления и генератора-приемника, размещенных на поверхности, на собственную частоту колебаний углеводородного флюида, формируя резонансные электромагнитные колебания, вызывающие колебания молекул и атомов углеводородного флюида с пиковой резонансной ...

Подробнее
20-08-2009 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ В СКВАЖИНЕ, ОБОРУДОВАННОЙ ГЛУБИННЫМ ШТАНГОВЫМ НАСОСОМ

Номер: RU2364713C1

Изобретение относится к области добычи нефти. Техническим результатом является создание ультразвукового генератора на турбулентном звуке для скважин, оборудованных глубинным штанговым насосом. Устройство содержит полый цилиндр, на внутренней поверхности которого расположен, по меньшей мере, один стержень, на котором выполнены канавки. Полый цилиндр установлен ниже глубинного штангового насоса. Стержень расположен перпендикулярно образующей поверхности полого цилиндра. 4 ил.

Подробнее
10-05-2014 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ СКВАЖИНЫ

Номер: RU140281U1

... 1. Устройство для воздействия на призабойную зону скважины, содержащее колонну насосно-компрессорных труб, имплозионную камеру, плунжер, соединенный с колонной штанг, рабочую камеру с горизонтальными выходными каналами и запорный клапан, установленный между имплозионной камерой и рабочей камерой, отличающееся тем, что имплозионная камера образована вертикальной трубой и выполненным в корпусе рабочей камеры каналом, причем канал в корпусе рабочей камеры выполнен U-образно изогнутым в нижней его части перед запорным клапаном, корпус рабочей камеры в верхней его части снабжен соединенным c колонной насосно-компрессорных труб пакером, плунжер выполнен в виде штока, заостренного со стороны нижнего конца, а верхний участок вертикальной трубы уплотнен относительно наружной поверхности плунжера посредством механического уплотнения, при этом в корпусе механического уплотнения выполнены перепускные каналы, а над вертикальной трубой установлена направляющая воронка, в стенке которой над механическим ...

Подробнее
10-11-2013 дата публикации

СИСТЕМА И СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ И/ИЛИ ГАЗА

Номер: RU2498055C2

Группа изобретений относится к системам и способам добычи нефти и/или газа с использованием смешивающегося их вытеснения из пласта. Обеспечивает повышение эффективности изобретений за счет существенной экономии энергии. Сущность изобретений: система для добычи нефти и/или газа содержит: механизм для выпуска в пласт, по меньшей мере, части серосодержащего соединения и механизм для переработки, по меньшей мере, части серосодержащего соединения в сероуглерод или оксисульфид углерода посредством реакционного взаимодействия, по меньшей мере, части серосодержащего соединения с углеводородом. При этом указанный механизм для переработки расположен внутри пласта. 2 н. и 19 з.п. ф-лы, 8 ил.

Подробнее
15-11-1994 дата публикации

СКВАЖИННЫЙ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЙ ГЕНЕРАТОР КОЛЕБАНИЙ

Номер: RU2023147C1

Скважинный гидродинамический генератор колебаний относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для интенсификации технологических процессов в добыче нефти. Для упрощения конструкции генератор снабжен нижней зажимной муфтой. Элемент, создающий колебательное движение, выполнен в виде чередующихся по высоте патрубков с проницаемыми и непроницаемыми стенками, создающими соответственно большее и меньшее сопротивление для жидкости. Нижняя зажимная муфта жестко связана с корпусом, установлена под патрубками и выполнена с периферийными осевыми каналами, сообщающими кольцевой канал между корпусом и патрубками с полостью корпуса для отвода жидкости, накопившейся в кольцевом канале. 1 ил.

Подробнее
10-07-2009 дата публикации

СПОСОБ ВОЛНОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ЗАЛЕЖЬ УГЛЕВОДОРОДОВ

Номер: RU2361070C1

Изобретение относится к области разработки залежей углеводородов, а именно к способам волнового воздействия на продуктивные пласты для интенсификации добычи и увеличения конечной отдачи участков залежей с трудноизвлекаемыми или блокированными запасами углеводородов. Задачей изобретения является интенсификация добычи углеводородов путем волнового воздействия на углеводородную залежь осложненной конфигурации для увеличения конечной отдачи пластов вследствие изменения реологических свойств флюида, улучшения скин-фактора и фильтрационных свойств коллектора. Сущность изобретения: по способу на поверхности в вертикальных, и/или наклонных, и/или горизонтальных, и/или разветвленных скважинах размещают источники волновых колебаний. Создают с помощью источников волновых колебаний одновременно продольные и поперечные волны. С помощью этих волн осуществляют волновое воздействие на среду с залежью углеводородов. Согласно изобретению осуществляют волновое воздействие на среду с залежью углеводородов ...

Подробнее
10-07-2003 дата публикации

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ ПРОНИЦАЕМОСТИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ НЕФТЕНОСНОГО ПЛАСТА

Номер: RU2208146C1
Автор: Кадет В.В.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. В способе повышения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта при определении геологофизических параметров призабойной зоны пласта определяют порометрическую кривую материала коллектора в призабойной зоне f(r) для расчета средней величины радиуса rcp поровых каналов. После этого определяют длительность импульса τ и соответствующую ей минимальную допустимую плотность тока в импульсе j. Скважность импульсов устанавливают в диапазоне 1-3. Время проведения импульсной обработки выбирают по соответствующей формуле. Повышается точность определения параметров импульсной электрообработки для эффективного увеличения проницаемости призабойной зоны нефтеносного пласта при снижении энергопотребления.

Подробнее
13-02-2017 дата публикации

Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом

Номер: RU2610473C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Техническим результатом является повышение коэффициента охвата и нефтеотдачи нефтематеринских коллекторов. Способ разработки нефтематеринских коллекторов управляемым гидроразрывом, включает выбор слабопроницаемого коллектора со средней абсолютной проницаемостью менее 2 мД, на котором бурят или используют уже пробуренные вертикальные и/или наклонно-направленные скважины. В каждой из данных скважин проводят первый гидравлический разрыв пласта – ГРП, во время которого методом низкочастотной сейсмики фиксируют зону распространения трещин. В скважины с проведенным ГРП закачивают изоляционный состав со следующим соотношением компонентов, мас.%: ПАВ – 0,2-5,0, ПАА – 0,005-2,5, ацетат хрома – 0,01-1,0, наполнитель – 0,5-15,0, вода с минерализацией не более 1,5 г/л – остальное. После технологической выдержки в течение 1-10 сут и кольматации трещин первого ГРП закачанным изоляционным составом в тех же скважинах проводят второй ГРП, во время ...

Подробнее
10-08-2012 дата публикации

УСТАНОВКА ДЛЯ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА И РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ С ВОЗМОЖНОСТЬЮ ЗАКАЧКИ ВСЕГО ВЫРАБОТАННОГО ОБЪЕМА ПРОДУКТОВ СГОРАНИЯ В ПЛАСТ

Номер: RU119028U1

Установка для утилизации попутного нефтяного газа и разработки нефтяных месторождений с возможностью закачки всего выработанного объема продуктов сгорания в пласт, включающая компрессоры для сжатия поступающего атмосферного воздуха и продуктов сгорания, камеру сгорания для сжигания попутного нефтяного газа, разделенного в сепараторе и поступившего в камеру сгорания с помощью нагнетателя топливного газа, турбину для выработки механической энергии, приведения в движение генератора, компрессоры и нагнетатель топливного газа, генератор для выработки электроэнергии, воздухоохладители для охлаждения продуктов сгорания, отличающаяся тем, что она снабжена несколькими компрессорами, часть из которых выполнены с возможностью сжимать поступивший атмосферный воздух и продукты сгорания и закачивать в камеру сгорания, предварительно подогрев их в регенераторе, а другие компрессоры выполнены с возможностью закачивать смесь атмосферного воздуха и горячих продуктов сгорания, предварительно охладившиеся ...

Подробнее
20-09-2008 дата публикации

СПОСОБ ЗАКАЧКИ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В СКВАЖИНУ

Номер: RU2334085C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений в зоне вечной мерзлоты. Обеспечивает предотвращение гидратообразования при закачке газожидкостной смеси в скважинах, расположенных в зоне вечной мерзлоты. Сущность изобретения: по способу осуществляют выбор конструкции скважины, внутрискважинного оборудования и насосно-компрессорных труб, подвод газа и жидкости к устью скважины и закачку газожидкостной смеси по самостоятельному каналу в скважину. Согласно изобретению закачку газожидкостной смеси осуществляют циклически с подогревом ее на устье скважины. Для этого перед закачкой газожидкостной смеси определяют температуру начала процесса гидратообразования для конкретных условий. После этого подогрев газожидкостной смеси на устье осуществляют до температуры, которая обеспечивает распределение температуры по стволу так, чтобы в любой точке скважины ее величина была бы больше ...

Подробнее
27-10-1997 дата публикации

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ОБВОДНЕННОЙ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2094603C1

Использование: изобретение относится к области нефтяной промышленности, в частности к способам обработки призабойной зоны обводненных добывающих скважин. Сущность изобретения: способ обработки призабойной зоны обводненной добывающей скважины включает закачку в призабойную зону раствора поверхностно-активного вещества определяют источник обводнения и обводненный пропласток. Останавливают нагнетательные скважины, сообщающиеся по обводненному пропластку с обрабатываемой добывающей скважиной. Проводят технологическую выдержку для снижения пластового давления в обводненном пропластке. Проводят изоляцию обводненного пропластка с технологической выдержкой. Заполняют зону перфорации интенсифицирующей жидкостью на основе солевого водного раствора, включающей 0,1-1% поверхностно-активного вещества и 0,01-0,1% полиакриламида. В среде интенсифицирующей жидкости проводят импульсное воздействие давлением до возникновения приемистости скважины не менее 70% приемистости ближайших нагнетательных скважин ...

Подробнее
10-01-1997 дата публикации

СПОСОБ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ЖИДКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ (ВАРИАНТЫ)

Номер: RU2071554C1

Способ извлечения жидких углеводородов включает закачку в подземную формацию с трещинами через одну из скважин с жидкостью в формации усиленную полимером пену, содержащую полимер, выбранный из синтетического полимера или биополимера поверхностно-активного вещества, водного растворителя и газа. 42 з.п.ф-лы, 3 ил., 5 табл.

Подробнее
27-10-2008 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2337235C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяных залежей. Обеспечивает повышение эффективности разработки в слоисто-неоднородных продуктивных пластах за счет возможности оперативного управления процессами движения контакта «нефть-вода» и уменьшения вероятности прорывов воды к добывающим скважинам по высокопроницаемым пропласткам. Сущность изобретения: способ включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины с закачкой на первом этапе вытесняющего агента и отбором нефти в низкопроницаемых прослоях пласта с величинами перепада давления между линиями нагнетаний и отбора, превышающими те же величины в высокопроницаемых прослоях пласта. Согласно изобретению в слоисто-неоднородных продуктивных пластах обеспечивают равномерное вытеснение нефти из прослоев продуктивного пласта. Для этого перепады давлений для прослоев различной ...

Подробнее
10-12-2011 дата публикации

СПОСОБ УТИЛИЗАЦИИ ПОПУТНО ДОБЫВАЕМЫХ НЕФТЯНОГО ГАЗА И ПЛАСТОВОЙ ВОДЫ

Номер: RU2435944C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, может быть использовано при разработке нефтяной залежи с поддержанием пластового давления, а также в системах промыслового сбора добываемой продукции. Обеспечивает увеличение нефтеотдачи пласта при одновременном сокращении материальных затрат. Сущность изобретения: способ заключается в том, что продукцию обводненных скважин направляют на прием, по меньшей мере, одного насоса-компрессора и закачивают через распределительную гребенку в нагнетательные скважины. Согласно изобретению закачку осуществляют в бездействующие обводнившиеся скважины по лифтовым трубам через насадок, имеющий два отвода. Внутри них расположены вертикальный канал и решетка направляющих пластин, которыми формируют плоский тангенциальный пристеночный нисходящий под углом 45° к поперечному сечению ствола скважины поток закачиваемой жидкости. 3 ил.

Подробнее
10-11-2011 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ КРАЕВОЙ НЕФТЯНОЙ ОТОРОЧКИ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2433253C1

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли. Техническим результатом изобретения является повышение эффективности разработки краевых нефтяных оторочек нефтегазоконденсатных залежей при одновременной и/или предшествующей добыче газа из газовой - газоконденсатной шапки. Сущность изобретения: способ включает использование горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин и эксплуатацию добывающих скважин при газовых факторах не более заданных значений. Согласно изобретению стволы нагнетательных скважин размещают внутри внешнего контура водонефтяного контакта, вблизи его и параллельно ему. Стволы добывающих скважин размещают в текущей нефтенасыщенной части нефтяной оторочки вблизи текущего внутреннего контура газонефтяного контакта и параллельно ему. Устанавливают глубинные положения добывающих и нагнетательных стволов от текущих поверхностей газонефтяного и водонефтяного контактов, количество скважин, расстояния между скважинами и технологические режимы работы нагнетательных скважин.

Подробнее
27-10-2011 дата публикации

СПОСОБ ЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКОЙ ОБРАБОТКИ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Номер: RU2432453C1

Изобретение относится к области добычи нефти из скважин на месторождениях и может быть применено для интенсификации добычи нефти путем электрохимического разложения попутно добываемой пластовой воды в скважине и воздействия на нефтяные пласты водной средой с новыми свойствами. Обеспечивает повышение производительности и нефтедобычи. Сущность изобретения: способ включает спуск в зону продуктивного пласта скважины, электрически связанного с источником постоянного тока электрода - анода, соединение минусовой клеммы источника постоянного тока с обсадной колонной, включение источника тока и проведение обработки призабойной зоны пласта путем пропускания постоянного электрического тока через пластовую воду в скважине до получения водной кислотной среды. Полученную кислотную среду задавливают в призабойную зону пласта для возможности обработки околоскважинного пространства, после истечения времени химической реакции кислотной среды с горной породой призабойной зоны пласта проводят смену столба ...

Подробнее
30-10-2024 дата публикации

СПОСОБ ОСВОЕНИЯ МНОГОЗАБОЙНОЙ МЕТАНОУГОЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2829283C1

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, а именно к заключительному этапу строительства скважин для добычи метана из угольных пластов. Техническим результатом является повышение эффективности освоения системы скважин, путем осуществления плавного развития депрессионной воронки, обеспечения дополнительной интенсификации и очистки естественной трещиноватости за счет знакопеременного воздействия от избыточного давления газа в скважине до планового значения. Заявлен способ освоения метаноугольной многозабойной системы скважин, состоящей из вертикальной скважины и скважины с горизонтальным окончанием, включающий интенсификацию и проведение работ, связанных с монтажом наземного и глубинно-насосного оборудования, подключение установки с инертным газом к затрубному пространству вертикальной скважины, выполнение опрессовки собранной линии на максимальное давление, ожидаемое на устье скважины, запуск насоса в вертикальной скважине на номинальной производительности, после ...

Подробнее
05-05-2023 дата публикации

Способ оперативного управления заводнением пластов

Номер: RU2795644C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Для осуществления способа оперативного управления заводнением пластов в рядной системе заводнения создают математическую модель месторождения, в которой определение приемистости нагнетательных скважин осуществляют исходя из концепции приближения закачки к добывающим скважинам в блоках разработки с текущей компенсацией жидкости и пластовым давлением. Режимы закачки на нагнетательных скважинах рассчитывают с помощью коэффициента приближения закачки, значение которого зависит от среднего расстояния между добывающими и влияющими на них нагнетательными скважинами. Расчёт текущей компенсации осуществляют с помощью математической модели CRM, основанной на принципе укрупнения добывающих и нагнетательных скважин, где осуществляют объединение скважин одинакового характера в одну скважину с обобщёнными технологическими параметрами. В качестве математической модели используют комбинацию аналитического решения уравнения материального баланса и ...

Подробнее
16-09-2024 дата публикации

Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора

Номер: RU2826711C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи заглинизированных карбонатных коллекторов. Способ разработки заглинизированного карбонатного коллектора включает бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, обработку воды постоянным магнитным полем, промывку нагнетательных скважин омагниченной водой, технологическую выдержку, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин. Бурение осуществляют в один ряд добывающих скважин и в два ряда нагнетательных скважин, исключая расположение нагнетательных напротив добывающей скважины. Расстояние между скважинами в рядах выдерживают в 250 м, а расстояние между рядами добывающих и нагнетальных скважин - в 350 м. Определяют начальное пластовое давление Рпл, перфорированную мощность пласта, фактическую проницаемость пласта и скин-фактор. Далее выделяют реагирующие добывающие скважины, в которые закачивают состав, состоящий из 15%- ...

Подробнее
27-06-2001 дата публикации

СПОСОБ ДОБЫЧИ ПРИРОДНОГО ГАЗА ИЗ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ

Номер: RU2169834C1

Изобретение относится к способам добычи и первичной переработки природного газа из твердых газовых гидратов. Изобретение решает задачу создания нового эффективного способа подвода тепла к зоне разложения газовых гидратов и, соответственно, добычи из них природного газа. Способ добычи природного газа из газовых гидратов заключается в подводе тепла в зону разложения газовых гидратов, причем теплоподвод осуществляют за счет проведения в зоне разложения газовых гидратов экзотермической каталитической реакции с удельным тепловыделением, превышающим теплоту диссоциации твердого газового гидрата. В качестве каталитической реакции используют окисление, или электрохимическое окисление метана в синтез-газ, или частичное окисление метана до CO2 и воды, или окислительную димеризацию метана, или окисление метана в метанол. Выделившийся газ подвергают дополнительной химической переработке непосредственно в зоне добычи. Технический результат - проведение контролируемых экзотермических каталитических реакций ...

Подробнее
20-09-1996 дата публикации

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ ИЛИ ГАЗА

Номер: RU2066741C1

Способ относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использован при добыче углеводородного топлива с меньшим экологическим ущербом, причиняемым природе при эксплуатации месторождений нефти вообще. По способу производят проходку взрывных скважин до средины водонепроницаемого слоя, находящегося непосредственно над нефтеносным (газоносным) пористым слоем. Их размещают между эксплуатационными скважинами по всему месторождению нефти (газа). Проходку скважин выполняют с помощью ударного устройства с возбуждением резонансных колебаний водонепроницаемого слоя, до которого они прокладываются. Во взрывные скважины закладываются вначале малые, за затем многотонные взрывные заряды. Их одновременно подрывают в два приема во всех взрывных скважинах одного месторождения нефти (газа). После взрывов через период времени, в течение которого будет добываться нефть (газ) из эксплуатационных скважин, во взрывные скважины производят подачу топливной смеси из природного газа и воздуха с последующим ...

Подробнее
10-08-2016 дата публикации

СПОСОБ ИЗОЛЯЦИИ ВОДОПРИТОКА НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2593279C1

Изобретение относится к нефтедобывающей отрасли и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с подошвенной водой. Технический результат - повышение эффективности изоляции водопритока. Способ включает закачку водоизолирующего материала в околоскважинную зону и отбор нефти. По способу проводят перфорацию в добывающей скважине интервала водонефтяного контакта, интервала выше и ниже водонефтяного контакта. Закачивают в интервал водонефтяного контакта первую оторочку водоизолирующего материала, имеющего плотность больше плотности нефти и меньше плотности пластовой воды и создающего барьер для протекания пластовой воды при контакте с пластовой водой. Останавливают закачку. Осуществляют одновременную закачку в интервал выше водонефтяного контакта первой оторочки нефти и в интервал ниже водонефтяного контакта первой оторочки пластовой воды с одинаковым давлением и с одинаковым расходом. Прекращают закачку. Осуществляют закачку в интервал водонефтяного контакта второй оторочки водоизолирующего ...

Подробнее
10-11-2005 дата публикации

ЭЛЕКТРОГИДРОИМПУЛЬСНОЕ СКВАЖИННОЕ УСТРОЙСТВО

Номер: RU2263775C1

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано при дегазации угольного пласта, а также для интенсификации извлечения нефти или газа из пластов. Техническим результатом изобретения является более полное использование энергии ударных волн путем преобразования энергии вертикальных ударных волн в энергию высоконапорных импульсных струй, воздействующих дополнительно на пласт. Для этого устройство содержит генератор импульсов, верхний и нижний электроды, расположенные внутри корпуса устройства с впускными каналами и окнами и подключенные к генератору импульсов, два подпружиненных поршня, выполненных с каналами и установленных на каждом электроде, а также клапан, расположенный в надпоршневой полости верхнего поршня. При этом клапан выполнен в виде подпружиненной пластины с отверстиями, смещенными относительно впускных каналов корпуса и каналов в верхнем поршне. Создаваемая в жидкости ударная волна воздействует на обрабатываемую зону пласта и поршни, которые формируют высоконапорные ...

Подробнее
10-01-2005 дата публикации

СПОСОБ ИНТЕНСИФИКАЦИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Номер: RU2244106C1

Изобретение относится к геотехнологическим способам добычи полезных ископаемых с помощью воздействия на пласт физическими полями и может быть использовано, в частности, при добыче жидких и газообразных углеводородов. Обеспечивает повышение глубины проникновения упругой волны в пласт и увеличение за счет этого проницаемости пласта и подвижности насыщающего пласт флюида. Сущность изобретения: способ заключается в электрогидравлическом воздействии на пласт на резонансной частоте и отборе нефти из пласта. Согласно изобретению пласт возбуждают упругими импульсами в широком диапазоне частот от 0 до 10 кГц. Устанавливают частоты, на которых резонируют пласт. Поддерживают частоту резонанса в пласте одиночными, периодическими, радиально сфокусированными электрогидравлическими импульсами с частотой их следования, кратной резонансной частоте пласта. Одновременно в соседней скважине контролируют частоту возбуждения пласта упругими импульсами и корректируют ее по результатам измерений. 2 ил.

Подробнее
27-01-2001 дата публикации

СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ

Номер: RU2162516C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для месторождений различных типов строения, а также для истощенных и трудно извлекаемых запасов нефти. Цель изобретения - повышение нефтеотдачи, интенсификация добычи, обеспечение равномерности дебита нефти, снижение себестоимости добычи, а также обеспечение вытеснения остаточной нефти из низкопродуктивных пластов и использования ее на месторождениях с различной структурой запасов. Сущность изобретения: способ включает вскрытие нефтяного пласта системой добывающих и нагнетательных скважин и воздействие на продуктивный пласт колебаниями давления. Их возбуждают погружными установками амплитудой, не превышающей усталостной прочности породы на растяжение, продуктивный пласт вскрывают на величину 50 - 80% его мощности. Колебания давления в виде акустического потока возбуждают в нефтяном пласте с помощью погруженных в нагнетательные скважины акустических скважинных устройств. Устройство погружают в нагнетательные ...

Подробнее
10-12-2005 дата публикации

СПОСОБ ВОЗБУЖДЕНИЯ КОЛЕБАНИЙ СКВАЖИННОЙ ЖИДКОСТИ

Номер: RU2265718C1

Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для освоения и восстановления дебита эксплуатационных скважин, в частности для интенсификации притоков пластовых флюидов. Обеспечивает осуществление виброволновой обработки призабойной зоны скважины, снабженной насосом-качалкой, в широком диапазоне частот. Сущность изобретения: по способу помещают в колонну труб с жидкостью груз на подвеске. Возбуждают колебания скважинной жидкости за счет осевого перемещения груза. Согласно изобретению груз помещают в нижней части колонны штанг насоса-качалки длиной, при которой эта колонна является упругой подвеской. При этом груз - в виде поршня и содержит соосно расположенные колеса с лопатками под углом к вертикальной оси. Этим обеспечивают приведение колес во вращение при работе насоса-качалки и преобразование осевого перемещения груза в вертикальные и вращательные колебания жидкости с переменной частотой, зависящей от скорости перемещения груза в скважинной жидкости. 1 ил.

Подробнее
10-07-2001 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2170340C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при работах, связанных с повышением производительности скважин. Обеспечивает повышение охвата залежи воздействием и, вследствие этого, повышение нефтеотдачи залежи. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины. Останавливают, по крайней мере, одну скважину. На разных ярусах скважины ликвидируют часть обсадной колонны с образованием каверны. В местах каверн проводят боковые фильтрационные каналы гидроструйной перфорацией, начиная с нижнего яруса скважины. Боковые фильтрационные каналы выполняют малого диаметра и с наклонным профилем. На одном ярусе скважины выполняют несколько боковых фильтрационных каналов, размещенных под разными азимутальными углами. Проталкивают в боковые фильтрационные каналы фильтры-колонны. Интервалы образования многоярусных стволов крепят установкой профильных перекрытий, которые перфорируют ...

Подробнее
10-10-2005 дата публикации

СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2261984C1

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти штанговым насосом. Обеспечивает повышение дебита и снижение обводненности добываемой нефти за счет повышения интенсивности дилатационно-волнового воздействия. Сущность изобретения: при эксплуатации скважины производят установку колонны насосно-компрессорных труб с штанговым насосом на породу в зумпфе через ступенчатый хвостовик. Штанговый насос размещают в скважине на максимально возможной глубине на расстоянии от устья, кратном целому числу длин хвостовика. Штанговый насос размещают с таким условием, чтобы он находился в зоне пучности колебаний скважины, настроенной на одну из высших мод собственных колебаний системы. Из условия сохранения дебита скважины увеличивают число и уменьшают длину ходов плунжера. Ведут эксплуатацию штангового насоса и отбор нефти из скважины с одновременным дилатационно-волновым воздействием на продуктивные пласты динамикой работы штангового насоса.

Подробнее
10-10-2016 дата публикации

СПОСОБ ПОИНТЕРВАЛЬНОЙ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ГОРИЗОНТАЛЬНОГО СТВОЛА СКВАЖИНЫ

Номер: RU2599156C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны горизонтальных стволов скважин, вскрывших карбонатную породу. Технический результат - повышение эффективности обработки. По способу определяют давление поглощения жидкости в открытом горизонтальном стволе скважины. Осуществляют обработку открытого горизонтального ствола для ликвидации поглощения. После обработки на устье скважины снизу вверх собирают и спускают в открытый горизонтальный ствол скважины компоновку, состоящую из перфорированного хвостовика с центраторами, пакера, разъединителя, технологической колонны труб. Осуществляют спуск компоновки в открытый горизонтальный ствол скважины. Спуск ее производят до достижения нижним концом перфорированного хвостовика забоя горизонтального ствола скважины. Затем вовнутрь перфорированного хвостовика спускают колонну насосно-компрессорных труб - НКТ и за 5 м до достижения нижним концом колонны НКТ нижнего конца перфорированного хвостовика ...

Подробнее
09-03-2023 дата публикации

САМОЗАГУЩАЮЩАЯСЯ ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ ЖИДКОСТЬ, РЕАГИРУЮЩАЯ НА ДИОКСИД УГЛЕРОДА, НА ОСНОВЕ СУПРАМОЛЕКУЛЯРНОЙ САМОСБОРКИ

Номер: RU2791544C1

Изобретение относится к самозагущающейся интеллектуальной жидкости, реагирующей на диоксид углерода, на основе супрамолекулярной самосборки. Указанная самозагущающаяся интеллектуальная жидкость содержит поверхностно-активное вещество Gemini, молекулу одноцепочечного амида с головной группой третичного амина и воду, причем поверхностно-активное вещество Gemini включено в количестве от 1% до 4%, молекула одноцепочечного амида с головной группой третичного амина включена в количестве от 0,5% до 1,2%, остальное – вода, исходя из общей массы реагирующей на диоксид углерода самозагущающейся интеллектуальной жидкости, составляющей 100%. Поверхностно-активное вещество Gemini и молекула одноцепочечного амида с головной группой третичного амина имеют указанные ниже структуры, в которых R представляет собой CH3(CH2)7CH=CH(CH2)7-; n представляет собой целое число от 1 до 3; p представляет собой целое число от 1 до 6 и Y представляет собой Cl или Br. При этом поверхностно-активное вещество Gemini и ...

Подробнее
23-09-2024 дата публикации

Способ увеличения нефтеизвлечения на объектах со сформированной системой поддержания пластового давления

Номер: RU2827224C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к области разработки нефтяных залежей на поздней стадии разработки, и может быть использовано при разработке нефтяных залежей с терригенным коллектором, разделенным глинистой непроницаемой или заглинизированной слабопроницаемой перемычкой. Способ увеличения нефтеизвлечения на объектах со сформированной системой поддержания пластового давления, вскрытой нагнетательными и минимум двумя добывающими скважинами, включает определение фильтрационно-емкостных характеристик продуктивных пластов, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор жидкости через добывающие скважины. Дополнительно определяют остаточные извлекаемые запасы нефти по участку залежи и коэффициент расчлененности по эксплуатационному объекту, на поздней стадии разработки выбирают участок залежи, разбуренный по проектной сетке скважин, где отборы осуществляются посредством механизированной добычи из добывающих скважин с остаточными извлекаемыми запасами ...

Подробнее
27-04-2000 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОБРАБОТКИ СКВАЖИН

Номер: RU2148162C1

Изобретение может использоваться при эксплуатации нефтяных, газовых, водяных скважин. В скважину на каротажном кабеле спускают колонну труб, разделенную вдоль оси на два отсека, каждый из которых заполнен химическим реагентом. В результате химической реакции укатанных реагентов происходят обильное газовыделение, способствующее очистке призабойной зоны пласта, и повышение производительности скважины. Смешивание реагентов и химическая реакция происходят в смесителе, через который реагенты истекают в ствол скважины. Истечение реагентов происходит под давлением, вырабатываемым генератором давления или зарядом медленно горящего пороха с электровоспламенителем. В выходном отверстии устройства установлен клапан-вибратор, вырабатывающий импульсы давления. Повышается оперативность, снижается стоимость обработки скважины. 1 з.п.ф-лы, 1 ил.

Подробнее
27-06-2000 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОГО ПЛАСТА

Номер: RU2151859C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке продуктивного пласта и определении гидропроводности продуктивного пласта. Обеспечивает повышение точности оценки гидропроводности продуктивного пласта. Сущность изобретения: при разработке продуктивного пласта ведут закачку в пласт жидкости, замеры на устье давления закачки и расхода жидкости и математическую обработку результатов замеров по определению гидропроводности продуктивного пласта. В качестве жидкости, закачиваемой в пласт, используют пластовую жидкость. На устье скважины организуют процесс импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости. Для условий импульсной нестационарной закачки пластовой жидкости определяют накопленный расход и производную функции репрессии, характеризующей работу, затрачиваемую на нестационарное течение в пласте единицы расхода пластовой жидкости. Строят график зависимости производной функции репрессии от накопленного расхода для диапазона значений гидропроводности ...

Подробнее
20-06-2000 дата публикации

УСТРОЙСТВО ДЛЯ СОЗДАНИЯ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ ИМПУЛЬСОВ ДАВЛЕНИЯ В СКВАЖИНЕ

Номер: RU2151265C1
Принадлежит: ТОО "Севлан"

Устройство для создания гидравлических импульсов давления в скважине используется для повышения нефтеотдачи пластов в эксплуатационных скважинах и улучшения приемистости в нагнетательных скважинах. Устройство для создания гидравлических импульсов давления в скважине содержит приводной узел, выполненный в виде винтового героторного механизма. Этот механизм включает статор и ротор, прерыватель потока и опорный узел. Статор имеет внутренние винтовые зубья, а ротор - наружные винтовые зубья. Число наружных винтовых зубьев на единицу меньше числа зубьев статора. Прерыватель потока включает заслонку, связанную с ротором. Заглушка связана со статором и имеет отверстие для прохода жидкости в зоне расположения заслонки. В верхней части устройства расположен опорный узел, выполненный, например, в виде пяты и шара, размещенного между ротором и пятой. Заслонка прерывателя потока может иметь на боковой поверхности выемки. Рабочая жидкость подается с поверхности по межколонному пространству. Устройство ...

Подробнее
27-08-1997 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2088750C1

Для увеличения коэффициента нефтеизвлечения за счет более полного охвата залежи вытеснением закачиваемыми агентами при увеличении их вертикальных перетоков закачку воды и газа осуществляют одновременно с периодическим изменением темпов закачки, при этом объем закачки в один цикл одного агента в пластовых условиях не превышает 0,1 первоначального нефтенасыщенного объема пор пласта, а темп закачки изменяют от наибольшего расхода воды при наименьшем расходе газа до наименьшего расхода воды при наибольшем расходе газа, причем наибольший расход воды и газа устанавливают из условия целостности цементного камня за обсадной колонной и пласта, а наименьший расход воды и газа устанавливают из условия предотвращения образования льда или гидратов в стволе скважины. 1 ил.

Подробнее
10-11-1997 дата публикации

СОСТАВ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ПЛАСТА

Номер: RU2095558C1

Состав для обработки призабойной зоны пласта относится к нефтяной промышленности, а именно к составам для обработки призабойной зоны пласта на основе углеводородных растворителей. Известен состав для обработки призабойной зоны пласта на основе углеводородной жидкости (нефть, дизтопливо, керосин и т.п.) с добавкой азотсодержащей гидрофобизирующей смеси масло- и водорастворимых ПАВ. Для обеспечения технологичности и эффективности состава в условиях низкопроницаемых и высокотемпературных пластов, для обработки призабойной зоны предлагается состав, содержащий в качестве углеводородного растворителя концентрат ароматических углеводородов с числом атомов углерода C6-C10, в качестве азотсодержащего гидрофобизатора - смесь аминопарафинов, содержащих 1 - 6 аминогрупп, получаемую аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода C10-C26, при следующем соотношении компонентов,мас. % : смесь аминопарафинов, содержащих 1 - 6 аминогрупп, получаемая аминированием хлорпарафинов с числом атомов углерода ...

Подробнее
20-06-2014 дата публикации

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2520221C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обработке призабойной зоны скважины. Изобретение обеспечивает повышение эффективности обработки пласта за счет повышения проницаемости пласта перед его обработкой, упрощение способа, снижение стоимости и продолжительности обработки пласта. Сущность изобретения: способ включает спуск колонны труб в интервал перфорации пласта, промывку скважины, оснащенной центральной и затрубной задвижками, обработку призабойной зоны скважины закачкой раствора соляной кислоты по колонне труб и технологическую выдержку на реагирование. Согласно изобретению колонну труб снизу оснащают импульсным пульсатором жидкости, а выше импульсного пульсатора жидкости - клапаном. Спускают колонну труб в скважину так, чтобы нижний конец колонны труб находился напротив интервала перфорации пласта, производят закачку в пласт пресной воды с добавкой поверхностно-активного вещества (ПАВ) в импульсном режиме, прикрывая затрубную задвижку, под давлением ...

Подробнее
10-02-2014 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ В ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ

Номер: RU2506418C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с различным типом коллектора. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и эффективности процесса вытеснения нефти. Сущность изобретения: по способу осуществляют бурение вертикальных нагнетательных и добывающих горизонтальных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие горизонтальные скважины. При этом горизонтальную скважину бурят выше уровня водонефтяного контакта - ВНК, а вертикальную - на расстоянии не менее 50 м от забоя горизонтальной скважины. Производят вторичное вскрытие залежи в вертикальной скважине выше и ниже горизонтальной скважины. Вторичное вскрытие в вертикальной скважине выше горизонтального ствола производят с большей плотностью вскрываемых отверстий, чем вскрытие ниже горизонтального ствола для создания более равномерного фронта заводнения. 1 пр., 1 ил.

Подробнее
27-08-2014 дата публикации

СПОСОБ ОБРАБОТКИ ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ

Номер: RU2527085C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при обработке призабойной зоны добывающей скважины. Способ обработки призабойной зоны добывающей скважины включает заполнение интервала продуктивного пласта скважины растворителем асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. Заполняют интервал продуктивного пласта раствором соляной кислоты с частичной его задавкой в призабойную зону скважины. Осуществляют технологическую выдержку и вакуумно-импульсное воздействие с одновременной откачкой продуктов реакции. При этом за один цикл вакуумно-депрессионного воздействия откачивают порядка 0,01 мжидкости. При вакуумно-импульсном воздействии после задавки растворителя асфальтосмолистых и парафиногидратных отложений количество импульсов назначают в 3-6 раз больше, чем при вакуумно-импульсном воздействии после задавки раствора соляной ...

Подробнее
10-05-2000 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ВОДОНЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2148706C1
Автор: Юсупов Р.Ш.

Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности в способах разработки монолитной обводненной нефтяной или водонефтяной залежи. Обеспечивает повышение эффективности разработки обводненных нефтяных и водонефтяных залежей за счет перераспределения фильтрационных потоков и уменьшения вероятности образования конуса обводнения. Сущность изобретения: по способу закачивают изолирующий состав в водонасыщенную часть пласта. В качестве изолирующего состава применяют состав с большой проникающей способностью. В монолитных изотропных пластах без естественных разделов создают экран. Его образуют высоковязкой малопроницаемой композицией при контакте изолирующего состава с пластовой водой. Экран создают в виде цилиндра с максимальным радиусом, исходя из приемистости конкретной скважины. Толщину его принимают равной мощности наиболее однородной и находящейся непосредственно под нефтенасыщенной водонасыщенной частью пласта. Экран закрепляют цементным раствором для сохранения горизонтальной фильтрации ...

Подробнее
27-10-2002 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2191890C1

Изобретение относится к разработке углеводородной залежи и может найти применение при проведении мероприятий по доизвлечению углеводородов из залежи. Обеспечивает повышение углеводородоотдачи за счет восстановления подвижности вязкой составляющей нефти. Сущность изобретения: при разработке углеводородной залежи отбирают углеводороды через добывающие скважины. Разработку залежи ведут по участкам разработки с размещением скважин с источниками гидроимпульсного депрессионно-репрессионного воздействия на забое скважин по углам участка и источников вибросейсмического воздействия с дневной поверхности на участке разработки. Доминантные частоты источника вибросейсмического воздействия определяют для двух пар соседних скважин по появлению углеводородов более высокой вязкости и/или плотности, чем у добываемых из данной залежи углеводородов. Вибросейсмическое воздействие на пласт проводят в промежутке между этими парами скважин над участками с возвышениями продуктивного пласта с доминантной частотой ...

Подробнее
27-06-2002 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2184216C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку низкопроницаемой и застойной зон пласта. Сущность изобретения: способ включает периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой. Время остановки определяют по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. К третьей группе относят добывающие скважины ...

Подробнее
10-05-2013 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2481465C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает повышение нефтеотдачи и снижение расходов на добычу нефти. Сущность изобретения: при разработке залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Циклический режим работы нагнетательных скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых в течение 5 суток каждые сутки в течение не более 8 часов выполняют закачку рабочего агента, а в оставшееся время суток прекращают закачку, а в течение 2 суток производят закачку рабочего агента без прекращения закачки. В добывающих скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными нагнетательными скважинами, для обеспечения циклического режима работы нагнетательных скважин устанавливают режимы отбора нефти, пропорциональные закачке рабочего агента минус потери на компенсацию, или переводят добывающие скважины в периодический режим работы. Для циклического ...

Подробнее
20-09-2014 дата публикации

СПОСОБ ДОБЫЧИ ГАЗА ИЗ ГАЗОВЫХ ГИДРАТОВ

Номер: RU2528806C1

Изобретение относится к области газовой и нефтяной промышленности и, в частности, к разработке месторождений - залежей газовых гидратов. Обеспечивает повышение эффективности добычи газа из газогидратных залежей. Сущность изобретения: способ включает создание в зоне залегания газовых гидратов неравновесных термобарических условий путем уменьшения в ней давления и/или подвода тепла, удаление газа и пластовой жидкости, образующихся из гидратов, при этом газ подвергают очистке и осушке, подачу очищенного и осушенного газа потребителю, размещение, при необходимости, в скважине локального источника нагрева. Согласно изобретению вне зоны залегания газовых гидратов формируют область пониженного давления, которая представляет собой фазный разделитель с давлением 0,3-0,5 от исходной величины давления в зоне залегания газовых гидратов и ресивер с управляемыми клапанами. Осуществляют сброс добываемого газа и пластовой жидкости в фазный разделитель пониженного давления и закачку нагретого осушенного ...

Подробнее
10-09-2014 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ С ГЛИНИСТЫМ КОЛЛЕКТОРОМ

Номер: RU2527949C1

Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может быть использовано при разработке нефтяного месторождения с глинистыми коллекторами. Обеспечивает повышение нефтеотдачи залежи нефти с глинистым коллектором. Сущность изобретения: способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор пластовой продукции через добывающие скважины. Для разработки выбирают залежь или участок залежи с пластовым давлением не ниже начального, обводненностью 60% и более и извлекаемыми запасами не менее 40 тыс.т. Затем по данному участку проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых и забойных давлений и выбирают наименее выработанный участок с содержанием глинистой фракции от 2,5% и более. После проведенного анализа производят замещение нескольких проектных точек бурения вертикальных нагнетательных скважин одной нагнетательной скважиной с горизонтальным окончанием. Горизонтальный ствол размещают в пласте с мощностью по простиранию не менее 3 м.

Подробнее
20-03-2014 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ПРОДУКТИВНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2509877C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способам вскрытия зоны пласта, прилегающей к скважине, для интенсификации притока пластового флюида. Техническим результатом изобретения является повышение нефтеотдачи продуктивной залежи и снижение сроков ее разработки. Сущность изобретения: способ разработки продуктивной залежи включает изучение степени зональной неоднородности продуктивной залежи и ее неоднородности по толщине с использованием углерод-кислородного каротажа, осуществление поинтервальной - селективной перфорации продуктивной залежи в скважине в соответствии со степенью неоднородности упомянутой залежи. Для этого создают поинтервальную фильтрационную модель околоскважинного пространства, учитывающую его поинтервальные поля пористости, нефтенасыщенности, проницаемости, анизотропии пород, и объединенную фильтрационную модель совместной фильтрации флюидов к скважине по всей толщине продуктивной залежи. Определяют коэффициент связи каждого конкретного ...

Подробнее
10-09-2013 дата публикации

СПОСОБ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Номер: RU2492316C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивает повышение отдачи месторождений как в новых, так и в истощенных пластах. В способе повышения нефтеотдачи месторождения, включающем внешние периодические физические воздействия на нефтесодержащий пласт в зоне этого пласта во время сжатия земной коры с учетом совокупности амплитуд солнечно-лунных воздействий, обеспечивают связь между временем солнечным и лунным и преобразуют одно время в другое, с учетом преобразованного времени определяют значения высоты прилива, по которой определяют амплитуды солнечно-лунных воздействий, при этом амплитуды солнечно-лунных воздействий определяют в смежных областях земной коры с разными упругими характеристиками, временной ход прилива под действием приливных сил в точках воздействия на нефтесодержащий пласт определяют по изменению фазового сдвига - возрастанию величины интервала времени между ближайшим предшествующим моментом времени верхней кульминации луны и моментом верхней кульминации ...

Подробнее
10-02-2014 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖИ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ

Номер: RU2506417C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - работоспособность в залежи с наклонным водонефтяным контактом, снижение процента обводненности добываемой продукции из пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину с одновременным снижением затрат на исключении строительства дополнительной нагнетательной скважины. В способе разработки залежи высоковязкой нефти, включающем бурение вертикальных нагнетательных скважин и наклонно-горизонтальных добывающих скважин, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, определяют уровень водонефтяного контакта ВНК, добывающую наклонно-горизонтальную от устья к забою скважину бурят с расположением как минимум на 2-3 м выше уровня ВНК, вертикальную нагнетательную скважину бурят с расположением забоя над забоем добывающей скважины выше на 5-8 м. Перфорируют добывающую скважину по всей длине наклонного участка, нагнетательную вертикальную скважину перфорируют ...

Подробнее
27-01-2003 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ ОБВОДНЕННОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Номер: RU2197603C1

Использование: в нефтедобывающей промышленности, в частности при разработке обводненных нефтяных месторождений с помощью вибрационных источников. Обеспечивает повышение нефтеотдачи за счет изменения параметров смачиваемости нефтеводонасыщенных пластов в поле поперечных сейсмических волн. Сущность: на обводненном нефтяном месторождении, вскрытом по меньшей мере одной нагнетательной и одной эксплуатационной скважинами, определяют местонахождение одного и более обводненного участка с неподвижной нефтяной фазой. Проводят построение диаграммы направленности излучения источника колебаний по поперечным волнам. Определяют по ней области максимальных амплитуд поперечных волн. Источник сейсмических колебаний устанавливают таким образом, чтобы граница обводненного участка месторождения с неподвижной нефтяной фазой и перфорированный интервал эксплуатационной скважины одновременно находились в области максимальных амплитуд поперечных волн. Сейсмическое воздействие осуществляют до необратимых изменений ...

Подробнее
02-07-2021 дата публикации

Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов

Номер: RU2750805C1

Изобретение относится к области бурения боковых стволов нефтяных и газовых скважин. Способ интенсификации работы скважины бурением боковых стволов включает бурение основного горизонтального и дополнительных боковых стволов, кислотную обработку дополнительных боковых стволов. Бурение основного горизонтального ствола производят с расстоянием до водонефтяного контакта (ВНК) не менее 4 м. До бурения дополнительных боковых стволов проводят ретроспективный анализ по изменению в динамике пластовых давлений, обводненности продукции, дебитов нефти горизонтальной необсаженной скважины. Проводят построение гидродинамической модели. Выбирают наименее выработанный участок с текущей нефтенасыщенностью не менее 46% с текущими остаточными запасами не менее 10 тыс. т, неравномерно распределенными по площади в связи с неравномерной сеткой скважин. Выбирают участок основного горизонтального ствола скважины с наибольшей кривизной в горизонтальной плоскости. Определяют расстояние до ВНК на этом участке. Производят ...

Подробнее
16-07-2021 дата публикации

НЕРАЗДЕЛЕННАЯ ШИРОКАЯ ФРАКЦИЯ ЛЕГКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НЕФТЕОТДАЧИ

Номер: RU2751762C1

Изобретение относится к системам и способам для повышения и/или улучшения нефтеотдачи с использованием неразделенной широкой фракции легких углеводородов. Способ повышения или улучшения нефтеотдачи, включающий нагнетание широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) для повышения нефтеотдачи через нагнетательную скважину в углеводородосодержащий пласт для обеспечения подвижности и вытеснения углеводородов, причем ШФЛУ для повышения нефтеотдачи содержит нефракционированную смесь углеводородов, представляющую собой побочный продукт конденсированных и деметанизированных углеводородных потоков, которая может смешиваться с углеводородами в углеводородосодержащем пласте, причем нефракционированная смесь углеводородов содержит этан, пропан и бутан в количестве по меньшей мере 75% от объема, и при этом нефракционированная смесь углеводородов содержит фракцию «пентан и более тяжелые углеводороды» в количестве менее 30% от объема, причем нефракционированная смесь углеводородов конденсируется из потока ...

Подробнее
22-01-2021 дата публикации

СПОСОБ СОВМЕСТНОЙ ДОБЫЧИ НЕФТИ МНОГОПЛАСТОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Номер: RU2740973C1

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для последовательной добычи нефти из всех горизонтов многопластового месторождения. Предложенное изобретение позволяет достичь коэффициента извлечения нефти (КИН) до уровня 95-99%, а, также обеспечить уменьшение себестоимости добычи нефти и за счёт сокращения трудоёмкости работ и обеспечения кратного роста производительности труда при добыче нефти. Предложен способ совместной добычи нефти многопластовых месторождений, включающий закачку азота через нагнетательную скважину, попутного нефтяного газа (ПНГ), получаемого при сепарации добываемой нефти в виде смеси азота и углеводородных газов, растворенных в добываемой нефти, также осуществляют закачку пластовой воды, получаемой при сепарации нефти, в поглощающую скважину и в вышележащие водоносные горизонты, не имеющие каналов миграции с продуктивными нефтяными пластами, приток нефти обеспечивают в режиме открытого фонтанирования через полное сечение эксплуатационной ...

Подробнее
10-11-2008 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Номер: RU2338060C1

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, разработке и эксплуатации мелких и средних по запасам нефтяных месторождений, расположенных вдали от обустроенных нефтегазодобывающих регионов. Обеспечивает повышение технологической и экологической эффективности разработки за счет совмещения технологий разработки и эксплуатации месторождений и добычи нефти в один замкнутый безотходный технологический цикл с утилизацией крупнотоннажных попутно добываемых с нефтью или получаемых в результате сжигания газа продуктов-отходов: попутного нефтяного газа, пластовой воды и выхлопных - дымовых газов энергоагрегатов. Сущность изобретения: способ включает бурение эксплуатационных скважин, обустройство нефтяного месторождения, добычу нефти, разделение добываемой продукции скважины на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующую закачку нефтяного газа и пластовой воды в скважину. Согласно изобретению добычу нефти совмещают в единый безотходный ...

Подробнее
27-01-1998 дата публикации

СПОСОБ ФОРМИРОВАНИЯ И ПОИСКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

Номер: RU2103483C1

Использование: тепловое воздействие на пласт, содержащий углеводороды в твердом, жидком или газообразном состоянии, и может быть использовано в нефтяной и газодобывающей промышленности. Сущность изобретения: способ осуществляется путем разогрева предполагаемого нефтегазового пласта внешними теплоисточниками управляемыми теплоисточниками с дневной поверхности. Для ликвидации эффекта Жамена в объеме пласта на стадии первичного образования месторождения, препятствующего фильтрации флюидов в скважину в процессе ее испытания на приток, теплоноситель подают в пласт в виде волновой энергии. На дневной поверхности над предполагаемой продуктивной площадью устанавливают в определенном порядке, обеспечивающем тепловое покрытие площади, одновременно механические и электромагнитные волновые генераторы. Границы обогреваемой толщи пласта, частоту несущего синусоидального сигнала электромагнитного поля, частоту манипулированного высокочастотного заполняющего электромагнитного поля регулируют и выбирают ...

Подробнее
10-03-2008 дата публикации

УНИВЕРСАЛЬНЫЙ ИМПУЛЬСНЫЙ ЭЛЕКТРОГИДРАВЛИЧЕСКИЙ УДАРНИК ДЛЯ СКВАЖИН

Номер: RU2318982C1

Изобретение относится к технике гидроимпульсного воздействия на пласты в скважинах, применяемой с целью повышения продуктивности пластов в нефтегазодобывающей промышленности, при разработке пресных и минеральных вод и может быть применено, в частности, при очистке скважин от застрявших в них предметов. Обеспечивает упрощение конструкции, расширение диапазона применения, повышение силы воздействия на стенки скважин и повышение надежности работы. Устройство содержит корпус, выполненный в виде гильзы с цилиндрическими стенками и днищем. Рабочие камеры представляют собой две лунки, выполненные симметрично с двух сторон в наружных боковых стенках гильзы, и третью лунку, расположенную в центральной части внешней поверхности днища. В лунках установлены пары электродов, разделенные промежутком и подключенные к нижним концам высоковольтного кабеля. Приводной узел представляет собой источник высоковольтных импульсов с коммутатором, обеспечивающим очередность подачи высоковольтных импульсов, к которому ...

Подробнее
27-11-2008 дата публикации

СПОСОБ РАЗРАБОТКИ МАССИВНОЙ НЕФТЯНОЙ ЗАЛЕЖИ

Номер: RU2339799C1

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разработки массивной нефтяной залежи с нагнетанием водогазовой смеси. Обеспечивает увеличение коэффициента извлечения нефти. Сущность изобретения: способ предусматривает нагнетание в залежь водогазовой смеси, приготовленной на устье или в скважине в процессе эжекции, добавление в воду поверхностно-активных веществ, изменение степени аэрации водогазовой смеси и давления нагнетания. Согласно изобретению плотность водогазовой смеси на входе в пласт и забойное давление в нагнетательной скважине, среднее в интервале закачки, поддерживают в соответствии с аналитическим выражением. Осуществляют периодическое изменение во времени плотности водогазовой смеси и забойного давления с учетом аналитического выражения. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Подробнее
22-10-2019 дата публикации

Устройство для магнитной обработки тяжелых и смолистых нефтей при нефтедобыче

Номер: RU0000193273U1

Полезная модель относится к области нефтедобычи, в частности к устройствам для магнитной обработки высоковязких, смолистых тяжелых нефтей. Технический результат - повышение эффективности обработки смолистых и тяжелых нефтей за счет создания оптимального по протяженности и по конструкции модульного магнитного средства. Сущность: устройство содержит ферромагнитную трубу (ФТ) 1, и расположенные на ней три магнитных модуля (ММ) 2, 3 и 4 соответственно. Первый ММ 2 содержит установленный на внешней поверхности ФТ 1 одиночный постоянный кольцевой магнит (КМ) 5, внешние полюса которого зашунтированы ферромагнитными пластинами (ФП) 6. Второй ММ 3 выполнен также в виде одиночного КМ 7, внешние полюса которого зашунтированы ФП 8, и дополнительно снабжен с торца, обращенного к третьему ММ 4, ферромагнитным кольцом (ФК) 9, установленным у КМ 7 без зазора. Третий ММ 4 выполнен в виде четырех КМ 10, 11, 12 и 13, установленных с зазором друг к другу. При этом четвертое КМ 13 выполнено двойным, а остальные КМ - одинарными. Первое КМ 10 третьего ММ 4 снабжено установленным без зазора к нему ферромагнитным кольцом 14, обращенным ко второму магнитному модулю 3. Между вторым 11 и третьим 12 магнитными кольцами третьего модуля 4 установлено без зазора ФК 15. Внешние полюсы всех КМ 10, 11, 12 и 13 в третьем ММ 4 зашунтированы ФП 16. КМ установлены с зазорами друг с другом. Зазор Sмежду КМ 5 первого ММ 2 и КМ 7 второго ММ 3 равен 90 мм. Зазор Sмежду первым КМ 10 и вторым КМ 11 третьего ММ 4 равен S=1,45⋅S. А зазор Sмежду третьим КМ 12 и четвертым КМ 13 третьего ММ 4 равен S=1,45⋅S. Снаружи ММ 2, 3 и 4 герметично охвачены ферромагнитным кожухом 17. 1 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил. РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (13) 193 273 U1 (51) МПК E21B 43/16 (2006.01) ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (52) СПК E21B 43/16 (2019.08) (21)(22) Заявка: 2019125902, 15.08.2019 (24) Дата начала отсчета срока действия патента: 22.10.2019 Приоритет(ы): ( ...

Подробнее
12-04-2012 дата публикации

Hydrocarbon recovery process

Номер: US20120085555A1

Hydrocarbons are recovered from subterranean formations by waterflooding. The method comprises passing an aqueous displacement fluid via an injection well through a porous and permeable sandstone formation to release oil and recovering said released oil from a production well spaced from said injection well, wherein (a) the sandstone formation comprises at least one mineral having a negative zeta potential under the formation conditions; (b) oil and connate water are present in the pores of the formation; and (c) the fraction of the divalent cation content of the said aqueous displacement fluid to the divalent cation content of said connate water is less than 1.

Подробнее
19-04-2012 дата публикации

Method of injecting carbon dioxide

Номер: US20120090838A1
Принадлежит: BP Exploration Operating Co Ltd

A method of storing CO 2 in a porous and permeable hydrocarbon reservoir having at least one injection well and at least one production well penetrating said reservoir, which method comprises the steps of: (a) recovering a produced fluid stream comprising produced hydrocarbons, produced water, and produced CO 2 from the production well; (b) passing the produced fluid stream to a production facility where a produced vapour stream comprising carbon dioxide and volatile hydrocarbons is separated from the produced fluid stream; (c) compressing the produced vapour stream to above the cricondenbar for the composition of the produced vapour stream; (d) cooling the compressed stream thereby forming a cooled stream that is in a dense phase state; (e) importing a CO 2 stream to an injection facility wherein the imported CO 2 is either in a liquid state or a supercritical state; (f) mixing the cooled stream from step (d) with the imported CO 2 stream thereby forming a co-injection stream; and (g) injecting the co-injection stream into the hydrocarbon bearing reservoir from said injection well.

Подробнее
26-04-2012 дата публикации

Non-ionic alkali polymer solutions for enhanced oil recovery in a subterranean formation

Номер: US20120097389A1
Принадлежит: Chevron USA Inc

A method for enhancing oil recovery is disclosed. The method includes providing a subsurface reservoir containing hydrocarbons therewithin and a wellbore in fluid communication with the subsurface reservoir. A solution for injection into the reservoir is formed by mixing a composition with at least one non-ionic chemical, at least one polymer, and at least one alkali. The non-ionic chemical can be alcohol alkoxylates such as alkylaryl alkoxy alcohols or alkyl alkoxy alcohols. The solution is solution is clear and aqueous stable when mixed. The solution is injected through the wellbore into the subsurface reservoir.

Подробнее
10-05-2012 дата публикации

Chemical delivery apparatus, system, and method for hydrocarbon production

Номер: US20120111569A1
Автор: Gabriel Prukop
Принадлежит: Chevron USA Inc

An apparatus, system and method for delivering a mixture of well treatment chemicals into a well are disclosed. A chemical distribution device includes mixing manifold that receives well treatment chemicals and solvent that are to be mixed. A siphon is positioned within the mixing manifold to control the fluid level. The mixture is not delivered from the chemical distribution device until the fluid level of the mixture is above a crest of the siphon. The mixture is delivered in a batch to the well via a flowline until the fluid level of the mixture is below the inlet of the siphon.

Подробнее
17-05-2012 дата публикации

Device and method for sequestering a substance

Номер: US20120118586A1
Принадлежит: Tokyo Gas Co Ltd

There are provided a carbon dioxide storage apparatus and a carbon dioxide storage method which, through direct injection of carbon dioxide into an underground brine aquifer, can store carbon dioxide efficiently in the brine aquifer. A filter formed of, for example, grindstone is provided at a tip portion of an injection well. A pumping apparatus pumps carbon dioxide stored in a carbon dioxide tank. The pumping apparatus feeds carbon dioxide from the carbon dioxide tank into the injection well by means of a pump. In the pumping apparatus, carbon dioxide is held within a predetermined pressure range and a predetermined temperature range. Carbon dioxide is fed through the injection well, and is injected into a brine aquifer. Carbon dioxide injected into the brine aquifer assumes the form of microbubbles.

Подробнее
24-05-2012 дата публикации

Method for integrated enhanced oil recovery from heterogeneous reservoirs

Номер: US20120125616A1
Автор: Arne Graue
Принадлежит: Bergen Teknologioverforing AS

The invention relates to a method of recovering oil from a heterogeneous reservoir, comprising a plurality of permeable porous blocks of rock whose pores contain oil and which form interfaces with regions between the blocks, e.g. fractures, having a higher permeability than the blocks. The method comprises the steps of treating the interfaces such that the wettability of the surfaces of the blocks is in a predetermined wettability range, then reducing the permeability in the highly permeable regions, and finally flooding the reservoir by injecting a chase fluid into the reservoir. With the inventive method water phase bridges are established between adjacent blocks in the reservoir thus allowing a transmission of injection pressure for viscous displacement from one block to the next across the reservoir. The invention also relates to a method for long-time storage of CO 2 by using CO 2 as chase fluid or foaming gas according to the inventive method for oil recovery from heterogeneous reservoirs.

Подробнее
18-10-2012 дата публикации

System for reducing oil beneath the ground

Номер: US20120261112A1
Принадлежит: Agosto Corp Ltd

A system and method for cracking, hydrogenating and extracting oil from underground deposits is presented. A system includes a gasifier, an injection well and a production well. The gasifier creates high pressure, high temperature syngas. The pressurized syngas flows through an injection well into a deposit of oil under the ground to crack and hydrogenate the oil to produce upgraded oil with a reduced density and viscosity. The production well of the system receives the reduced density and viscosity oil, transports it above the ground where it may be further separated into a portion that may be sold and a portion that can be gasified in the gasifier.

Подробнее
18-10-2012 дата публикации

Method and apparatus for utilizing carbon dioxide in situ

Номер: US20120261119A1
Принадлежит: Agosto Corp Ltd

A system and method for cracking, hydrogenating and extracting oil from underground deposits is presented. A system includes injecting carbon dioxide and syngas into a deposit of oil under the ground to crack and hydrogenate the heavy oil to produce upgraded oil with a reduced density and reduced viscosity. The carbon dioxide acts as a pressurization agent to further reduce the viscosity of the heavy oil. The method transports the reduced density and reduced viscosity oil aboveground. The carbon dioxide is left underground after the reduced viscosity oil is transported aboveground.

Подробнее
18-10-2012 дата публикации

Method of reducing oil beneath the ground

Номер: US20120261121A1
Принадлежит: Agosto Corp Ltd

A system and method for cracking, hydrogenating and extracting oil from underground deposits is presented. A method for extracting oil from underground deposits includes generating a high pressure, high temperature syngas. The method injects the syngas into a deposit of oil under the ground to crack and hydrogenate the oil to produce upgraded oil with a reduced density and viscosity. The reduced density and viscosity oil is extracted from the underground deposits to transport the reduced viscosity oil aboveground.

Подробнее
18-10-2012 дата публикации

Method and apparatus for controlling a volume of hydrogen input and the amount of oil taken out of a naturally occurring oil filed

Номер: US20120261123A1
Принадлежит: Agosto Corp Ltd

A system and method for cracking, hydrogenating and extracting oil from underground deposits is presented. A method includes injecting a mixture of oxygen, steam and oil into an injection well to upgrade oil in an oil deposit below ground to decrease the viscosity of the oil to product upgraded oil. The upgraded oil is extracted with a production well to bring upgraded oil aboveground. The method monitors at least one characteristic of the upgraded oil to determine when the at least on characteristic exceed a threshold. The mixture of oxygen, steam and oil is adjusted when the at least one characteristic exceeds the threshold value so that the mixture of oxygen, steam and oil does not exceed the threshold.

Подробнее
25-10-2012 дата публикации

Multi-step solvent extraction process for heavy oil reservoirs

Номер: US20120267097A1
Автор: John Nenniger
Принадлежит: N Solv Heavy Oil Corp

There is disclosed a multi-step in situ extraction process for heavy oil reservoirs using a solvent having various steps, including, removing, from areas in contact with said heavy oil, solvent blockers to create voids and to increase an interfacial area of unextracted heavy oil contactable by said solvent and injecting solvent in vapour form into the voids to raise the reservoir pressure until sufficient solvent is present in a liquid form to fill the voids and to contact said increased interfacial area of said heavy oil. Next the reservoir is shut in for a period of time to permit said solvent to diffuse into said unextracted oil across said interfacial area from the solvent filled voids in a ripening step to create a reduced viscosity blend of solvent and oil and one or more reservoir characteristics is measured to confirm the extent of solvent dilution that has occurred of the unextracted oil in the reservoir. Then gravity drainage based production is started from the reservoir once the blend has a viscosity low enough to permit the blend to drain through said reservoir to a production well.

Подробнее
20-12-2012 дата публикации

Methods for increasing oil production

Номер: US20120318499A1
Принадлежит: JAMES K AND MARY SANDERS FAMILY LLC

A method of recovering petroleum from dormant oil wells or increasing the production of oil wells is disclosed. An alkali or alkaline earth carbonate is introduced into a water layer associated with a subterranean petroleum reservoir and/or an explosive composition is introduced into an oil layer associated with a subterranean petroleum reservoir. CO 2 gas is produced by reacting the alkali or alkaline earth carbonate with an acid and/or by detonating the explosive composition. An explosive composition can be introduced and detonated to achieve sufficient CO 2 gas production to increase pressure within the subterranean petroleum reservoir. Petroleum recovery can be further enhanced through the use of recycling.

Подробнее
20-12-2012 дата публикации

CO2 Storage In Organic-Rich Rock Formation With Hydrocarbon Recovery

Номер: US20120318533A1
Принадлежит: Individual

A method for producing hydrocarbons from and/or storing C02 in an organic-rich rock formation. One embodiment of the method includes the steps of injecting the C02 into an injection well in the organic-rich rock formation and producing the hydrocarbons from a production well when a drainage volume of the production well has an average reservoir pressure equal to or less than a predetermined pressure. The hydrocarbons substantially include natural gas and the injection well is in fluid communication with the production well. The embodiment also includes capping the production well and feeding the C02 into the injection well when the produced hydrocarbons include a C02 mole fraction greater than or equal to a predetermined mole fraction.

Подробнее
21-03-2013 дата публикации

OIL RECOVERY

Номер: US20130068470A1
Принадлежит: Dow Global Technologies LLC

Embodiments of the present disclosure include performing one or more oil recovery cycles that recovers oil from an oil containing reservoir. The one or more oil recovery cycles can include providing a flow of supercritical carbon dioxide to the oil containing reservoir, injecting a flow of a surfactant to the flow of supercritical carbon dioxide, where the supercritical carbon dioxide and the surfactant form a mixture, forming an emulsion of the mixture in water within the oil containing reservoir to control mobility of the supercritical carbon dioxide in the oil containing reservoir, reducing the flow of the surfactant to a reduced flow while maintaining the flow of the supercritical carbon dioxide to the oil containing reservoir, and recovering the oil displaced from the oil containing reservoir. 1. A process for oil recovery , comprising: providing a flow of supercritical carbon dioxide to the oil containing reservoir;', 'injecting a flow of a surfactant to the flow of supercritical carbon dioxide, where the supercritical carbon dioxide and the surfactant form a mixture;', 'forming an emulsion of the mixture in water within the oil containing reservoir to control mobility of the supercritical carbon dioxide in the oil containing reservoir;', 'reducing the flow of the surfactant to a reduced flow while maintaining the flow of the supercritical carbon dioxide to the oil containing reservoir such that a bottom-hole pressure remains above a predetermined value; and', 'recovering the oil displaced from the oil containing reservoir., 'performing oil recovery cycles that recover oil from an oil containing reservoir, where each of the oil recovery cycles includes;'}2. The process of claim 1 , where the surfactant is soluble in the supercritical carbon dioxide and is selected from the group consisting of nonionic surfactants claim 1 , cationic surfactants claim 1 , anionic surfactants claim 1 , amphoteric surfactants claim 1 , and combinations thereof.3. The process of ...

Подробнее
28-03-2013 дата публикации

PROCESS FOR DISPERSING NANOCATALYSTS INTO PETROLEUM-BEARING FORMATIONS

Номер: US20130075092A1
Принадлежит: WORLD ENERGY SYSTEMS, INC.

Embodiments include methods for recovering petroleum products from a formation containing heavy crude oil. In one embodiment, a method includes positioning a steam generator within the petroleum-bearing formation, flowing a fuel source and an oxidizing agent into the steam generator, generating and releasing steam from the steam generator to heat the heavy crude oil, flowing a catalytic material containing a nanocatalyst into the petroleum-bearing formation, and exposing the catalytic material to the heavy crude oil. The method further provides forming lighter oil products from the heavy crude oil within the petroleum-bearing formation and extracting the lighter oil products from the petroleum-bearing formation. In some examples, the fuel source contains methane, syngas, or hydrogen gas, and the oxidizing agent contains oxygen gas, air, or oxygen enriched air. The nanocatalyst may contain cobalt, iron, nickel, molybdenum, chromium, tungsten, titanium, alloys thereof, or combinations thereof. 1. A method for recovering hydrocarbons from a reservoir , comprising:flowing a nanocatalyst into the reservoir using a carrier gas, wherein the carrier gas comprises at least one of carbon dioxide and nitrogen;flowing steam into the reservoir using a steam generator;heating the nanocatalyst and hydrocarbons using steam;reducing the viscosity of hydrocarbons in the reservoir using a viscosity reducing gas; andrecovering hydrocarbons from the reservoir.2. The method of claim 1 , further comprising positioning the steam generator in a wellbore in communication with the reservoir claim 1 , and generating steam using the steam generator for flowing into the reservoir.3. The method of claim 2 , further comprising injecting the nanocatalyst downstream from the steam generator and into the steam generated by the steam generator for flowing into the reservoir.4. The method of claim 3 , further comprising flowing a fuel and an oxidant into the steam generator claim 3 , and combusting the ...

Подробнее
04-04-2013 дата публикации

HYDROCARBON RECOVERY FROM BITUMINOUS SANDS WITH INJECTION OF SURFACTANT VAPOUR

Номер: US20130081808A1
Принадлежит:

A process of increasing recovery rate of hydrocarbon from a reservoir of bituminous sands is disclosed. The process comprises softening bitumen in a region in the reservoir to generate a fluid comprising a hydrocarbon, to allow the fluid to drain by gravity from the region into a production well below the region for recovery of the hydrocarbon; and providing vapour of a compound to the region, and allowing the compound to disperse and condense in the region. The compound is represented by 2. The process of claim 1 , wherein softening bitumen in the region comprises injecting steam or a solvent into the region.3. The process of claim 1 , wherein softening bitumen in the region comprises heating bitumen in the region.4. The process of claim 1 , wherein the compound is a primary claim 1 , secondary claim 1 , or tertiary alcohol ethoxylate.5. The process of claim 1 , wherein Ris a linear or branched alkyl group having more than 5 carbon atoms claim 1 , and m is greater than 1.7. The process of claim 4 , wherein the vapour of the alcohol ethoxylate is provided to the region at a partial pressure of about 85 kPa to about 590 kPa and a temperature from about 225° C. to about 275° C.8. The process of claim 1 , wherein the vapour of the compound is provided to the region with steam from an injection well.9. The process of claim 8 , wherein the compound is an alcohol ethoxylate claim 8 , and the steam is at a temperature from about 225° C. to about 275° C. in the injection well claim 8 , and the molar ratio of the vapour of the alcohol ethoxylate to the steam in the injection well is about 0.03:1 to about 0.1:1.10. The process of claim 8 , wherein the steam is at a temperature from about 160° C. to about 310° C. and a pressure of about 600 kPa to 10 MPa in the injection well.11. The process of claim 8 , wherein the compound is an alcohol ethoxylate claim 8 , and the volume ratio of the alcohol ethoxylate to the steam claim 8 , measured at room temperature on a liquid basis ...

Подробнее
11-04-2013 дата публикации

WELLBORE OPERATIONS USING CONTROLLED VARIABLE DENSITY FLUID

Номер: US20130087338A1
Принадлежит: BAKER HUGHES INCORPORATED

Fluid systems may contain elements to provide changes in bulk fluid density in response to various environmental conditions. One environmental driver to the variable density is pressure; other environmental drivers include, but are not limited to, temperature or changes in chemistry. The variable density of the fluid is beneficial for controlling sub-surface pressures within desirable pore pressure and fracture gradient envelopes. The variability of fluid density permits construction and operation of a wellbore with much longer hole sections than when using conventional single gradient fluids. 1. A method of producing a fluid from a wellbore comprising a base fluid selected from the group consisting of a drilling fluid, a sealant and a produced fluid, and', 'a plurality of elements that change their volume/weight ratio in response to a condition selected from the group consisting of pressure, temperature, and chemical composition of the base fluid, where the elements each comprise a non-deformable body and at least one cellular, compliant component, each cellular, compliant component comprising at least one gas-filled void, and where the elements have an average expanded state size and an average contracted state size, and where the volume ratio of the average expanded state size to the average contracted state size is at least about 2.5, and, 'providing a variable density fluid in a subterranean formation, where the variable density fluid comprisesconducting a wellbore operation selected from the group consisting of constructing a wellbore with the variable density fluid, producing the variable density fluid from the wellbore, sealing at least a portion of the wellbore and combinations thereof.2. The method of where the average particle size of the elements is about 100 microns or less.3. The method of where the elements each comprise a non-deformable body that is pseudo-porous.4. The method of where the elements each comprise a pseudo-porous non-deformable body ...

Подробнее
18-04-2013 дата публикации

BIOMASS-ENHANCED NATURAL GAS FROM COAL FORMATIONS

Номер: US20130092370A1
Принадлежит: UNIVERSITY OF WYOMING

The use of coal fields as subsurface bioreactors for producing sustainable methane gas from terrestrial sources of biomass is described. Microbial presence is determined for a target coal formation, and tracers are injected to determine permeability, porosity, volume, and minimum and a maximum material injection rates. At least one injection well and at least one circulation well effective for generating an injection rate between the minimum and maximum injection rates are provided for injecting a solution of biodegradable materials into the coal seam. A chosen quantity of biodegradable materials is allowed to be digested, fermented and converted by microbial action within the coal seam. Methane gas is extracted through producing and injecting wells, although pumping will enhance gas recovery. 1. A method for generating methane gas , comprising the steps of:determining microbial presence, permeability and volume of a chosen coal seam;injecting tracers into the chosen coal seam to determine a minimum and a maximum material injection rates;providing at least one injection well and at least one circulation well effective for generating an injection rate between the minimum and maximum injection rates;injecting a solution having a chosen concentration of biodegradable material into the coal seam;permitting a chosen quantity of the biodegradable material to be digested or fermented by microbial action in the coal seam, whereby methane gas is generated; andextracting the methane gas from the coal seam.2. The method of claim 1 , wherein said step of injecting a solution of biodegradable material into the coal seam comprises the steps of: producing water from the coal seam; mixing the produced water with a solution of biodegradable material; and injecting the mixed produced water and biodegradable material into the coal seam at a selected rate.3. The method of claim 2 , further comprising the step of maintaining total organic carbon in the coal seam at a chosen level.4. The ...

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

TEMPORARY FIELD STORAGE OF GAS TO OPTIMIZE FIELD DEVELOPMENT

Номер: US20130098608A1
Принадлежит:

Methods are provided for managing the production of fluids from a low-permeability subsurface formation in a field. The subsurface formation may be a coalbed formation. The method involves producing formation fluids from a first zone in the subsurface formation for a period of time so as to at least partially dewater the first zone. The formation fluids are separated into a liquid stream that primarily comprises water, and a gas stream that primarily comprises methane gas. The water is sent for disposal, such as into a subsurface formation, while the gas is temporarily stored or flared. A gas processing facility is constructed for the field. In order to manage the outlay of capital for the field development, construction of the gas processing facility is spread out or delayed until the field is ready to produce enough gas to allow the gas processing facility to operate at a substantially greater capacity than would be provided at the beginning of field development. 1. A method for managing the production of fluids from a low-permeability subsurface formation in a field , the fluids comprising water and gas , and the method comprising:completing one or more wells in a first zone within the subsurface formation;producing formation fluids from the first zone so as to at least partially dewater the first zone;completing one or more wells in a second zone within the subsurface formation;producing formation fluids from the second zone so as to at least partially dewater the second zone;injecting gas from the formation fluids from the second zone into the first zone for temporary storage;completing one or more wells in a fourth zone within the subsurface formation;substantially completing a gas processing facility when (i) the gas production rate from the field is able to exceed a designated level, or (ii) at least the first and second zones of the subsurface formation have been dewatered to a designated level;after substantially completing the gas processing facility, co- ...

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

USE OF TRIS(2-HYDROXYPHENYL)METHANE DERIVATIVES FOR TERTIARY MINERAL OIL PRODUCTION

Номер: US20130098609A1
Принадлежит: Wintershall Holding GmbH

A process for mineral oil production, in which an aqueous formulation comprising tris(2-hydroxyphenyl)methane of the general formula (I) is injected into a mineral oil deposit through an injection well and the crude oil is withdrawn from the deposit through a production well, 3. The process according to claim 2 , wherein the compound of the formula (II) used is one in which all Rand Rare independently straight-chain or branched C- to C-hydrocarbyl radicals claim 2 , especially t-butyl radicals.4. The process according to any of claim 1 , wherein each X is an acid group selected from carboxyl groups —COOM claim 1 , sulfo groups —SOM claim 1 , sulfate groups —OSOM claim 1 , phosphonic acid groups —POMor phosphoric acid groups —OPOM claim 1 , where M is H or a k-valent counterion /Y claim 1 , especially Na claim 1 , K or ammonium ions.5. The process according to claim 1 , wherein each X is an acidic group selected from carboxyl groups —COOM claim 1 , sulfo groups —SOM or sulfate groups —OSOM claim 1 , where M is H or an alkali metal or alkaline earth metal counterion.6. The process according to claim 1 , wherein the Rradicals are Rand/or Rgroups.7. The process according to claim 1 , wherein the derivatives of tris(2-hydroxyphenyl)-methane used have a mean molar mass of 2000 to 3000 g/mol and the three 2-hydroxyphenyl groups are of the same structure.8. The process according to claim 1 , wherein the temperature of the mineral oil deposit is 10 to 150° C. claim 1 , especially 10 to 120° C.9. The process according to claim 1 , wherein the aqueous formulation comprises claim 1 , as a further component claim 1 , at least one salt in an amount of 10 000 ppm to 350 000 ppm.10. The process according to claim 1 , wherein the mineral oil production is effected from deposits with a very high salt content and a deposit temperature of 10 to 150° C. claim 1 , said deposit comprising claim 1 , as well as mineral oil claim 1 , also deposit water with a salinity of 20 000 ppm to 350 ...

Подробнее
25-04-2013 дата публикации

SPLIT STREAM OILFIELD PUMPING SYSTEMS

Номер: US20130098619A1
Принадлежит: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION

A method of pumping an oilfield fluid from a well surface to a wellbore is provided that includes providing a clean stream; operating one or more clean pumps to pump the clean stream from the well surface to the wellbore; providing a dirty stream including a solid material disposed in a fluid carrier; and operating one or more dirty pumps to pump the dirty stream from the well surface to the wellbore, wherein the clean stream and the dirty stream together form said oilfield fluid. 169-. (canceled)70. A method of pumping an oilfield fluid from a well surface to a wellbore comprising:operating at least one pump to pump a diluted stream to a common manifold positioned at the well surface;operating at least one other pump to pump a concentrated stream to the common manifold, said concentrated stream comprising a proppant disposed in a fluid carrier having a proppant concentration of at least 2 pounds per gallon; andcombining the diluted stream and the concentrated stream in the common manifold to form the oilfield fluid, andintroducing the oilfield fluid to the wellbore.71. The method of claim 70 , wherein the at least one pump is a same type of pump as the at least one other pump.72. The method of claim 71 , wherein the at least one pump and the at least one other pump are each a plunger pump.73. The method of claim 70 , wherein the at least one pump is a different type of pump from the at least one other pump.74. The method of claim 73 , wherein the at least one pump is a multistage centrifugal pump and the at least one other pump is a plunger pump.75. The method of claim 74 , wherein the at least one pump is a progressing cavity pump and the at least one other pump is a plunger pump.76. The method of claim 70 , wherein more pumps are operated than other pumps.77. The method of claim 70 , wherein the proppant concentration is about 10 pounds per gallon.78. The method of claim 70 , wherein the oilfield fluid is a fracturing fluid.79. The method of claim 70 , wherein ...

Подробнее
02-05-2013 дата публикации

HYDROPHOBICALLY ASSOCIATING COPOLYMERS

Номер: US20130105165A1
Принадлежит: BASF SE

Water-soluble, hydrophobically associating copolymers which comprise new types of hydrophobically associating monomers. The monomers comprise an ethylenically unsaturated group and a polyether group with block structure comprising a hydrophilic polyalkylene oxide block which consists essentially of ethylene oxide groups, and a terminal, hydrophobic polyalkylene oxide block which consists of alkylene oxides with at least 4, preferably at least 5 carbon atoms. 123-. (canceled)24. A process for the development , exploitation , and completion of subterranean mineral oil deposits and natural gas deposits comprising utilizing a water-soluble , hydrophobically associating copolymer comprising at least(a) 0.1 to 20% by weight of at least one monoethylenically unsaturated, hydrophobically associating monomer (a), and(b) 25% to 99.9% by weight of at least one monoethylenically unsaturated hydrophilic monomer (b) different therefrom, {'br': None, 'sub': 2', '2', 'k', '2', 'l, 'sup': 1', '4', '2', '3', '5, 'HC═C(R)—R—O—(—CH—CH(R)—O—)—(—CH—CH(R)—O—)—R\u2003\u2003(I)'}, 'wherein the quantitative data are based in each case on the total amount of all of the monomers in the copolymer, wherein at least one of the monomers (a) is a monomer of the general formula (I)'}{'sub': 2', 'k', '2', 'l, 'sup': 2', '3, 'wherein the units —(—CH—CH(R)—O—)and —(—CH—CH(R)—O—)are arranged in block structure in the order shown in formula (I) and the radicals and indices have the following meaningk: a number from 10 to 150,l: a number from 5 to 25,{'sup': '1', 'R: H or methyl,'}{'sup': 2', '2, 'R: independently of one another, H, methyl, or ethyl, with the proviso that at least 50 mol % of the radicals Rare H,'}{'sup': 3', '2′', '2′, 'sub': '2', 'R: independently of one another, a hydrocarbon radical having at least 2 carbon atoms or an ether group of the general formula —CH—O—R, wherein R is a hydrocarbon radical having at least 2 carbon atoms,'}{'sup': '4', 'sub': n', '2n', 'n′', '2n′', 'n″', '2n″, ' ...

Подробнее
16-05-2013 дата публикации

Gelled Foam Compositions And Methods

Номер: US20130118748A1
Принадлежит: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION

The invention provides a method made of steps of injecting into a wellbore, a composition comprising a solvent, a surfactant, a foaming gas, a foam enhancer, a crosslinkable polymer, and a crosslinking agent capable of crosslinking the polymer, wherein the foam enhancer increases the foam half-life of the gel composition compared to the gel composition without the foam enhancer; and allowing viscosity of the composition to increase and form a gel. 122.-. (canceled)23. A method comprising:a. injecting into a wellbore, a composition consisting essentially of a solvent, a surfactant, a foaming gas and a foam enhancer; andb. allowing viscosity of the composition to increase.24. The method of claim 23 , wherein the foam enhancer is selected from the group consisting of diutan claim 23 , xanthan claim 23 , guar claim 23 , guar derivatives and mixture thereof.25. The method of claim 23 , wherein the foaming gas is selected from the group consisting of nitrogen claim 23 , air claim 23 , carbon dioxide and mixture thereof.26. The method of claim 23 , for treating a subterranean formation made at least partially of carbonate rock.27. A method comprising:a. injecting into a wellbore, a composition comprising a solvent, a surfactant, a foaming gas, a foam enhancer, a crosslinkable polymer, and a crosslinking agent capable of crosslinking the polymer, wherein the foam enhancer increases the foam half-life of the gel composition compared to the gel composition without the foam enhancer; andb. allowing viscosity of the composition to increase and form a gel.28. The method of claim 27 , wherein the solvent is water or brine.29. The method of claim 27 , wherein the surfactant is selected from the group consisting of betaine claim 27 , ammonium C6-C10 alcohol/ethoxysulfate 2-Butoxyethanol (EGMBE)/Ethanol claim 27 , amphoteric alkyl amine and mixture thereof.30. The method of claim 27 , wherein the foaming gas is selected from the group consisting of nitrogen claim 27 , air claim 27 , ...

Подробнее
23-05-2013 дата публикации

METHOD OF MAKING CARBON DIOXIDE

Номер: US20130126172A1
Принадлежит: ENERJETIC LLC

Carbon dioxide free of many impurities is formed by combusting syngas with oxygen and controlling the amount of oxygen combined with the syngas so that the produced combustion gas has less than 2% unreacted oxygen. The syngas can be formed in a horizontal reactor which combusts fuel with oxygen in the presence of water to form a hot gas stream which contacts a carbon feed stock introduced into a reaction zone to form syngas. This is collected in a residence chamber which has a gas outlet leading directly to the syngas burner located in the combustion chamber 1. A method of forming carbon dioxide comprising:establishing a flowing stream of hot gas by combusting a fuel at an inlet nozzle;combining combustion products at said combustion nozzle with steam;adding a carbon source to said stream of hot gas at a temperature effective to form combustion gas comprising syngas;combusting said syngas in a second combustion chamber with added oxygen to form combustion gas comprising carbon dioxide; andcollecting said carbon dioxide.2. The method claimed in wherein an amount of said added oxygen is established so that less than 2% oxygen is present in said combustion gas.3. The method claimed in wherein said oxygen is at least 97% pure.4. The method claimed in wherein said combustion gas comprises at least 60% carbon dioxide and less than 15% nitrogen.5. The method claimed in wherein said carbon source comprises coal.6. The method claimed in wherein said carbon source is natural gas.7. The method claimed in wherein said carbon dioxide is injected into an oil or gas well.8. A method of forming carbon dioxide comprising combusting syngas with an amount of oxygen to form a combustion gas comprising carbon dioxide and establishing said amount of oxygen whereby said combustion gas includes less than 2% oxygen. High purity carbon dioxide can be used for a wide variety of different applications. But, obtaining the carbon dioxide by combustion typically does not produce carbon dioxide ...

Подробнее
30-05-2013 дата публикации

SEAT ASSEMBLY FOR ISOLATING FRACTURE ZONES IN A WELL

Номер: US20130133876A1
Принадлежит: UTEX INDUSTRIES, INC.

A fracture plug seat assembly used in well stimulation for engaging and creating a seal when a plug, such as a ball, is dropped into a wellbore and landed on the fracture plug seat assembly for isolating fracture zones in a well. The fracture plug seat assembly has a fracture plug seat that includes elastomeric material and reinforcing material. 1. A fracturing system for a wellbore , said system comprising:a tubular mandrel having a wall comprising an interior surface and an exterior surface; and an elastomeric member comprising an outer surface; and', 'reinforcing material., 'a fracture plug seat assembly carried by the tubular mandrel, the fracture plug seat assembly comprising an opening, the fracture plug seat assembly further comprising2. The system of claim 1 , wherein the reinforcing material is selected from the group consisting of aramid fibers claim 1 , glass fibers claim 1 , carbon fibers claim 1 , boron fibers claim 1 , polyester fibers claim 1 , polyamide fibers claim 1 , polypropylene fibers claim 1 , polyethylene fibers claim 1 , cotton fibers and ceramic fibers.3. The system of claim 2 , wherein the reinforcing material comprises woven fibers.4. The system of claim 2 , wherein the reinforcing material comprises non-woven fibers.5. The system of claim 2 , wherein the reinforcing material is disposed adjacent the outer surface of the elastomeric member.6. The system of claim 2 , wherein the reinforcing material covers a portion of the elastomeric member.7. The system of claim 6 , wherein the reinforcing material covers the entire outer surface of the elastomeric member.8. The system of claim 2 , wherein the reinforcing material comprises a plurality of layers of woven fibers.9. The system of claim 1 , wherein the elastomeric member is ring shaped.10. The system of claim 1 , wherein the elastomeric member comprises an elastomeric material selected from the group consisting of hydrogenated nitrile butadiene rubber claim 1 , nitrile butadiene rubber ...

Подробнее
30-05-2013 дата публикации

Time-delay Fluids for Wellbore Cleanup

Номер: US20130133886A1
Автор: Quintero Lirio
Принадлежит: BAKER HUGHES INCORPORATED

A method for delaying the removal of a majority of an oil-based mud (OBM) filter cake from a hydrocarbon reservoir wellbore that utilizes a multiple phase composition is described. The use of the multiple phase composition allows for a microemulsion, a miniemulsion, or a nanoemulsion to form in situ downhole at a controllable time. The method includes pumping the multiple phase composition comprising an additive into the wellbore. The multiple phase composition may be broken thereby releasing the additive. The broken multiple phase composition and the additive may contact the OBM filter cake particles to form an in situ emulsion selected from the group consisting of a nanoemulsion, a miniemulsion, a microemulsion, a multiple emulsion, a water-continuous emulsion and mixtures thereof. The in situ emulsion may incorporate more of the external oil from the OBM filter cake in order to more easily remove the OBM filter cake. 1. A method for removing a majority of oily material in the near-wellbore area including oil-based mud (OBM) filter cake from a hydrocarbon reservoir wellbore comprising:delivering a multiple phase composition comprising an additive into the wellbore;breaking the multiple phase composition thereby releasing the additive;contacting the OBM filter cake particles with the broken multiple phase composition and the released additive to form an in situ emulsion downhole, wherein the in situ emulsion is selected from the group consisting of a nanoemulsion, a miniemulsion, a microemulsion, a water-continuous emulsion, and mixtures thereof; andincorporating a majority of the external oil from the OBM filter cake into the in situ emulsion.2. The method of claim 1 , wherein the multiple phase composition has at least an internal phase and a second phase; and wherein the additive is dispersed within the internal phase claim 1 , the second phase claim 1 , and combinations thereof.3. The method of claim 2 , wherein the proportion of the internal phase in the ...

Подробнее
13-06-2013 дата публикации

SELECTIVE PLACEMENT OF CONFORMANCE TREATMENTS IN MULTI-ZONE WELL COMPLETIONS

Номер: US20130146290A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

Selective placement of conformance treatments in multi-zone well completions. A method includes injecting a relative permeability modifier into a zone and optimizing a ratio of desired fluid to undesired fluid produced from the zone, including adjusting at least one flow control device between fully open and fully closed configurations. Another method includes injecting a relative permeability modifier into multiple zones, one at a time, via respective flow control devices, and then producing fluid from each of the zones. Another method includes identifying which of the zones to treat by, for each of the zones: a) closing flow control devices corresponding to the other zones, and b) evaluating fluid produced from the zone; and injecting a conformance treatment into the zones identified as the zones to treat. 18-. (canceled)9. A method of selectively treating and producing multiple zones intersected by a wellbore , the method comprising the steps of:injecting a relative permeability modifier into the zones, one at a time, via respective flow control devices; andthen producing fluid from each of the zones.10. The method of claim 9 , wherein the producing step further comprises producing fluid via the flow control devices.11. The method of claim 9 , further comprising the step of optimizing a ratio of desired fluid to undesired fluid produced from each of the zones claim 9 , the optimizing step including adjusting the respective flow control device between fully open and fully closed configurations.12. The method of claim 9 , further comprising the step of selecting one of the zones for injection of the relative permeability modifier therein by opening the respective one of the flow control devices.13. The method of claim 9 , further comprising the step of identifying the zones to be treated by claim 9 , for each of the zones:a) closing the flow control devices corresponding to all of the other zones, andb) evaluating the fluid produced from the zone.1419-. (canceled) ...

Подробнее
20-06-2013 дата публикации

CLEANING, PURIFYING, TREATING, AND EXTRACTING COMPOSITIONS AND ASSOCIATED METHODS FOR UTILIZING THE SAME

Номер: US20130157920A1
Принадлежит: MWJ, LLC

A process for purifying extracted oil, byproducts, and wastewater, including the steps of: providing a composition having at least one solvent, an alkaline agent, a deflocculant, at least one surfactant selected from the group comprising an alkoxylated alcohol surfactant, an alkylamino-polyethoxy-sulfate surfactant, a polyether-phosphate ester surfactant, a surfactant that is a phosphate ester of an ethoxylated alcohol, and a surfactant that is a polyethyleneglycol monoaklyl ether, and a bonding agent; and associating the composition with at least one of extracted oil, byproducts, and wastewater—including, but not limited to, froth, middlings, tailings, mature fine tailings, solids, and combinations thereof. 1. A process for extracting crude oil , comprising the steps of:providing an input source to an area of the earth having crude oil;providing an output producer source to a recoverable area proximate the earth's surface;introducing a composition through the input source to the area of the earth having the crude oil, wherein the composition comprises: at least one solvent, an alkaline agent, a deflocculant, at least one surfactant selected from the group comprising an alkoxylated alcohol surfactant, an alkylamino-polyethoxy-sulfate surfactant, a polyether-phosphate ester surfactant, a surfactant that is a phosphate ester of an ethoxylated alcohol, and a surfactant that is a polyethyleneglycol monoaklyl ether, and a bonding agent; andextracting crude oil from the earth through the output producer source.2. The process for extracting crude oil according to claim 1 , wherein the step of introducing a composition through the input source to the area of the earth having the crude oil includes the step of introducing the composition which comprises water claim 1 , caustic soda claim 1 , a deflocculant claim 1 , an alkoxylated alcohol surfactant claim 1 , an alkylamino-polyethoxy-sulfate surfactant claim 1 , a polyether-phosphate ester surfactant claim 1 , a surfactant ...

Подробнее
27-06-2013 дата публикации

REDUCING SULFIDE IN PRODUCTION FLUIDS DURING OIL RECOVERY

Номер: US20130160994A1
Принадлежит: E I DU PONT DE NEMOURS AND COMPANY

Methods are provided for treating production fluid in a production well in an oil reservoir to reduce the amount of sulfide in the production fluid. The production fluid is treated with nitrate and/or nitrite ions or inorganic oxidizing agent in an aqueous solution that is added to the well casing. 1. A method for treating production fluid in an oil production well comprising:a) providing an oil production well in an oil reservoir having a well casing and a production pipe;b) adding an aqueous solution comprising at least one inorganic oxidizing agent to the well casing wherein said solution flows down the well casing and contacts production fluid in the well bore below the production pipe; andc) producing the production fluid through the production pipe;wherein the sulfide concentration in the production fluid is reduced as compared to the sulfide concentration in production fluid obtained with omission of step (b).2. The method of wherein the inorganic oxidizing agent has a reaction standard half-cell potential that is greater than −0.478 volts.3. The method of wherein the inorganic oxidizing agent is selected from the group consisting of permanganates claim 2 , persulfates claim 2 , inorganic peracids claim 2 , chromates claim 2 , bromates claim 2 , iodates claim 2 , chlorates claim 2 , perchlorates claim 2 , chlorites claim 2 , hypochlorites claim 2 , inorganic peroxides claim 2 , and oxides4. The method of wherein the inorganic oxidizing agent is selected from the group consisting of chlorine dioxide claim 3 , hypochlorite claim 3 , persulfate claim 3 , and hydrogen peroxide.5. The method of wherein the inorganic oxidizing agent comprises nitrate ions claim 1 , nitrite ions claim 1 , or a mixture of nitrate and nitrite ions.6. The method of wherein the total molar concentration of nitrate ions claim 5 , nitrite ions claim 5 , or the mixture of nitrate and nitrite ions is at least about five-fold higher than the molar concentration of sulfide in production fluid ...

Подробнее
27-06-2013 дата публикации

METHOD OF USING AN OXYGEN STREAM AS AN OXIDIZER FEED GAS STREAM

Номер: US20130161011A1
Принадлежит:

A method for producing nitrogen for injection into an enhanced oil recovery operation wherein the nitrogen is produced in an air separation device and the oxygen stream produced is not discarded but recovered and employed with or without an additional air gas stream for feeding to a partial oxidation unit/autothermal reformer and shift conversion to produce carbon dioxide and hydrogen. The carbon dioxide can additionally be used for injection into an enhanced oil recovery operation and the hydrogen can be used as a fuel for a gas turbine driven closed cycle power plant for providing energy to the air separation device. 1. An improved method for producing nitrogen for injection into an enhanced oil recovery operation wherein said nitrogen is produced in an air separation device that also produces an oxygen-rich gas stream , the improvement comprising feeding the oxygen-rich gas stream to a partial oxidation unit/autothermal reformer and shift conversion to produce carbon dioxide and hydrogen.2. The method as claimed in wherein said carbon dioxide is injected into an enhanced oil recovery operation.3. The method as claimed in wherein said air separation device is powered by a closed cycle power plant.4. The method as claimed in wherein said closed cycle power plant contains a gas turbine.5. The method as claimed in wherein hydrogen is used to fuel said gas turbine.6. The method as claimed in wherein nitrogen is blended with said hydrogen.7. An improved process for producing nitrogen for injection into an enhanced oil recovery operation wherein said nitrogen is produced in an air separation device that also produces an oxygen-rich gas stream claim 5 , the improvement comprising feeding the oxygen-rich gas stream and air to a partial oxidation unit/autothermal reformer and shift conversion to produce carbon dioxide and hydrogen.8. The method as claimed in wherein said carbon dioxide is injected into an enhanced oil recovery operation.9. The method as claimed in wherein ...

Подробнее
04-07-2013 дата публикации

METHOD FOR PRODUCING OIL

Номер: US20130168089A1
Принадлежит: SHELL OIL COMPANY

The present disclosure relates to enhanced oil recovery methods including the injection of solvent and polymer floods to increase hydrocarbon production from oil bearing underground rock formations. One method includes injecting a solvent slug into the underground formation for a first time period from a first well. The solvent slug solubilizes the oil and generates a mixture of mobilized oil and solvent. An aqueous polymer slug may then be injected into the underground formation for a second time from the first well. The polymer slug may have a viscosity greater than the solvent slug and thereby generates an interface between the solvent slug and the polymer slug. The solvent slug and the mobilized oil are then forced towards a second well using a buoyant hydrodynamic force generated by the aqueous polymer slug. Oil and/or gas may then be produced from the second well. 1. A method for producing oil from an underground oil-bearing formation , comprising:placing a solvent slug into the underground oil-bearing formation for a first time period from a first well, the solvent slug being configured to solubilize the oil upon contacting the oil and generate a mixture of mobilized oil, wherein the solvent slug has a density that is less than 90% or at least 110% of a density of the oil;placing an aqueous polymer slug into the underground formation for a second time period from the first well, the polymer slug having a viscosity greater than the mixture of mobilized oil and at least 5 centipoise;displacing the mixture of mobilized oil and the solvent slug towards a second well with the aqueous polymer slug; andproducing oil and/or gas from the second well.2. The method of wherein an interface is generated between the polymer slug and the mixture of mobilized oil and solvent.3. The method of wherein the solvent slug comprises a carbon disulfide formulation.4. The method of further comprising placing a brine chase into the formation following the aqueous polymer slug.5. The ...

Подробнее
04-07-2013 дата публикации

Additive to Fluid for The Treatment of Subterranean Formation and A Method for Treating Subterranean Formation

Номер: US20130168096A1
Принадлежит: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION

The composition includes a pH adjusting agent and a precipitation-control agent. The pH adjusting agent provides the hydrolysis of degradable fibers at a temperature of no more than 50° C. and comprises substances that may provide and maintain a high pH environment. The precipitation-control agent allows maximally delaying or completely suppressing the formation and deposition of precipitate during the hydrolysis of the degradable components in the treatment fluid A method of treating an subterranean formations penetrated by a wellbore with the additives described herein comprises providing a treatment fluid comprising a base mixture and a degradable substance, with additionally added degradable materials, and injecting the prepared treatment fluid into the subterranean formation. 1. An additive to a formation-treatment fluid comprising:a pH adjusting agent; anda precipitation-control agent.2. The additive of claim 1 , characterised in that the pH adjusting agent comprises at least one component selected from the group including: hydroxides claim 1 , oxides claim 1 , carbonates and bicarbonates of alkali and alkaline earth metals.3. The additive of claim 2 , characterised in that the alkali and alkaline earth metals are selected from sodium claim 2 , magnesium claim 2 , potassium claim 2 , and calcium.4. The additive of claim 3 , characterised in that the pH adjusting agent comprises at least two of said components.5. The additive of claim 1 , characterised in that the pH adjusting agent provides a pH value in the formation-treatment fluid no less than 9.6. The additive of claim 1 , characterised in that the precipitation-control agent comprises at least one component selected from the group including: ethylenediaminetetraacetic acid (EDTA) and salts thereof claim 1 , and amino trimethylene phosphonicacid (ATMP) and salts thereof.7. The additive of claim 6 , characterised in that the salts of ethylenediaminetetraacetic acid includes mono- claim 6 , di- claim 6 , tri ...

Подробнее
25-07-2013 дата публикации

ADDITIVES FOR IMPROVING HYDROCARBON RECOVERY

Номер: US20130186627A1
Принадлежит:

Processes for recovering hydrocarbons from subterranean formations are disclosed. The hydrocarbon can be contacted with water or steam and one or more additives, and subsequently recovered. The hydrocarbon can be selected from the group consisting of heavy or light crude oil, bitumen, an oil sand ore, a tar sand ore and combinations thereof. The additive can be, for example, a fluorinated hydrocarbon, one or more alcohols, combinations of alcohols, and combinations of one or more alcohols and one or more fluorinated hydrocarbons. Compositions or mixtures including hydrocarbons, water or steam, and additives are also disclosed. 1. A process for recovering a hydrocarbon from a subterranean formation comprising the steps of:contacting the hydrocarbon from a subterranean formation with steam or water,contacting the hydrocarbon with an additive, wherein the additive comprises one or more alcohols, optionally wherein the additive further comprises one or more fluorinated hydrocarbons,wherein the hydrocarbon is contacted with the steam or water, the one or more alcohols, and the optional one or more fluorinated hydrocarbons inside of the subterranean formation or outside of the subterranean formation, andrecovering the hydrocarbon.2. The process of claim 1 , wherein the hydrocarbon is selected from the group consisting of heavy or light crude oil claim 1 , bitumen claim 1 , an oil sand ore claim 1 , a tar sand ore and combinations thereof.3. The process of claim 1 , further comprising the step contacting the hydrocarbon with the steam or water and/or the additive at any time during extraction of the hydrocarbon.4. The process of claim 1 , further comprising the step of contacting the hydrocarbon with the additive wherein the one or more alcohols and the optional one or more fluorinated hydrocarbons have atmospheric boiling points of less than or equal to about 300° C.5. The process of claim 1 , wherein the optional one or more fluorinated hydrocarbons are selected from the ...

Подробнее
08-08-2013 дата публикации

ENHANCING THE START-UP OF RESOURCE RECOVERY PROCESSES

Номер: US20130199779A1
Автор: Scott George R.
Принадлежит:

A method and systems are provided for the enhancement of a start-up of a resource recovery process. The system includes a well pair including a production well at a first elevation and an injection well at a higher elevation. The well pair is configured to force an initial fluid communication between the production well and the injection well to occur at a selected region along a completion of the production well and a completion of the injection well. 1. A system for enhancing a start-up of a resource recovery process , comprising a well pair comprising a production well at a first elevation and an injection well at a higher elevation , wherein the well pair is configured to force an initial fluid communication between the production well and the injection well to occur at a selected region along a completion of the production well and a completion of the injection well.2. The system of claim 1 , wherein the resource recovery process comprises a thermal based gravity drainage process claim 1 , a thermal-solvent based gravity drainage process claim 1 , or a solvent based gravity drainage process.3. The system of claim 1 , wherein the selected region comprises a toe of a liner of the production well or a toe of a liner of the injection well claim 1 , or both.4. The system of claim 1 , wherein the selected region comprises a desired location for the initial fluid communication between the production well and the injection well.5. The system of claim 1 , wherein a vertical separation or a lateral separation claim 1 , or both claim 1 , between the production well and the injection well is modified to force the initial fluid communication to occur at the selected region.6. The system of claim 5 , wherein the vertical separation or the lateral separation claim 5 , or both claim 5 , between the production well and the injection well is modified at several locations to force the initial fluid communication to occur at several selected regions.7. The system of claim 1 , ...

Подробнее
08-08-2013 дата публикации

METHOD AND COMPOSITION FOR ENYHANCED HYDROCARBONS RECOVERY

Номер: US20130199788A1
Принадлежит:

A method of treating a formation containing crude oil is described. The method includes (a) providing a hydrocarbon recovery composition to at least a portion of a formation containing crude oil wherein the composition comprises a high molecular weight internal olefin sulfonate and a viscosity reducing compound; and (b) allowing the composition to interact with hydrocarbons in the crude oil containing formation. 1. A method of treating a formation containing crude oil comprising:(a) providing a hydrocarbon recovery composition to at least a portion of the crude oil containing formation, wherein the composition comprises at least one high molecular weight internal olefin sulfonate and at least one viscosity reducing compound; and(b) allowing the composition to interact with hydrocarbons in the crude oil containing formation.2. The method of wherein the hydrocarbon recovery composition is provided to the crude oil containing formation by first admixing it with water and/or brine from the formation from which crude oil is to be extracted to form an injectable fluid claim 1 , wherein the internal olefin sulfonate comprises from 0.05 to 1.0 wt % claim 1 , preferably from 0.1 to 0.8 wt % of the injectable fluid claim 1 , and then injecting the injectable fluid into the formation.3. The method of wherein the composition comprises at least two high molecular weight internal olefin sulfonates selected from the group consisting of Cinternal olefin sulfonates claim 1 , Cinternal olefin sulfonates claim 1 , Cinternal olefin sulfonates and Cinternal olefin sulfonates.4. The method of wherein the viscosity reducing compound is selected from the group consisting of ethanol claim 1 , iso-butyl alcohol claim 1 , sec-butyl alcohol claim 1 , 2-butoxy ethanol claim 1 , diethylene glycol butyl ether and mixtures thereof.5. A method of reducing the viscosity of a high active matter surfactant comprising contacting a composition comprising at least one high molecular weight internal ...

Подробнее
22-08-2013 дата публикации

OPTIMIZED CHEMICAL ENHANCED RECOVERY METHOD

Номер: US20130213650A1
Принадлежит:

The invention relates to an enhanced recovery method that optimizes the stages of pumping, transport and surface treatment of the production effluent. The method of the invention comprises the following stages: 1. An optimized enhanced recovery method for hydrocarbons contained in a geological reservoir , comprising:injecting into said reservoir a sweep fluid comprising at least one polymer so as to displace said hydrocarbons towards at least one production well,collecting a production effluent comprising the hydrocarbons through the production well,injecting into said effluent at least one degradation agent for said polymer, said injection being performed in situ at the bottom of the production well and/or at the top of the production well and/or in the production lines.2. A method as claimed in claim 1 , wherein injection of the degradation agent is performed at the bottom of the production well.3. A method as claimed in claim 1 , wherein injection of the degradation agent is performed at the top of the production well.4. A method as claimed in claim 1 , wherein injection of the degradation agent is performed prior to the primary hydrocarbon/water separation.5. A method as claimed in claim 1 , wherein the degradation agent is injected in aqueous solution.6. A method as claimed in claim 1 , wherein the degradation agent is an oxidizing compound.7. A method as claimed in claim 1 , wherein said degradation agent is selected from the group consisting of: ferrous ions Fe claim 1 , hydrogen peroxide claim 1 , sodium hypochlorite claim 1 , ammonium persulfate claim 1 , sodium persulfate claim 1 , potassium persulfate and mixtures thereof.8. A method as claimed in claim 5 , wherein the degradation agent concentration in the aqueous solution ranges between 0.1 and 5000 ppm claim 5 , preferably between 1 and 2000 ppm.9. A method as claimed in claim 1 , wherein said polymer is selected from the group consisting of:{'sup': 6', '6, 'natural polymers, synthetic polymers ; the ...

Подробнее
05-09-2013 дата публикации

Oil Thinning Compositions And Retrieval Methods

Номер: US20130228329A1
Автор: Chesky Sheldon R.
Принадлежит:

The present invention relates to compositions of plant oil-based biodegradable crude oil thinning fluids having a performance especially suitable to reducing crude oil viscosity in extraction and retrieval operations. 1. A method to recover oil from an oil well , comprising the steps of: a) providing a formulation comprising: one or more terpenoid compounds , soy methyl esters , and glycol ether esters; b) introducing a first portion of said formulation into said oil well; and c) recovering a mixture from said oil well , said mixture comprising at least a portion of said formulation and oil from said oil well.2. The method of claim 1 , wherein said oil well is not producing oil using standard extraction techniques.3. The method of claim 1 , wherein said oil well is producing oil using standard extraction techniques.4. The method of claim 3 , wherein the method further comprises claim 3 , prior to said introducing of step b) claim 3 , the step of discontinuing extraction of materials from said oil well by said standard extraction techniques.5. The method of claim 4 , wherein the method further comprises claim 4 , after said recovering of step c) claim 4 , the step of recirculating said oil well.6. The method of claim 5 , wherein the method further comprises claim 5 , after said recirculating claim 5 , the step of returning said oil well to service and extracting oil by standard extraction techniques.7. The method of claim 1 , wherein said formulation comprises approximately 30-45 weight percent of said one or more terpenoid compounds claim 1 , approximately 30-45 weight percent of said methyl esters claim 1 , and the balance of weight percent of said glycol ether esters.8. The method of claim 1 , further comprising the step of separating said formulation from said mixture for re-use.9. The method of claim 1 , wherein said one or more terpenoid compounds comprises at least D-limonene.10. The method of claim 5 , further comprising after said recirculating step the ...

Подробнее
12-09-2013 дата публикации

Methods for Servicing Subterranean Wells

Номер: US20130233553A1
Принадлежит:

Methods for controlling fluid flow through one or more pathways in one or more rock formations penetrated by a borehole in a subterranean well, comprise injecting into or adjacent to the formation a treatment fluid comprising at least one polysaccharide polymer; at least one crosslinker; and fibers, or a mixture of fibers and particles. The fluids are pumped into the well through a tubular body that comprises at least one flow restriction. Shearing of the treatment fluid as it passes through the flow restriction causes the viscosity to decrease, allowing the fibers to form masses that migrate to formation-rock openings such as pores, cracks, fissures and vugs. As a result, the fibrous masses are useful for curing lost circulation, providing fluid-loss control and as diverting agents. 1. A method for controlling fluid flow through one or more pathways in one or more rock formations penetrated by a borehole in a subterranean well , comprising:i. preparing a treatment fluid comprising (a) at least one polysaccharide polymer, (b) at least one crosslinker, and (c) fibers or a mixture of fibers and particles;ii. pumping the treatment fluid into the well through a tubular body that comprises at least one flow restriction; andiii. injecting the treatment fluid into or adjacent to the formation.2. A method for curing lost circulation in a subterranean well penetrated by a borehole comprising:i. preparing a treatment fluid comprising (a) at least one polysaccharide polymer, (b) at least one crosslinker, and (c) fibers or a mixture of fibers and particles;ii. pumping the treatment fluid into the well through a tubular body that comprises at least one flow restriction; andiii. injecting the treatment fluid into or adjacent to the formation.3. A method of treating a subterranean formation penetrated by a wellbore , comprising:i. preparing a treatment fluid comprising (a) at least one polysaccharide polymer, (b) at least one crosslinker, and (c) fibers or a mixture of fibers and ...

Подробнее
12-09-2013 дата публикации

BOTTOMHOLE ASSEMBLY FOR CAPILLARY INJECTION SYSTEM

Номер: US20130233557A1
Автор: Smith Roddie R.
Принадлежит: WEATHERFORD/LAMB, INC.

A method of treating production fluid in a wellbore includes deploying a capillary string into the wellbore. The capillary string has a plurality of injection valves. The method further includes pumping treatment fluid through the capillary string and into the wellbore. The injection valves have a cumulative set pressure greater than or equal to a hydrostatic pressure of the treatment fluid. 1. A method of treating production fluid in a wellbore , comprising:deploying a capillary string into the wellbore, the capillary string having a plurality of injection valves; andpumping treatment fluid through the capillary string and into the wellbore, wherein the injection valves have a cumulative set pressure greater than or equal to a hydrostatic pressure of the treatment fluid.2. The method of claim 1 , wherein an individual set pressure of each valve is greater than or equal to 1 ksi.3. The method of claim 2 , wherein the individual set pressure is less than or equal to 4 ksi.4. The method of claim 3 , wherein the individual set pressure is greater than or equal 1.5 ksi and less than or equal to 3.5 ksi.5. The method of claim 2 , wherein flow of the treatment fluid through a throat of each valve is subsonic or transonic.6. The method of claim 1 , wherein:an individual set pressure of each valve is equal, andthe BHA has a quantity of valves greater than or equal to the hydrostatic pressure divided by the individual set pressure.7. The method of claim 1 , wherein the valves are part of a bottom hole assembly of the capillary string.8. The method of claim 7 , wherein the bottom hole assembly further has an injection shoe in fluid communication with an outlet of one of the valves and having a tubular body and one or more ports formed through a wall thereof for discharging fluid received from the outlet.9. The method of claim 8 , wherein the injection shoe further has a check valve.10. The method of claim 1 , wherein:the capillary string is hung from a production tubing ...

Подробнее
19-09-2013 дата публикации

BIOGENIC FUEL GAS GENERATION IN GEOLOGIC HYDROCARBON DEPOSITS

Номер: US20130240204A1
Принадлежит: LUCA Technologies, Inc.

A method of increasing biogenic production of a combustible gas from a subterranean geologic formation is described. The method may include extracting formation water from the geologic formation, where the extracted formation water includes at least a first species and a second species of microorganism. The method may also include analyzing the extracted formation water to identify the first species of microorganism that promotes the biogenic production of the combustible gas. An amendment may be introduced to the formation water to promote the growth of the first species of microorganism, and the biological characteristics of the formation water may be altered to decrease a population of the second species in the geologic formation. 1. A method to stimulate the biogenic production of a combustible gas from a hydrocarbon substrate in a subterranean geologic formation , the method comprising:forming an opening in a geologic formation to provide access to a consortium of microorganisms;measuring a salinity level in formation water extracted from the geologic formation;injecting water into the opening, wherein the injected water changes the salinity level of the formation environment for at least a portion of the microorganism consortium; andrecovering the combustible gas from the formation environment.2. The method of claim 1 , wherein the combustible gas comprises hydrogen or methane.3. The method of claim 1 , wherein the hydrocarbon substrate includes one or more materials selected from the group consisting of coal claim 1 , oil claim 1 , kerogen claim 1 , peat claim 1 , lignite claim 1 , oil shale claim 1 , tar sands claim 1 , bitumen claim 1 , and tar.4. The method of claim 1 , wherein the injected water decreases the salinity level of the formation environment for at least a portion of the microorganism consortium.5. The method of claim 4 , wherein the injected water is formed from the formation water extracted from the geologic formation that has been treated to ...

Подробнее
19-09-2013 дата публикации

Cold Distillation Process and Apparatus

Номер: US20130240209A1
Автор: Scarborough Walter
Принадлежит:

Apparatus and method for economically removing salts and heavy metals from water. The apparatus and method provide for flowing of the water across a transducer/resonator assembly which has enhanced resonation such that the water vaporizes and condenses without the salts or heavy metals. The water may then be used for drinking, irrigation, agricultural purposes, or injecting into subterranean formations related to mining or the recovery of hydrocarbons. The water may also be used to supplement or prepare water for reverse-osmosis desalination processes. 1. A system for removing salts , hydrocarbons , metals and/or contaminants from water , comprising the combination of:a supply source into which said water is loaded in a liquid state;at least one sled integral with or associated with said supply source such that water in the supply source flows over the sled; wherein each ultrasonic transducer has associated therewith a surrogate transducer; and', 'wherein each ultrasonic transducer resonates within a range that causes each said surrogate transducer to resonate within a range that causes at least some of the water to evaporate or vaporize;, 'a plurality of ultrasonic transducers within at least one said sled,'}a condenser for the water vapor;a chamber for directing the water vapor from the supply source into the condenser, wherein the chamber is of sufficient length that only water vapor without a significant amount of salts, metals or contaminants for the intended use, reaches the condenser;means for flowing the water into the supply source and across the sled;a discharge receiver for receiving any unevaporated water remaining in the supply source after the water flows across the sled; andmeans for flowing any unevaporated water into the discharge receiver.2. The system of wherein the chamber for directing the water vapor from the supply source into the condenser comprises gills at a level for receiving an influx of air into the chamber for moving the water vapor ...

Подробнее
26-09-2013 дата публикации

ULTRA LOW CONCENTRATION SURFACTANT FLOODING

Номер: US20130248176A1
Автор: Sunde Egil
Принадлежит: Glori Energy Inc.

A method of recovering oil from a formation that includes the use of surfactants at low concentrations. The surfactant may be an oleophilic surfactant. The method may include conditioning an oil recovery system to inhibit microbes that could consume the oleophilic surfactant. A method that determines the concentration of a surfactant that is sufficient to change the interfacial tension between oil and water in a near well bore area of an injection well in a formation but does not require changing the interfacial tension between oil and water outside the near well bore area. 1. A method of recovering oil from a formation , said method comprising:injecting a drive fluid into said formation;injecting an oleophilic surfactant into said formation at a concentration of 0.1 to 100 mg/l of said injected fluid; andrecovering said oil from said formation.2. The method of further comprising:reducing a microbe population in said formation.3. The method of wherein said reduction of microbe population comprises injecting claim 2 , into said formation claim 2 , a selection from the list consisting of: a biocide claim 2 , a biostat and combinations thereof.4. The method of wherein said reduction of microbe population comprises adjusting the pH of the injection fluid to inhibit microbial growth.5. The method of wherein said reduction of microbe population comprises exposing said microbe population to a predetermined temperature to inhibit microbial growth.6. The method of wherein said injection of drive fluid and said injection of oleophilic surfactant includes preparing a mixture of said drive fluid and said oleophilic surfactant and injecting said mixture via an injection well in said formation.7. The method of wherein said injection of fluid is done via an injection well in said formation and said injection of said oleophilic surfactant is done via a capillary tube leading from a surfactant source to the near well bore area of said injection well.8. The method of wherein said ...

Подробнее
17-10-2013 дата публикации

Treatment Fluids Comprising a Hydroxypyridinecarboxylic Acid and Methods for Use Thereof

Номер: US20130269941A1
Принадлежит:

Treatment fluids can mitigate the occurrence or effects of precipitation in a subterranean formation through complexation of a metal ion therein. Methods for treating a subterranean formation can comprise: providing a treatment fluid comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid, a salt thereof, or a tautomer thereof; introducing the treatment fluid into a subterranean formation; and complexing a metal ion in the subterranean formation with the hydroxypyridinecarboxylic acid. 1. A method comprising:providing a treatment fluid comprising a hydroxypyridinecarboxylic acid, a salt thereof, a tautomer thereof, or a combination thereof;introducing the treatment fluid into a subterranean formation; andcomplexing a metal ion in the subterranean formation with the hydroxypyridinecarboxylic acid.2. The method of claim 1 , wherein the metal ion is selected from the group consisting of an aluminum ion claim 1 , a ferric ion claim 1 , and any combination thereof.3. The method of claim 1 , further comprising:introducing an acid or an acid-generating compound into the subterranean formation.4. The method of claim 3 , wherein the acid or the acid-generating compound comprises hydrofluoric acid or a hydrofluoric acid-generating compound.5. The method of claim 3 , wherein the acid or the acid-generating compound is introduced into the subterranean formation separately from the treatment fluid.6. The method of claim 3 , wherein the acid or the acid-generating compound is present in the treatment fluid.7. The method of claim 6 , wherein the treatment fluid has a pH ranging between about 0 and about 7.8. The method of claim 6 , wherein the treatment fluid has a pH ranging between about 0 and about 2.9. The method of claim 6 , wherein the treatment fluid further comprises another chelating agent.10. The method of claim 1 , wherein the hydroxypyridinecarboxylic acid contains a 1 claim 1 ,2-arrangement of its carboxylic acid group and its hydroxyl group.12. A method comprising: a ...

Подробнее
17-10-2013 дата публикации

Method of Recovering Oil and Producing Produced Water That is Concentrated and Dried by a Double Drum Dryer

Номер: US20130269943A1

A method of treating concentrated produced water derived from a steam assisted gravity discharge oil recovery process is described. The method includes utilizing a double drum dryer to dry a concentrated slurry and produce a dried concentrate for deposition in a landfill. 1. A method of recovering oil , treating resulting produced water , and utilizing the treated produced water to generate steam for injection into an oil-bearing formation , the method comprising:a. collecting an oil-water mixture from the oil-bearing formation;b. separating the oil from the oil-water mixture to produce oil and the produced water;c. concentrating the produced water to form a concentrate and a diluted stream;d. directing the diluted stream directly or indirectly to a steam generator and producing steam;e. directing the steam into the oil-bearing formation;f. directing the concentrate to a steam-operated drum dryer having a pair of side-by-side counter-rotating drums;g. depositing the concentrate on an upper portion of the drum dryer;h. drying the concentrate with the drum dryer by rotating the drums and directing the concentrate through a nip formed between the counter-rotating drums; and,i. after the concentrate passes through the nip of the counter-rotating drums, collecting the dried concentrate.2. The method of including directing a portion of the steam produced by the steam generator to the drum dryer and directing the steam into the two counter-rotating drums of the drum dryer.3. The method of wherein concentrating the produced water includes directing the produced water to at least one evaporator and producing the concentrate and dilute stream which comprises a distillate.4. The method of wherein the produced water is concentrated by treating the produced water in an evaporator and in a crystallizer disposed downstream from the evaporator.5. The method of wherein the dilute stream comprises a distillate formed by steam produced by the evaporator; wherein the evaporator also ...

Подробнее
17-10-2013 дата публикации

Treatment Fluids Comprising an Alkali Metal Complexing Agent and Methods for Use Thereof

Номер: US20130269944A1
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

Alkali metal ions may lead to the production of insoluble materials during the course of stimulating a subterranean formation, particularly when acidizing a siliceous formation or a formation containing a siliceous material. Alkali metal ions may be sequestered using an alkali metal complexing agent in order to reduce their propensity toward forming insoluble materials in a subterranean formation. Methods for stimulating a subterranean formation can comprise: providing a treatment fluid that comprises an alkali metal complexing agent comprising a cyclic polyether having between 3 and 6 ether oxygen atoms present therein, and hydrofluoric acid, a hydrofluoric acid-generating compound, or any combination thereof; and introducing the treatment fluid into a subterranean formation. 1. A method comprising: an alkali metal complexing agent comprising a cyclic polyether having between 3 and 6 ether oxygen atoms present therein; and', 'hydrofluoric acid, a hydrofluoric acid-generating compound, or any combination thereof; and, 'providing a treatment fluid that comprisesintroducing the treatment fluid into a subterranean formation.2. The method of claim 1 , further comprising:forming a complex of the alkali metal complexing agent with an alkali metal.3. The method of claim 1 , wherein the treatment fluid further comprises a chelating agent claim 1 , an alkali metal salt of a chelating agent claim 1 , a non-alkali metal salt of a chelating agent claim 1 , or any combination thereof.4. The method of claim 1 , wherein the alkali metal complexing agent comprises a pseudocrown ether.5. The method of claim 4 , wherein the pseudocrown ether is covalently bonded to a polymer.6. A method comprising: 'an alkali metal complexing agent comprising a pseudocrown ether;', 'providing a treatment fluid that comprisesforming a complex of the pseudocrown ether with an alkali metal ion; andintroducing the treatment fluid into a subterranean formation.7. The method of claim 6 , wherein the ...

Подробнее
24-10-2013 дата публикации

METHOD FOR ENHANCED OIL RECOVERY FROM CARBONATE RESERVOIRS

Номер: US20130277046A1
Принадлежит: ELECTRO-PETROLEUM, INC.

Method of using direct current (DC) electrokinetics to enhance oil production from carbonate reservoirs The method comprising the steps of selecting an underground formation comprising an Oil-bearing carbonate reservoir, positioning two or more electrically conductive elements at spaced apart locations in proximity to said formation, at least one of said conductive elements being disposed in or adjacent to a bore hole affording fluid communication between the interior of said bore hole and said formation, passing a controlled amount of electric current along an electrically conductive path through said formation, said electric current being produced by a DC source including a cathode connected to one of said conductive elements and an anode connected to another of said conductive elements, said electrically conductive path comprising at least one of connate formation water and an aqueous electrolyte introduced into said formation, and withdrawing oil from at least one of said bore holes. 1. A method of enhancing oil recovery from a carbonate reservoir comprising the steps of:a. selecting an underground formation comprising an oil-bearing carbonate reservoir;b. positioning two or more electrically conductive elements at spaced apart locations in proximity to said formation, at least one of said conductive elements being disposed in or adjacent to a bore hole affording fluid communication between the interior of said bore hole and said formation;c. passing a controlled amount of electric current along an electrically conductive path through said formation, said electric current being produced by a DC source including a cathode connected to one of said conductive elements and an anode connected to another of said conductive elements, said electrically conductive path comprising at least one of connate formation water and an aqueous electrolyte introduced into said formation; andd. withdrawing oil from at least one of said bore holes.2. The method of claim 1 , wherein ...

Подробнее
24-10-2013 дата публикации

METHOD FOR THE ASSISTED RECOVERY OF PETROLEUM

Номер: US20130277055A1
Автор: Favero Cédrick
Принадлежит: S.P.C.M. SA

The invention relates to a method for the assisted recovery of petroleum in a deposit by means of the introduction of an aqueous solution of a hydrosoluble polymer into the deposit, said method being characterised in that said aqueous solution is prepared by dissolving a polymer-based composition containing at least one hydrosoluble polymer, at least one radical capturing agent, and at least one sacrificial agent, in an aqueous solution subjected to a step of treatment with at least one deoxygenating agent, prior to the introduction of the polymer-based composition. 1. A process for enhanced oil recovery in a deposit by virtue of the introduction , into the deposit , of an aqueous solution of at least one water-soluble polymer , characterized in that said aqueous solution is prepared by dissolving a polymer-based composition containing at least one water-soluble polymer , at least one free-radical scavenger , and at least one sacrificial agent , in an aqueous solution , which is subjected , prior to the introduction of the polymer-based composition , to a step of treating with at least one oxygen scavenger , which consists of the addition of the oxygen scavenger to the aqueous solution , in large excess relative to the oxygen dissolved in the aqueous solution , with a stoichiometric excess of at least one times the stoichiometry (100%) up to 50 times the stoichiometry , preferably ranging from 1 time to 20 times the stoichiometry.2. The process for enhanced oil recovery as claimed in claim 1 , characterized in that claim 1 , before the treatment with at least one oxygen scavenger claim 1 , the aqueous solution contains at least 50 ppb of oxygen.3. The process for enhanced oil recovery as claimed in claim 1 , characterized in that claim 1 , before the addition of oxygen scavenger claim 1 , the aqueous solution is subjected to an oxidation and/or purification step claim 1 , so as to reduce the content of HS and/or Fe in particular.4. The process for enhanced oil ...

Подробнее
07-11-2013 дата публикации

SURFACTANT FORMULATIONS FOR FOAM FLOODING

Номер: US20130292121A1
Принадлежит:

A foam generating surfactant formulation includes a betaine, an alpha-olefin sulfonate and a nanofluid. The betaine is preferably a cocamidopropyl betaine or laurel betaine. The alpha-olefin sulfonate is preferably an anionic surfactant having between 8 and 18 carbon atoms per molecule. The nanofluid is preferably an oil-in-water nanofluid that includes an emulsifying surfactant, a solvent, a co-solvent and water. The addition of the nanofluid increases the thermal stability and salt resistance of the foam generating surfactant. 1. A foam generating surfactant formulation comprising:a betaine;an alpha-olefin sulfonate; anda nanofluid.2. The foam generating surfactant formulation of claim 1 , wherein the betaine is selected from the group consisting of cocamidopropyl betaine and laurel betaine.3. The foam generating surfactant formulation of claim 2 , wherein the alpha-olefin sulfonate is an anionic surfactant having between 8 and 18 carbon atoms per molecule.4. The foam generating surfactant formulation of claim 3 , wherein the alpha-olefin sulfonate has between 8 and 12 carbon atoms.5. The foam generating surfactant formulation of claim 1 , wherein the formulation includes about 1 part betaine to between about 2 and 5 parts alpha-olefin sulfonate.6. The foam generating surfactant formulation of claim 5 , wherein the formulation includes about 1 part betaine to about 3.4 parts alpha-olefin sulfonate.7. The foam generating surfactant formulation of claim 1 , wherein the nanofluid comprises an oil-in-water nanofluid.8. The foam generating surfactant formulation of claim 1 , wherein the nanofluid comprises:an emulsifying surfactant;a solvent,a co-solvent; andwater.9. The foam generating surfactant formulation of claim 8 , wherein the solvent is a citrus terpenes.10. The foam generating surfactant formulation of claim 9 , wherein the solvent is d-limonene.11. The foam generating surfactant formulation of claim 8 , wherein the emulsifying surfactant comprises a mixture ...

Подробнее
28-11-2013 дата публикации

RESERVOIR TREATMENT

Номер: US20130312958A1
Принадлежит: BP CORPORATION NORTH AMERICA INC.

A method of treatment of a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir, the reservoir comprising at least one porous and permeable rock formation, the reservoir being penetrated by a plurality of injection wells and one or more production wells, the injection wells sharing a common injection header for delivering an aqueous injection fluid to the injection wells, the method comprising: a. identifying a group of injection wells selected from the injection wells sharing the common injection header; b. determining a cumulative volume of the treatment stream that is to be supplied contemporaneously to all of the injection wells within the identified group; c. simultaneously transmitting the treatment stream only to the identified group of injection wells so as to inject the treatment stream into the reservoir, thereby treating the reservoir to improve the sweep efficiency of subsequently injected fluid. 114-. (canceled)15. A method of treatment of a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir , the reservoir comprising at least one porous and permeable rock formation , the reservoir being penetrated by a plurality of injection wells and one or more production wells , the injection wells sharing a common injection header for delivering an aqueous injection fluid to the injection wells , the method comprising:a. identifying a group of injection wells selected from the injection wells sharing the common injection header and specifying for each of the injection wells of the identified group a predetermined volume of a treatment stream wherein the treatment stream comprises an aqueous dispersion of thermally activated treatment particles, the thermally activated treatment particles being present in the treatment stream at a predetermined concentration;b. determining a cumulative volume of the treatment stream that is to be supplied contemporaneously to all of the injection wells within the identified group;c. providing the cumulative volume of the treatment stream by dosing a ...

Подробнее
28-11-2013 дата публикации

USE OF HEXOSE OXIDASES TO CREATE HYDROGEN PEROXIDE IN AQUEOUS WELL TREATMENT FLUIDS

Номер: US20130312969A1
Принадлежит:

A hydrocarbon-bearing subterranean formation may be treated with an aqueous well treatment fluid which contains a hexose oxidase, such as glucose oxidase, mannose oxidase or galactose oxidase. The aqueous well treatment fluid further may contain a viscosifying polymer and an aldohexose. The aldohexose reacts in-situ with the hexose oxidase and molecular oxygen to produce hydrogen peroxide. The hydrogen peroxide may then act as a breaker. 1. A method of treating a subterranean formation penetrated by a wellbore which comprises:(a) pumping into the wellbore an aqueous well treatment fluid comprising a viscosifying agent and/or a friction reducer and a hexose oxidase and increasing the viscosity of the well treatment fluid in-situ;(b) producing hydrogen peroxide in-situ by reacting an aldohexose and oxygen, in the presence of the hexose oxidase,(c) reducing the viscosity of the well treatment fluid by reacting the hydrogen peroxide with the viscosifying agent and/or friction reducer.2. The method of claim 1 , wherein the aldohexose of step (b) is generated in-situ.3. The method of claim 2 , wherein the aldohexose is produced in-situ by reacting the viscosifying agent and/or friction reducer with an enzyme or hydrogen peroxide.4. The method of claim 1 , wherein the aqueous well treatment fluid introduced into the wellbore further contains an aldohexose.5. The method of claim 1 , wherein the aldohexose is selected from the group consisting of allose claim 1 , altrose claim 1 , glucose claim 1 , mannose claim 1 , gulose claim 1 , idose claim 1 , galactose and talose.6. The method of claim 5 , wherein the aldohexose is selected from the group consisting of glucose claim 5 , mannose and galactose.7. The method of claim 1 , wherein the hexose oxidase is selected from the group consisting of glucose oxidase claim 1 , mannose oxidase and galactose oxidase.8. The method of claim 7 , wherein the hexose oxidase is glucose oxidase.9. The method of claim 1 , wherein the molar ratio ...

Подробнее
28-11-2013 дата публикации

ENHANCED HYDROCARBON RECOVERY METHOD COMPRISING OPTIMIZING THE INJECTION OF AN AQUEOUS CONDITIONING SOLUTION

Номер: US20130312971A1
Принадлежит: IFP ENERGIES NOUVELLES

The present invention relates to a method for enhanced hydrocarbon recovery in an underground reservoir rock comprising injecting an aqueous conditioning solution containing an alkaline agent, wherein the in-situ effects of the injection are determined by means of a flow simulation on a reservoir model discretized in cells, by taking into account the transport of the alkaline agent and without taking into account the transport of species referred to as intermediate species that result from the injection of the principal agent in aqueous solution, the intermediate species concentrations being determined analytically in each cell. 1. A method for enhanced hydrocarbon recovery in an underground reservoir rock comprising injecting an aqueous conditioning solution containing an alkaline agent , wherein the following stages are carried out:determining the in-situ effects of said injection by means of a flow simulation on a reservoir model discretized in cells, said simulation taking into account the transport from cell to cell of the alkaline agent as the principal agent, without taking into account the transport from cell to cell of species referred to as intermediate species that result from the injection of the principal agent in aqueous solution, and said simulation taking into account the concentrations of said intermediate species that are determined analytically in each cell,deducing from said simulation the injection conditions and the physico-chemical characteristics of said aqueous conditioning solution.2. A method as claimed in claim 1 , wherein the evolution of the pH value in each cell is deduced from the alkaline solution injection simulation.3. A method as claimed in claim 2 , wherein the alkaline agent loss in the reservoir rock is deduced.4. A method as claimed in claim 1 , wherein the alkaline agent is NaCO. The field of the present invention relates to the enhanced recovery of hydrocarbons in reservoir rocks, by means of medium sweep techniques using ...

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

METHOD OF RECOVERING OIL FROM A SUBTERRANEAN FORMATION

Номер: US20130327523A1
Принадлежит:

Method of recovering oil from a subterranean formation which comprises a step of injecting an aqueous composition comprising alkyl and/or alk(en)yl oligolucoside (ether) carboxylates into the subterranean formation and method of alkali-surfactant flooding and alkali-surfactant-polymer-flooding using such alkyl and/or alk(en)yl oligolucoside (ether) carboxylates. 123-. (canceled)25. The method according to claim 24 , wherein the aqueous composition is injected into the subterranean formation through at least one injection borehole and crude oil is withdrawn from the subterranean formation through at least one production borehole.26. The method according to claim 24 , wherein said alkyl or alkenyl oligoglycoside (ether) carboxylates are present in said aqueous compositions at a concentration in the range of 0.05% to about 5% by weight based on the total amount of the aqueous surfactant formulation.27. The method according to claim 24 , wherein{'sup': '1', 'Ris a linear alkyl and/or alkenyl group having from 10 to 16 carbon atoms;'}{'sup': 2', '2a, 'Ris a group R;'}G is a glucose unit;n is a number from 0 to 50;p is a number from 1 to 2, andq is 1 or 2.28. The method according to claim 24 , wherein the alkyl or alkenyl oligoglycoside carboxylate has the general formula R—O-(G)(—CH—COOX)(Ib) and R claim 24 , G claim 24 , p claim 24 , q claim 24 , and X have the meaning as defined in .29. The method according to claim 28 , wherein G is a glucose unit claim 28 , p is a number from 1 to 2 claim 28 , and q is a number from 1 to 2.30. The method according to claim 24 , wherein the water in said aqueous composition comprises salts.31. The method according to claim 30 , wherein the concentration of the salts is from 1 claim 30 ,000 ppm to 350 claim 30 ,000 ppm.32. The method according to claim 30 , wherein said aqueous compositions divalent metal ions.33. The method according to claim 32 , wherein the divalent metal ions are selected from the group of Ca and Mg.34. The method ...

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

METHOD FOR RECOVERING OIL FROM A RESERVOIR BY MEANS OF MICRO(NANO)-STRUCTURED FLUIDS WITH CONTROLLED RELEASE OF BARRIER SUBSTANCES

Номер: US20130327524A1
Принадлежит: ENI S.P.A.

The present invention relates to a method for oil recovery from a reservoir which comprises the following phases: a) injecting a volume of a micro (nano)-structured fluid with released control of barrier substances into at least a portion of an underground reservoir containing oil, said micro (nano)-structured fluid comprising an aqueous dispersion of microcapsules composed of a core comprising a modifying substance of the absolute permeability of the rock formation which houses said reservoir, a protective shell insoluble in water which coats said core; b) clogging the porous intergranular spaces of said rock formation with said modifying substance with a reduction or inhibition of the absolute permeability of said rock formation, c) recovering said oil from the remaining portion of said reservoir by the further injection of a displacing fluid, preferably water. The present invention also relates to the above microcapsules and an aqueous dispersion comprising the above microcapsules for use in the above method. 1. A method for recovering oil from a reservoir , the method comprising: a core comprising a modifying substance having the absolute permeability of a rock formation which contains said reservoir, and', 'a protective shell insoluble in water which coats said core;, 'a) injecting a volume of a micro(nano)structured fluid with controlled release of barrier substances into at least one portion of an underground reservoir containing oil, said micro(nano)structured fluid comprising an aqueous dispersion of microcapsules comprising'}b) clogging intergranular porous spaces of said rock formation with said modifying substance with a reduction or inhibition of the absolute permeability of said rock formation,c) recovering said oil from a remaining portion of said reservoir by the further injecting a displacing fluid.2. The method according to claim 1 , wherein contents of said core are released in a controlled form by dissolution of said protective shell by contact ...

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

RECOVERY OF HYDROCARBONS FROM HYDROCARBON-CONTAINING MATERIALS

Номер: US20130331624A1
Принадлежит: Green Source Energy LLC

A method of extracting hydrocarbon-containing organic matter from a hydrocarbon-containing material includes the steps of providing a hydrocarbon-extracting solvent containing DMSO, Cellosolve, or a mixture thereof; contacting the hydrocarbon-containing material with the hydrocarbon-extracting solvent to form an extraction mixture; extracting the hydrocarbon material into the hydrocarbon-extracting solvent; and separating the extracted hydrocarbon material from a residual material not extracted. 1. A method of extracting hydrocarbon-containing organic matter from a hydrocarbon-containing material into a hydrocarbon-extracting solvent , comprising the steps of:providing a first liquid comprising a hydrocarbon-extracting solvent selected from DMSO, Cellosolve, or a mixture thereof;contacting the hydrocarbon-containing material with said hydrocarbon-extracting solvent such that an extraction mixture is formed, the extraction mixture comprising at least a portion of said hydrocarbon-containing organic matter extracted into the hydrocarbon-extracting solvent; andseparating the extraction mixture from any residual material containing non-soluble material from the hydrocarbon-containing material that is not soluble in the hydrocarbon-extracting solvent.2. The method of claim 1 , further comprising the step of:providing means for contacting said hydrocarbon-containing organic matter and said hydrocarbon-extracting solvent in situ in an underground formation containing said hydrocarbon-containing organic matter, and means for extracting said hydrocarbon-containing organic matter from said underground formation.3. The method of claim 1 , further comprising the step of:separating the extraction mixture into a first portion and a second portion, the first portion of the extraction mixture comprising a hydrocarbon product comprising at least a portion of the hydrocarbon-containing organic matter, the second portion of the extraction mixture comprising at least a portion of the ...

Подробнее
12-12-2013 дата публикации

Hydraulic fracture simulation with an extended finite element method

Номер: US20130332129A1
Принадлежит: Dassault Systémes Simulia Corp

A computer-implemented method includes defining respective positions of a first set of nodes and a second set of nodes in an enrichment region, and performing a coupled pore fluid diffusion and stress analysis on the enrichment region at the first set of nodes. It is then determined whether the second set of nodes is activated—representing a fracture—as a result of the analysis, and the results are visually output to a user.

Подробнее
26-12-2013 дата публикации

Production of Methane from Abundant Hydrate Deposits

Номер: US20130341179A1
Принадлежит:

Methods of dissociating and recovering methane from solid hydrate deposits are provided. A method for recovering methane from a methane hydrate includes at least applying electromagnetic radiation to the methane hydrate to dissociate the methane-water bond. Further provided is an apparatus for dissociating methane from a methane hydrate. The apparatus includes at least: an electromagnetic spectrum power source; a probe connected to the electromagnetic spectrum power source; an antenna connected to the distal end of the probe is capable of focusing a radiated beam into a target area of a methane hydrate; and a control system in communication with and capable of controlling the electromagnetic spectrum power source, the probe, and the antenna. 1. A method for dissociating methane from hydrate deposits , comprising:applying electromagnetic radiation to a hydrate deposit.2. The method of claim 1 , further comprising applying electromagnetic radiation to a hydrate deposit located beneath the ocean's floor.3. The method of claim 1 , further comprising applying electromagnetic radiation to a hydrate deposit located in a well bore.4. The method of claim 1 , further comprising applying electromagnetic radiation to a hydrate deposit located in a deep water flow line.5. The method of claim 1 , further comprising applying electromagnetic radiation to a hydrate deposit in conjunction with leak containment systems.6. A method for recovering from a methane hydrate claim 1 , comprising:applying electromagnetic radiation to the methane hydrate to dissociate the methane-water bond.7. The method of claim 6 , further comprising applying electromagnetic radiation in the infrared region of the electromagnetic spectrum.8. The method of claim 6 , further comprising applying electromagnetic radiation in the frequency range of about 23 THz to about 30 THz.9. The method of claim 6 , further comprising applying electromagnetic radiation with a COlaser.10. A method for recovering methane from a ...

Подробнее
26-12-2013 дата публикации

REDUCING THE CARBON EMISSIONS INTENSITY OF A FUEL

Номер: US20130341246A1
Принадлежит:

Techniques for reducing a carbon emissions intensity of a fuel includes injecting a carbon dioxide fluid into a first wellbore; producing a hydrocarbon fluid from a second wellbore to a terranean surface; and producing a fuel from the produced hydrocarbon fluid, the fuel including a low-carbon fuel and assigned an emissions credit based on a source of the carbon dioxide fluid. 130-. (canceled)31. A method for reducing a life cycle carbon emissions intensity of a fuel , comprising:injecting, into a first wellbore, a carbon dioxide fluid produced from an industrial process that supplies one or more products or services;producing a hydrocarbon fluid from a second wellbore to a terranean surface;producing a fuel from the produced hydrocarbon fluid; anddetermining that the produced fuel comprises a reduced life cycle carbon emissions intensity value based on a life cycle emissions credit for at least one of the produced hydrocarbon fluid or the produced fuel based on the injection of the carbon dioxide fluid produced from the industrial process that supplies one or more products or services.32. The method of claim 31 , wherein the first and second wellbores are the same wellbore.33. The method of claim 31 , wherein the industrial process comprises a fossil fuel power plant and the one or more products or services comprise electricity.34. The method of claim 31 , wherein the industrial process comprises at least one of a natural gas processing facility claim 31 , a steel production facility claim 31 , a cement production facility claim 31 , an industrial oxyfuel combustion process claim 31 , a hydrogen production process claim 31 , or a fertilizer production process.35. The method of claim 31 , further comprising:receiving at least a portion of the injected carbon dioxide fluid from the first wellbore at the terranean surface within the hydrocarbon fluid;separating the portion of the injected carbon dioxide fluid from the hydrocarbon fluid; andre-injecting the separated ...

Подробнее
02-01-2014 дата публикации

PETROLEUM RECOVERY PROCESS AND SYSTEM

Номер: US20140000879A1
Принадлежит:

A system and process are provided for recovering petroleum from a formation. An oil recovery formulation comprising at least 75 mol % dimethyl sulfide that is first contact miscible with a liquid petroleum composition is introduced into a petroleum bearing formation and petroleum and oil recovery formulation are produced from the formation. The produced oil recovery formulation is separated from the produced petroleum, and the produced oil recovery formulation is introduced into the formation. 1. A method for recovering oil comprising:providing an oil recovery formulation that comprises at least 75 mol % dimethyl sulfide and that is first contact miscible with liquid phase petroleum;introducing the oil recovery formulation into a petroleum-bearing formation;contacting the oil recovery formulation with petroleum in the petroleum-bearing formation;producing petroleum from the formation after contacting the oil recovery formulation with petroleum in the formation;producing at least a portion of the oil recovery formulation from the formation after introduction of the oil recovery formulation into the formation;introducing the produced oil recovery formulation into the formation;contacting the produced oil recovery formulation with petroleum in the formation; andproducing petroleum from the formation after contacting the produced oil recovery formulation with petroleum in the formation.2. The method of wherein contacting the oil recovery formulation and at least a portion of the petroleum in the formation forms a mixture of the contacted oil recovery formulation and petroleum in the formation.3. The method of wherein the steps of producing petroleum from the formation and producing the oil recovery formulation from the formation comprise producing a mixture of the oil recovery formulation and petroleum from the formation.4. The method of further comprising the step of separating the produced mixture into produced oil recovery formulation and produced oil.5. The method ...

Подробнее
02-01-2014 дата публикации

PETROLEUM RECOVERY PROCESS AND SYSTEM

Номер: US20140000882A1
Принадлежит:

A system and process are provided for recovering petroleum from a formation. An oil recovery formulation comprising at least 75 mol % dimethyl sulfide that is first contact miscible with a liquid petroleum composition is introduced into a petroleum bearing formation and petroleum is produced from the formation. 1. A method for recovering petroleum comprising:providing an oil recovery formulation that comprises at least 75 mol % dimethyl sulfide and that is first contact miscible with liquid phase petroleum;introducing the oil recovery formulation into a petroleum-bearing formation;contacting the oil recovery formulation with petroleum in the formation; andproducing petroleum from the formation after contact of the oil recovery formulation with petroleum in the formation.2. The method of wherein the petroleum-bearing formation is a subterranean formation.3. The method of wherein the subterranean formation is comprised of a material selected from the group consisting of a porous mineral matrix claim 2 , a porous rock matrix claim 2 , and a combination of a porous mineral matrix and a porous rock matrix.4. The method of wherein the porous mineral or rock matrix is a consolidated matrix comprising sandstone claim 3 , limestone claim 3 , or dolomite.5. The method of wherein the oil recovery formulation is introduced into the formation by injection via a well extending into the formation.6. The method of wherein the petroleum is produced from the formation via the well.7. The method of wherein the well through which the oil recovery formulation is introduced into the formation is a first well claim 5 , and petroleum is produced from the formation via a second well extending into the formation.8. The method of wherein the oil recovery formulation in the liquid phase is first contact miscible with petroleum in claim 1 , or from claim 1 , the formation.9. The method of wherein the oil recovery formulation in liquid phase is first contact miscible with a liquid crude oil that ...

Подробнее
02-01-2014 дата публикации

PETROLEUM RECOVERY PROCESS AND SYSTEM

Номер: US20140000883A1
Принадлежит:

A system and process are provided for recovering petroleum from a formation. An oil recovery formulation comprising at least 75 vol. % dimethyl sulfide is introduced into a subterranean petroleum bearing formation and petroleum is produced from the formation. 1. A method for producing petroleum , comprising:providing an oil recovery formulation comprising at least 75 mol % dimethyl sulfide;introducing the oil recovery formulation into a subterranean petroleum-bearing formation comprised of a material selected from the group consisting of a porous mineral matrix, a porous rock matrix, and a combination of a porous mineral matrix and a porous rock matrix;contacting the oil recovery formulation with petroleum in the petroleum-bearing formation; andproducing petroleum from the formation after introduction of the oil recovery formulation into the formation and after contacting the oil recovery formulation with petroleum in the formation.2. The method of wherein the oil recovery formulation is first contact miscible with liquid phase petroleum in claim 1 , or from claim 1 , the formation.3. The method of wherein the oil recovery formulation is first contact miscible with liquid phase petroleum.4. The method of wherein the oil recovery formulation in liquid phase is first contact miscible with a liquid phase petroleum composition that comprises at least 25 wt. % claim 3 , hydrocarbons having a boiling point of at least 538° C. as measured by ASTM Method D7169.5. The method of wherein the oil recovery formulation in liquid phase is first contact miscible with a liquid phase petroleum composition that comprises less than 25 wt. % claim 3 , hydrocarbons having a boiling point of at least 538° C. as measured by ASTM Method D7169.6. The method of wherein the oil recovery formulation has a cohesive energy density of from 300 Pa to 410 Pa.7. The method of wherein from 0.001 to 0.6 pore volumes of the oil recovery formulation is introduced into the subterranean petroleum-bearing ...

Подробнее
02-01-2014 дата публикации

PETROLEUM RECOVERY PROCESS AND SYSTEM

Номер: US20140000884A1
Принадлежит:

A system and process are provided for recovering petroleum from a formation. An oil recovery formulation comprising at least 75 mol % dimethyl sulfide that is first contact miscible with a liquid petroleum composition is introduced into a petroleum bearing formation, an oil immiscible formulation is introduced into the formation subsequent to introduction of the oil recovery formulation into the formation, and petroleum is produced from the formation. 1. A method for recovering petroleum comprising:providing an oil recovery formulation that comprises at least 75 mol % dimethyl sulfide and that is first contact miscible with liquid phase petroleum;introducing the oil recovery formulation into a petroleum-bearing formation;contacting the oil recovery formulation with petroleum in the formation;introducing an oil immiscible formulation into the petroleum-bearing formation subsequent to the introduction of the oil recovery formulation into the formation; andproducing petroleum from the formation after introduction of the oil immiscible formulation into the formation.2. The method of wherein the petroleum-bearing formation is a subterranean formation.3. The method of wherein the oil recovery formulation is introduced into the formation by injection via a first well extending into the formation claim 1 , the oil immiscible formulation is introduced into the formation by injection via the first well subsequent to introduction of the oil recovery formulation into the formation claim 1 , and petroleum is produced from a second well extending into the formation.4. The method of wherein from 0.001 to 5 pore volumes of the oil recovery formulation is introduced into the formation and the oil immiscible formulation is in liquid phase and from 0.001 to 5 pore volumes of the oil immiscible formulation is introduced into the formation.5. The method of wherein the oil recovery formulation is first contact miscible with petroleum in claim 1 , or from claim 1 , the formation.6. The ...

Подробнее
09-01-2014 дата публикации

METHODS FOR INCREASING METHANOGENESIS IN SUBSURFACE RESERVOIRS

Номер: US20140008058A1
Принадлежит:

Methods for increasing the increasing the rate of methane production in a subsurface reservoir are provided. 1. A method for increasing the rate of methanogenesis in a petroleum reservoir comprising methanogenic microbial consortia and foundation water which method comprises:a) injecting through a well head a bolus of a solution of stimulants comprising ammonium ions and phosphate ions into the reservoir in an amount such that their concentration in at least a portion of the reservoir is above a critical concentration to effect enhanced methanogenesis but at a non-lethal level to the methanogenic microbial consortia; andb) maintaining said reservoir under conditions such that the rate of methanogenesis is increased,wherein the concentration of the ammonium ions injected through the well head is up to about saturation concentration and the concentration of phosphate ions injected through the well head is up to about saturation concentration, and further wherein the concentration of stimulants in the solution facilitates dispersion of the stimulants from the solution into the foundation water, and still further wherein the composition of the foundation water is not significantly altered but for the stimulants added.2. The method of claim 1 , wherein the amount of the solution of stimulants added to the reservoir is such that the salinity of the reservoir does not change by more than 1%.3. The method of claim 2 , wherein the amount of the solution of stimulants added to the reservoir is such that the salinity of the reservoir does not change by more than 0.1%.4. The method of claim 1 , wherein the temperature of the solution of stimulants is maintained at approximately the temperature of the foundation water in the reservoir to which it is being added.5. The method of claim 1 , wherein the solution of stimulants comprises from about 1 g/L to about saturation concentration of ammonium ions and from about 0.4 g/L to about saturation concentration of phosphate ions.6. The ...

Подробнее
09-01-2014 дата публикации

FORMULATION AND METHOD OF USE FOR EXPLOITATION AND TRANSPORT OF HEAVY AND EXTRA HEAVY OIL WELLS

Номер: US20140008062A1
Принадлежит:

Combined injection, production and transportation method for a production well and an injection well of a hydrocarbon-bearing formation and flow line system for surface transportation of a product stream includes introducing a mixture of surfactant, co-surfactant and carrier fluid into each of the wells so that the mixture flows into porous media surrounding the wells; holding the reservoir mixture in the production well in the presence of water for a time sufficient to form water film on surfaces of the porous media surrounding the production well; injecting injection fluid into the injection well while producing from the production well, whereby hydrocarbons flow from the porous media around the injection well toward the production well, introducing an injection mixture of a surfactant and carrier fluid into a desired point in tubing of the production well so that the tubing injection mixture mixes with the production stream forming an emulsion, and producing the emulsion. 1. A combined injection , production and transportation method , comprising the steps of:establishing a production well and an injection well into a hydrocarbon-bearing formation and a surface flow line system for carrying a production stream from the production well;introducing a mixture of a surfactant, a co-surfactant and a carrier fluid into each of the production well and the injection well so that the mixture flows into porous media surrounding the production well and the injection well;holding the mixture in the porous media surrounding the production well in the presence of water for a period of time sufficient to form a water film on surfaces of the porous media surrounding the production well;injecting an injection fluid into the injection well while producing from the production well, whereby hydrocarbons flow from the porous media around the injection well toward the production well;introducing an injection mixture of a surfactant and a carrier fluid downhole into a desired point in ...

Подробнее
09-01-2014 дата публикации

USE OF CRUDE GLYCEROL (CG) FOR PRODUCTION OF FORMULATIONS FOR MINERAL OIL PRODUCTION AND PROCESS FOR PRODUCING MINERAL OIL FROM MINERAL OIL DEPOSITS HAVING INHOMOGENEOUS PERMEABILITY

Номер: US20140008064A1
Принадлежит:

The present invention relates to the use of crude glycerol (CG) as a constituent of a formulation for mineral oil production and to a process for producing mineral oil from mineral oil deposits having inhomogeneous permeability. The inventive use of crude glycerol (CG) makes it possible to modify the rheological properties of the inventive formulations (F) within wide ranges, and makes it possible to adjust them to the geotechnical parameters, the environmental conditions and the nature of the mineral oil in different mineral oil deposits. 112.-. (canceled)13. A process for tertiary production of mineral oil from underground mineral oil deposits having a deposit temperature T , into which at least one injection well and at least one production well have been sunk , comprising at least the following process steps:{'sub': F', 'D, 'i) injecting a flooding composition through at least one injection well into the mineral oil deposit, using, as the flooding composition, a formulation (F) having a temperature Thigher than the temperature T,'}ii) cooling the flooding composition from step i) in the mineral oil deposit and 80 to 90% by weight of glycerol,', '10 to 20% by weight of water,', '0 to 10% by weight of inorganic salts and', '0 to 1% by weight of organic compounds,, 'iii) injecting a further flooding composition through at least one injection well into the mineral oil deposit and withdrawing mineral oil through at least one production well, wherein the formulation (F) comprises crude glycerol (CG) having the following compositionwhere the percentages by weight are each based on the total weight of the crude glycerol (CG).14. The process according to claim 13 , wherein the formulation (F) comprises at least 10% by weight of crude glycerol (CG) claim 13 , based on the total weight of the formulation (F).15. The process according to claim 13 , wherein the formulation (F) comprises 10 to 99% by weight of crude glycerol (CG) claim 13 , 1 to 90% by weight of water and 0 ...

Подробнее
16-01-2014 дата публикации

METHODS FOR TREATING SILICICLASTIC HYDROCARBON-BEARING FORMATIONS WITH FLUORINATED AMINE OXIDES

Номер: US20140014330A1
Принадлежит:

A method of treating a siliciclastic, hydrocarbon-bearing formation is disclosed. The method includes contacting the hydrocarbon-bearing formation with a composition comprising solvent and a fluorinated amine oxide. Siliciclastic, hydrocarbon-bearing formations treated according to the method are also disclosed. 1. A method of treating a siliciclastic , hydrocarbon-bearing formation , the method comprising contacting the siliciclastic , hydrocarbon-bearing formation with a treatment composition comprising solvent and a fluorinated amine oxide , wherein the fluorinated amine oxide does not have polymeric repeating units comprising amine oxide groups.2. A method according to claim 1 , wherein the siliciclastic claim 1 , hydrocarbon-bearing formation has at least one fracture claim 1 , and wherein the fracture has a plurality of proppants therein.3. A method according to claim 1 , wherein the solvent comprises at least one of water claim 1 , a monohydroxy alcohol claim 1 , an ether claim 1 , a ketone claim 1 , a glycol claim 1 , a glycol ether claim 1 , or supercritical carbon dioxide.5. A method according to claim 4 , wherein Rf is perfluoroalkyl having up to 6 carbon atoms claim 4 , Q is —SO—N(R′)—W— or alkylene having up to four carbon atoms claim 4 , wherein R′ is hydrogen or alkyl having up to four carbon atoms claim 4 , wherein W is alkylene having up to 4 carbon atoms claim 4 , and wherein R is alkyl having up to four carbon atoms.7. The method according to claim 4 , wherein Rf is CFO(CF(CF)CFO)CF(CF)— claim 4 , CFO(CFCFCFO)CFCF— claim 4 , CFO(CFO)CF— claim 4 , or CFO(CFO)(CFO)CF— claim 4 , wherein x has an average value in a range from 3 to 50 claim 4 , and wherein y claim 4 , x′ claim 4 , and y′ have average values in a range from 6 to 50.10. A method according to claim 1 , further comprising:receiving data comprising a temperature and a brine composition of the siliciclastic, hydrocarbon-bearing formation; andselecting the treatment composition for contacting ...

Подробнее
16-01-2014 дата публикации

Check Valve for Well Stimulation

Номер: US20140014345A1
Автор: Lopez Jean-Marc, Veit Jan
Принадлежит: Halliburton Energy Services, Inc.

Check valve assemblies operable to inject treatment fluids during stimulation operations are described. One check valve assembly includes a valve body defining an inlet, one or more discharge ports, and a cylindrical passageway fluidly communicating the inlet with the one or more discharge ports, the valve body further defining a valve body seat within the passageway. A valve cap is configured to be coupled to the valve body and defines an opening therein that fluidly communicates with the cylindrical passageway, the valve cap further providing a valve cap seat. A spherical piston is disposed within the passageway and movable between a closed configuration where the spherical piston engages the valve body seat and an open configuration where the spherical piston engages the valve cap seat and allows fluid communication between the inlet and the one or more discharge ports. 116-. (canceled)17. A method for regulating the injection of a stimulation fluid into a subterranean formation , comprising:arranging a base pipe within the subterranean formation, the base pipe having a check valve assembly arranged therewith, the check valve assembly having a valve body defining an inlet, one or more discharge ports, and a cylindrical passageway fluidly communicating the inlet with the one or more discharge ports, the check valve assembly further having a piston movably disposed within the passageway;magnetically-attracting the piston into engagement with a valve body seat defined in the passageway such that the piston is biased to a closed configuration that prevents fluid communication between the inlet and the one or more discharge ports; andinjecting the stimulation fluid into the base pipe at a rate sufficient to induce the piston to move between the closed configuration and an open configuration where the piston engages a valve cap seat defined in a valve cap coupled to the valve body and defining an opening therein, the opening providing fluid communication between the ...

Подробнее
16-01-2014 дата публикации

ENHANCED OIL RECOVERY METHODS FOR PRODUCING OIL FROM HEAVY OIL FIELDS

Номер: US20140014375A1
Принадлежит: SHELL OIL COMPANY

The present disclosure relates to enhanced oil recovery methods for highly viscous oil reservoirs containing large amounts of mobile water. One method includes injecting a carbon disulfide formulation or fluid into the formation via a first well and displacing the mobile water from the formation with the carbon disulfide fluid. The highly viscous oil is then solubilized using the carbon disulfide fluid, thereby generating a mixture of mobilized oil. The mixture of mobilized oil is then forced towards a second well and subsequently produced from the second well. 1. A method for producing oil , comprising:placing a carbon disulfide fluid into a formation comprising oil and mobile water wherein the formation oil has a viscosity of at least 1,000 centipoise at 20° C.;displacing the mobile water in the formation with the carbon disulfide fluid;contacting the carbon disulfide fluid with the oil in the formation to generate mobilized oil comprised of a mixture of the solvent and the formation oil;displacing the mobilized oil through the formation; andproducing the displaced mobilized oil from the formation.2. The method of claim 1 , wherein displacing the mobile water comprises producing the mobile water from the formation.3. The method of claim 1 , wherein displacing the mobile water comprises contacting the mobile water with the carbon disulfide fluid placed into the formation.4. The method of claim 1 , wherein the formation oil has a viscosity of 1 claim 1 ,000 claim 1 ,000 centipoise or more at 20° C.5. The method of claim 4 , wherein contacting the carbon disulfide fluid with the formation oil further comprises reducing the viscosity of the oil to 1 claim 4 ,000 centipoise or less at 20° C.6. The method of claim 4 , wherein the carbon disulfide fluid is mixed with the oil until the mixture of the solvent and the oil contains at least 20 vol. % of the carbon disulfide fluid.7. The method of claim 1 , wherein contacting the carbon disulfide fluid with the formation oil ...

Подробнее
06-02-2014 дата публикации

Method of Enhancing the Effectiveness of a Cyclic Solvent Injection Process to Recover Hydrocarbons

Номер: US20140034305A1
Принадлежит:

Described is a method of operating a cyclic solvent-dominated recovery process (CSDRP) for recovering viscous oil from a subterranean reservoir of the viscous oil to enhance recovery effectiveness. The cyclic solvent process involves using an injection well to inject a viscosity-reducing solvent into a subterranean viscous oil reservoir. Reduced viscosity oil is produced to the surface using the same well used to inject solvent. The process of alternately injecting solvent and producing a solvent/viscous oil blend through the same wellbore continues in a series of cycles until additional cycles are no longer economical. Conventionally, the solvent composition remains constant over time within each injection cycle and among cycles. In the present method, by contrast, the solvent composition is varied over time thereby providing operational benefits as described herein. 2. The method of claim 1 , wherein the first and subsequent periods are one of (i) separate cycles claim 1 , (ii) within the same cycle and (iii) separate and non-overlapping sets of cycles claim 1 , wherein each set of cycles consists of consecutive cycles and comprises at least two cycles.34.-. (canceled)5. The method of claim 1 , wherein the subsequent period comprises a final cycle.6. The method of claim 1 , wherein the sets of cycles comprises at least 3 cycles.7. The method of claim 1 , wherein the 50 mass % vaporization temperature at 1 atm of the total composition of solvent injected over the first period claim 1 , is one of (i) at least 20° C. higher than a 50 mass % vaporization temperature at 1 atm of the total composition of solvent injected over the subsequent period and (ii) at least 50° C. higher than a 50 mass % vaporization temperature at 1 atm of the total composition of solvent injected over the subsequent period.8. (canceled)9. The method of claim 1 , wherein the solvent injected over the first period one of (i) is more miscible with the in situ hydrocarbons than is the solvent ...

Подробнее
06-02-2014 дата публикации

ENHANCED OIL RECOVERY METHODS USING A FLUID CONTAINING A SACRIFICIAL AGENT

Номер: US20140034307A1
Принадлежит:

A method and a system for producing petroleum from a formation utilizing a sacrificial agent and a surfactant are provided. The sacrificial agent reduces the amount of surfactant required to enhance oil recovery from a petroleum-bearing formation. The sacrificial agent is provided in a sacrificial agent formulation comprising a sacrificial agent dispersed in a fluid. The sacrificial agent is selected from the group consisting of a compound comprising a single carboxylic acid, a single carboxylic acid derivative, or a single carboxylate salt, or a compound lacking a carboxylic acid group, a carboxylate group, a sulfonic acid group, or a sulfonate group that is a phenol, a sulphonamide, or a thiol, or a compound having a molecular weight of 1000 or less that comprises one or more hydroxyl groups. The sacrificial agent formulation is introduced into a petroleum-bearing formation followed by a surfactant and petroleum is produced therefrom. 1. A method for producing oil , comprising:providing a sacrificial agent formulation comprising a fluid and a sacrificial agent dispersed in the fluid, wherein the sacrificial agent is selected from the group consisting of a compound comprising a single carboxylic acid, a single carboxylic acid derivative, or a single carboxylate salt; a compound comprising a phenolic group, a thiol group, a sulfonamide group, or a salt thereof that lacks a carboxylic acid group or a salt thereof and lacks a sulfonic acid group or a salt thereof; a compound having a molecular weight of 1000 or less and comprising one or more hydroxyl groups; and mixtures thereof;introducing the sacrificial agent formulation into a petroleum-bearing formation;contacting the sacrificial agent formulation with the petroleum-bearing formation;introducing an oil recovery formulation comprising a surfactant into the petroleum-bearing formation subsequent to introducing the sacrificial agent formulation into the formation;contacting the oil recovery formulation with ...

Подробнее
06-02-2014 дата публикации

Monitoring and Diagnosing Water Flooded Reservoirs Using Production Data

Номер: US20140039860A1
Принадлежит: Landmark Graphics Corp

The present disclosure describes systems and methods for monitoring and diagnosing reservoirs. At least some illustrative embodiments include a method that includes collecting measured near-wellbore data representative of conditions at or near wells within the reservoir (e.g., oil and gas wells), storing the measured near-wellbore data in one or more databases and graphically presenting to a user simulated interwell data generated by a reservoir simulation based at least in part on the measured near-wellbore data. The method further includes graphically overlaying at least some of the measured near-wellbore data over the simulated interwell data and graphically presenting to the user one or more production indicators calculated based at least in part on the simulated interwell data.

Подробнее
13-02-2014 дата публикации

ALKYLARYL SULPHONATE COMPOSITIONS AND USE THEREOF FOR THE ENHANCED RECOVERY OF HYDROCARBONS

Номер: US20140041875A1
Принадлежит: TOTAL S.A.

A surfactant composition includes an alkaryl sulphonate compound (a) and an alkaryl sulphonate compound (b). The difference between the optimum salinity of compound (a) and the optimum salinity of compound (b) is greater than or equal to 3 g/L. The surfactant composition can easily be adapted to various operating conditions, and in particular to various conditions of salinity, in order to provide optimum enhanced oil recovery. 1. A surfactant composition comprising:an alkylaryl sulphonate compound (a); andan alkylaryl sulphonate compound (b);a difference between the optimum salinity of compound (a) and the optimum salinity of compound (b) being greater than or equal to 3 g/L;the optimum salinity of a compound being defined as that concentration of sodium chloride in water at which the compound, when it is added at a content of 3.6% by weight of dry matter to an isovolumetric decane/water mixture, in the presence of 5.4% of secondary butanol, at atmospheric pressure and at 50° C., generates a three-phase mixture comprising:an upper phase of decane;a lower phase of water; andan intermediate phase which is an emulsion consisting of water, decane and the compound;in which the intermediate phase has an equal volume of decane and water.2. The surfactant composition according to claim 1 , in which the difference between the optimum salinity of compound (a) and the optimum salinity of compound (b) is greater than or equal to 5 g/L.3. The surfactant composition according to claim 1 , in which compound (b) has an optimum salinity below 5 g/L.4. The surfactant composition according to claim 1 , in which compound (a) has an optimum salinity above 8 g/L.6. The surfactant composition according to claim 5 , in which at least one of:in the compound of formula (I), group R comprises from 12 to 24 carbon atoms; and/orin the compound of formula (II), group R′ comprises from 10 to 24 carbon atoms.7. The surfactant composition according to claim 5 , in which M and M′ are each a sodium ...

Подробнее
13-02-2014 дата публикации

Downhole Tools and Methods for Selectively Accessing a Tubular Annulus of a Wellbore

Номер: US20140041876A1
Принадлежит: COLORADO SCHOOL OF MINES

A downhole tool is provided that selectively opens and closes an axial/lateral bore of a tubular string positioned in a wellbore used to produce hydrocarbons or other fluids. When integrated into a tubular string, the downhole tool allows individual producing zones within a wellbore to be isolated between stimulation stages while simultaneously allowing a selected formation to be accessed. The downhole tools and methods can be used in vertical or directional wells, and additionally in cased or open-hole wellbores. 1. A downhole tool adapted for use in a tubular string to selectively treat one or more hydrocarbon production zones , comprising:an upper end and a lower end adapted for interconnection to a tubular string;a catch mechanism positioned proximate to said lower end and adapted to selectively catch or release a ball traveling through said tubular string;a sleeve which travels in a longitudinal direction between a first position and a second position, and which is actuated based on an internal pressure in said tubular string, said sleeve preventing a flow of a treatment fluid in a lateral direction into an annulus of said wellbore while in said first position, and permitting the flow of said treatment fluid in the lateral direction through at least one port in said second position; anda locking mechanism positioned proximate to said catch mechanism, wherein when said catch mechanism is engaged with said locking mechanism, said sleeve is in said second position and said treatment fluid cannot be pumped downstream of said catch mechanism in said tubular string.2. The downhole tool of claim 1 , wherein said catch mechanism comprises a collet assembly which allows said ball to pass if said pressure in said tubular string is above a predetermined level.3. The downhole tool of claim 1 , further comprising an actuator mechanism adjacent to said sleeve adapted to urge said sleeve from said second position to said first position.4. The downhole tool of claim 1 , ...

Подробнее
20-02-2014 дата публикации

METHOD, SYSTEM, AND COMPOSITION FOR PRODUCING OIL

Номер: US20140048273A1
Принадлежит: SHELL OIL COMPANY

A method, system, and composition for producing oil from a formation utilizing an oil recovery formulation comprising a surfactant, an alkali, a polymer, and a paraffin inhibitor are provided. 1. A method for recovering oil from an oil-bearing formation , comprising:providing an oil recovery formulation comprising a surfactant, a polymer, an alkali, and a paraffin inhibitor;introducing the oil recovery formulation into at least a portion of the oil-bearing formation;contacting the oil recovery formulation with oil in the oil-bearing formation; andproducing oil from the oil-bearing formation after introduction of the oil recovery formulation into the oil-bearing formation.2. The method of wherein the oil recovery formulation is further comprised of water claim 1 , wherein the surfactant claim 1 , the polymer claim 1 , the alkali claim 1 , and the paraffin inhibitor are dissolved in the water.3. The method of wherein the water has a total dissolved solids content of from 200 ppm to 100000 ppm.4. The method of claim 1 , wherein the surfactant is an anionic surfactant.5. The method of wherein the anionic surfactant is selected from the group consisting of an alpha olefin sulfonate compound claim 4 , an internal olefin sulfonate compound claim 4 , a branched alkyl benzene sulfonate compound claim 4 , a propylene oxide sulfate compound claim 4 , an ethylene-propylene oxide sulfate compound claim 4 , or a blend thereof.6. The method of wherein the polymer is selected from the group consisting of polyacrylamides; partially hydrolyzed polyacrylamides; copolymers of acrylamide claim 1 , acrylic acid claim 1 , AMPS (2-acrylamide- claim 1 ,methyl propane sulfonate) and n-vinylpyrrolidone in any ratio; polyacrylates; ethylenic co-polymers; biopolymers; carboxymethylcelloluses; polyvinyl alcohols; polystyrene sulfonates; polyvinylpyrrolidones; AMPS; and combinations thereof.7. The method of wherein the alkali is selected from the group consisting of lithium hydroxide claim 1 , ...

Подробнее
27-02-2014 дата публикации

DEVICE FOR MEASURING AND CONTROLLING ON-LINE VISCOSITY AT HIGH PRESSURE

Номер: US20140053637A1
Принадлежит:

Device that can be used in an enhanced oil recovery method by injection of a solution of water soluble polymer and brine having a viscosity below 1000 cps that includes a mixer, and preferably a static mixer, capable of homogenizing the solution on-line; a device capable of measuring the viscosity of the homogenized solution, continuously, downstream of the solution injection pump, at a pressure below or equal to 250 bars, and preferably between 50 and 250 bars, and at a temperature below or equal to 120° C., and preferably between 40 and 120° C., by measuring a pressure drop in a calibrated tube, at a constant rate of flow. 1. A device that can be used in an enhanced oil recovery method by injection of a solution of water soluble polymer and brine having a viscosity below 1000 cps , including:a mixer capable of homogenizing the solution on-line;a device capable of measuring the viscosity of the homogenized solution, continuously, downstream of the solution injection pump, at a pressure between 50 and 250 bars, and at a temperature below or equal to 120° C., by measuring a pressure drop in a calibrated tube, at a constant rate of flow.2. The device of wherein the shear rate in the calibrated tube is between 10 sand 500 s.3. The device of wherein the mixer is a static mixer including at least one unitary mixing component with a lattice work structure.4. The device of wherein the static mixer includes between 10 and 50 mixing components claim 16 , the diameter thereof being preferably about 10 mm.5. The device of wherein a speed at which the water soluble polymer injection solution flows in the static mixer is between 1 and 5 m/s.6. The device of wherein a pressure drop in the static mixer is between 1 and 5 bars.7. The device of wherein the device capable of measuring the viscosity includes:a pump, the flow rate thereof being controlled by a speed variator or a regulation valve,a calibrated tube creating a pressure drop,a precision Coriolis effect mass flow meter, ...

Подробнее
27-02-2014 дата публикации

METHODS TO ENHANCE MATRIX ACIDIZING IN LOW PERMEABILTY RESERVOIRS

Номер: US20140054040A1
Принадлежит: SCHLUMBERGER TECHNOLOGY CORPORATION

The subject disclosure relates to matrix acidizing. More specifically, the subject disclosure relates to manipulating downhole pressure to promote in-situ mixing. In particular, downhole pressure is temporarily reduced to allow churning of the dissolved COto facilitate mixing efficiency within the wormholes and the matrix around the wormholes. 1. A method for acid treating a subterranean reservoir formation from a wellbore penetrating the formation , the method comprising:isolating a treatment zone of the formation;using pumping equipment, pumping an acidic fluid into the treatment zone of the formation so as to form a plurality of conductive channels extending from the wellbore into the formation; andcontrolling the pumping equipment so as to intentionally repeatedly decrease and increase pressure of the pumped acidic fluid so as to extend depths of the conductive channels into the formation.2. A method according to claim 1 , wherein the conductive channels are wormholes.3. A method according to claim 2 , wherein the decreasing and increasing pressure extends the depths of the conductive channels at least in part by enhancing in-situ fluid mixing near distal tips of the conductive channels.4. A method according to claim 1 , wherein fluid pressure is controlled so as not to cause fracturing of the formation.5. A method according to claim 1 , wherein controlling the pumping equipment includes varying a pumping speed.6. A method according to claim 1 , wherein controlling the pumping equipment includes repeatedly ceasing pumping.7. A method according to claim 1 , wherein controlling the pumping equipment includes repeatedly drawing down pressure in the formation.8. A method according to claim 1 , wherein the formation is a low-permeability formation.9. A method according to claim 1 , wherein the formation is a carbonate formation.10. A method according to claim 1 , wherein the acidic fluid contains hydrochloric acid.11. A system for acid treating a subterranean ...

Подробнее
13-03-2014 дата публикации

ENHANCED OIL RECOVERY SYSTEM AND A METHOD FOR OPERATING AN UNDERGROUND OIL RESERVOIR

Номер: US20140069642A1
Автор: Frank Soren
Принадлежит:

The present invention relates to an enhanced oil recovery system (). The system () comprises an underground oil reservoir () comprising oil having an oil temperature () and an injection well () in fluid communication with the underground oil reservoir (). The system () further comprises an enzyme storage () comprising temperature control means (), wherein the temperature control means () are adapted for controlling the temperature of enzymes () in the enzyme storage () in relation to an operative temperature range () of the enzymes and/or the oil temperature () and the system () comprises injection means () for creating an injection stream comprising enzymes from the enzyme storage () to the underground oil reservoir () through the injection well (). The invention further relates to a method for operating an underground oil reservoir (). 137-. (canceled)38. An enhanced oil recovery system , comprisingan underground oil reservoir comprising oil having an oil temperature,an injection well in fluid communication with said underground oil reservoir,an enzyme storage comprising temperature controller, wherein said temperature controller are adapted for controlling the temperature of enzymes in said enzyme storage in relation to a operative temperature range of said enzymes and/or in relation to said oil temperature, andinjector for creating an injection stream comprising enzymes from said enzyme storage to said underground oil reservoir through said injection well.39. The enhanced oil recovery system according to claim 38 , wherein said enzyme storage is arranged in close proximity of said injection well.40. The enhanced oil recovery system according to claim 38 , wherein said temperature controller comprises active cooler.41. The enhanced oil recovery system according to claim 38 , wherein said temperature controller comprises active heater.42. The enhanced oil recovery system according to claim 38 , wherein said temperature controller is integrated in or forming part ...

Подробнее
20-03-2014 дата публикации

UPSTREAM-DOWNSTREAM INTEGRATED PROCESS FOR THE UPGRADING OF A HEAVY CRUDE OIL WITH CAPTURE OF CO2 AND RELATIVE PLANT FOR THE EMBODIMENT THEREOF

Номер: US20140076553A1
Принадлежит: ENI S.P.A.

The present invention relates to an upstream-downstream integrated process for the upgrading of a heavy crude oil with the capture of CO, comprising the following operative steps: a) production of a heavy crude oil from a reservoir; b) distillation of said heavy crude oil, at atmospheric pressure or under vacuum, with the separation of a distilled fraction and a hydrocarbon residue containing asphaltenes; c) solvent deasphalting of said hydrocarbon residue containing asphaltenes with the formation of a precipitate of asphaltenes and a deasphalted oil (DAO); d1) oxy-combustion of said precipitate of asphaltenes in pure oxygen with the formation of a stream of exhausted gases comprising COand water vapour; d2) as an alternative to said oxy-combustion, gasification of said precipitate of asphaltenes in pure oxygen with the formation of a stream of syngas which is subsequently transformed into a gas stream comprising COand H; e) separation of a substantially pure gaseous stream of COfrom said stream of exhausted gases or from said gas stream comprising COand H; f) injection of said gaseous stream of COinto the subsoil in order to recover oil or gas, by displacement, from a reservoir and/or to permanently sequester said gaseous stream of COin a geological formation. The present invention also relates to a plant for the embodiment of the above integrated process. 1. An upstream-downstream integrated process for the upgrading of a heavy crude oil with the capture of CO , comprising the following operative steps:a. producing a heavy crude oil from a reservoir;b. distilling said heavy crude oil, at atmospheric pressure or under vacuum, to separate a distilled fraction and a hydrocarbon residue containing asphaltenes;c. solvent deasphalting said hydrocarbon residue containing asphaltenes to form a precipitate of asphaltenes and a deasphalted oil (DAO);{'sub': '2', 'd1. oxy-combusting of said precipitate of asphaltenes in pure oxygen to form a stream of exhausted gases ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

Enzyme Enhanced Oil Recovery

Номер: US20140083693A1
Автор: Frank Soren
Принадлежит:

The invention relates to a method of establishing an enhanced oil recovery in an underground reservoir by means of a recovery system, the recovery system comprising at least one injection and production well, the injection well comprising an injection pump system, the injection pump system establishing an injection stream comprising a first injection stream and a second injection stream, wherein said injection stream comprises enzyme added at the injection well, the injection pump system establishing an injection stream through the injection well, the injection pump system being coupled with a power supply system, the production well comprising at least one fluid output, the injection well and the production well actively establishing an underground water stream, the underground water stream being established in response to pressure established by the injection pump system, the underground water stream comprising water and enzyme injected by the injection pump system, where Cis the enzyme concentration of said injection stream (a), where Cand Care the enzyme concentration of the first and second injection stream respectively, Sand Sare flow rates of the first and second injection streams respectively. 2. The method of establishing an enhanced oil recovery in an underground reservoir according to claim 1 , wherein the injection pump system comprises two pump systems; a carrier fluid pump system and an enzyme pump system claim 1 , the carrier fluid pump system establishing a first injection stream claim 1 , the enzyme pump system establishing a second injection stream claim 1 , and wherein the underground water stream comprises water injected by carrier fluid pump system and enzyme solution injected by the enzyme pump system.3. The method of establishing an enhanced oil recovery in an underground reservoir according to claim 1 , wherein the first injection stream is a fluid carrier stream.4. The method of establishing an enhanced oil recovery in an underground ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

METHOD FOR REDUCING CONING IN OIL WELLS BY MEANS OF MICRO (NANO) STRUCTURED FLUIDS WITH CONTROLLED RELEASE OF BARRIER SUBSTANCES

Номер: US20140083704A1
Принадлежит: ENI S.P.A.

The present invention relates to a method for reducing the coning in an oil well of an underground reservoir delimited by an aquifer which comprises an injection phase of a micro(nano)-structured fluid with controlled release of barrier substances in said aquifer with the formation of an impermeable barrier located at the oil/water interface, characterized in that said fluid comprises an aqueous dispersion of microcapsules composed of a core comprising a modifying substance of the absolute permeability of the rock formation which contains said reservoir, a protective shell insoluble in water which coats said core. The present invention also relates to the above mentioned microcapsules and an aqueous dispersion comprising the above mentioned microcapsules to be used in said method. 1. A method for reducing coning in an oil well of an underground reservoir delimited by an aquifer , comprising:(i) injecting a micro- or nano-structured fluid with controlled release of barrier substances in the aquifer so that an impermeable barrier is obtained at an oil/water interface, a core comprising a modifying substance of absolute permeability of rock formation of the reservoir, and', 'a protective shell which is insoluble in water and coats the core., 'wherein the fluid comprises an aqueous dispersion of microcapsules comprising2. The method according to claim 1 , wherein the releases the modifying substance in a controlled way by dissolution of the protective shell which is put in contact with an oil phase of the oil/water interface.3. The method according to claim 1 , wherein the core releases the modifying substance in a controlled way by thermal decomposition of the protective shell close to the oil/water interface.4. The method according to claim 1 , wherein the core releases the modifying substance in a controlled way by diffusion through the protective shell.5. The method according to claim 1 , further comprising:(ii) injecting water in the aquifer after said injecting (i ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

MICROEMULSION TO IMPROVE THE FLOW OF HEAVY HYDROCARBONS, ITS PREPARATION AND USE

Номер: US20140083705A1
Принадлежит:

A microemulsion is formulated with a surfactant, a co-surfactant and brine, for recovery of heavy and extra-heavy crude oils by reducing the viscosity of such crude oils and improving their rheological properties for production and pipeline transportation. 1. A microemulsion for reducing the viscosity of heavy and extra-heavy crude oils , said microemulsion comprising a surfactant , a co-surfactant and brine.2. The microemulsion of claim 1 , wherein said surfactant is selected from the group consisting of an alkylsulfonate of alkylamine claim 1 , an alkylsulfonate of a polyalkylamine claim 1 , an alkanolamides claim 1 , an alkanolamine claim 1 , a glycolester claim 1 , a monoester of ethyleneglycol claim 1 , a polyoxyethylene alcohol claim 1 , a polyoxyethylene alkylamine claim 1 , a polyxyethylene alkylamide claim 1 , a polyglycerol ester claim 1 , a polyoxyalkylene polyol-ester claim 1 , and a sodium carboxymethylcelulose.3. The microemulsion of claim 1 , wherein said surfactant is nonyl phenol ethoxylate.4. The microemulsion of claim 1 , wherein said surfactant is sodium dodecyl-benzene-sulfonate.5. The microemulsion of claim 1 , wherein said co-surfactant is a medium chain length primary alcohol having 1-15 carbon atoms claim 1 , a propylene glycol or an alkanolamine.6. The microemulsion of claim 1 , wherein said co-surfactant is a primary alcohol.7. The microemulsion of claim 1 , wherein said brine comprises between 50 claim 1 ,000 and 80 claim 1 ,000 ppm salt in its formulation.8. The microemulsion of claim 1 , wherein the amount of said surfactant is between 45 and 80 wt. % claim 1 , and the amount of said primary alcohol is between 10 and 30 wt. % based on the total weight of the surfactant and cosurfactant.9. A process for the preparation of a micro emulsion to reduce the viscosity of heavy and extra-heavy crude oils claim 1 , which comprises mixing a surfactant claim 1 , a co-surfactant and brine claim 1 , stirring said mixture to form a microemulsion ...

Подробнее
27-03-2014 дата публикации

Highly-Concentrated Flowable Salts of Alkyl Polyalkoxy Sulphates

Номер: US20140083707A1
Принадлежит:

The present invention is directed to highly-concentrated compositions of salts of alkyl polyalkoxy sulphates, whereby in total at least ⅔ of all alkoxy unit of the alkyl polyalkoxy sulphates are propoxy units. 1. Highly-concentrated alkyl polyalkoxy sulphate compositions , comprising:a) more than 75% by weight salts of alkyl polyalkoxy sulphates, whereby the alkyl polyalkoxy sulphates have in average 3 to 20 alkoxy groups, at least ⅔ of all alkoxy groups of the alkyl polyalkoxy sulphates are propoxy groups and the alkyl residue is a fatty alcohol residue with 12 to 18 carbon atoms andb) 1 to below 25% by weight water;said compositions being flowable at least at 25° C.2. Composition in accordance with claim 1 , whereby the fatty alcohol residue has 12 to 17 carbon atoms.3. Composition in accordance with claim 1 , wherein the fatty alcohol residue is present in the form of a mixture containing branched fatty alcohol residues.4. Composition is accordance with claim 3 , wherein more than 50% of the branches are on the C2 carbon atom.5. Composition in accordance with claim 1 , wherein the alkoxy groups of the alkyl polyalkoxy sulphate salts are exclusively propoxy groups.6. Composition in accordance with claim 1 , wherein the proportion of the salts of the alkyl polyalkoxy sulphates is greater than 80 to 95% by weights.7. Composition in accordance with claim 1 , wherein the concentration of water is 5 to 18% by weight.8. Composition in accordance with claim 1 , wherein the salts are selected from the group consisting of sodium salts claim 1 , potassium salts claim 1 , and mixtures thereof.9. Composition in accordance with having a pour point of less than −5° C.10. Composition in accordance with further comprising 0.05 to 5% by weight of a buffers.11. Composition in accordance with containing 0 to 10% by weight of a non-ionic substance in accordance with DIN EN 13273:2001.12. Composition in accordance with containing less than 8 weight % other ionic substances.13. ...

Подробнее
03-04-2014 дата публикации

ALKYLAROMATIC SULFONATES FOR ENHANCED OIL RECOVERY PROCESS

Номер: US20140090838A1
Принадлежит: Chevron U.S.A. INC.

An alkylaromatic sulfonate is disclosed wherein the alkyl group contains a distribution of alkyl chain lengths which comprise greater than 15 weight percent and up to about 35 weight percent of Cto C. Also disclosed is a process for preparing an alkylaromatic sulfonate and its use in recovering crude oil from a subterranean hydrocarbon containing formation. 1. An alkylaromatic sulfonate wherein the alkyl group contains a distribution of alkyl chain lengths which comprise greater than 15 weight percent and up to about 35 weight percent of Cto C.2. The alkylaromatic sulfonate of claim 1 , wherein the at least one aromatic compound is selected from the group consisting of unsubstituted aromatic compounds claim 1 , monosubstituted aromatic compounds claim 1 , and disubstituted aromatic compounds.3. The alkylaromatic sulfonate of claim 2 , wherein the unsubstituted aromatic compounds claim 2 , monosubstituted aromatic compounds claim 2 , and disubstituted aromatic compounds are selected from the group consisting of benzene claim 2 , toluene claim 2 , meta-ylene claim 2 , para-xylene claim 2 , ortho-.xylene claim 2 , and mixtures thereof.4. The alkylaromatic sulfonate of claim 1 , wherein the alkyl group is derived from a mixture of linear alpha olefins or isomerized olefins containing from about 10 to about 58 carbon atoms.5. The alkylaromatic sulfonate of claim 1 , wherein the alkyl chain lengths comprise from about 45 weight percent to about 75 weight percent of Cto Cand greater than 15 weight percent and up to about 35 weight percent of Cto C.7. The alkylaromatic sulfonate of claim 6 , wherein the mono-valent cation is an alkali metal.8. The alkylaromatic sulfonate of claim 6 , wherein the alkali metal is sodium.9. The alkylaromatic sulfonate of claim 6 , wherein the alkylxylene sulfonate has an optimum salinity in the range of about 0.3 to 0.8 weight percent sodium chloride.10. A process for preparing an alkylaromatic sulfonate claim 6 , the process comprising:{'sub ...

Подробнее
03-04-2014 дата публикации

ENHANCED OIL RECOVERY BY IN-SITU STEAM GENERATION

Номер: US20140090839A1
Принадлежит:

Embodiments of the invention provide methods and composition for stimulating a hydrocarbon-bearing, heavy oil containing formation, a deep oil reservoir, or a tight oil reservoir, whereby exothermic reactants are utilized to generate in-situ steam and nitrogen gas downhole in the formation or the reservoir as an enhanced oil recovery process. An oil well stimulation method is provided, which includes injecting, into the one of the formation and the reservoir, an aqueous composition including an ammonium containing compound and a nitrite containing compound. The method further includes injecting, into the one of the formation and the reservoir, an activator. The activator initiates a reaction between the ammonium containing compound and the nitrite containing compound, such that the reaction generates steam and nitrogen gas, increasing localized pressure and improving oil mobility, in the one of the formation and the reservoir, thereby enhancing oil recovery from the one of the formation and the reservoir. 1. An oil well stimulation method for enhancing oil recovery from one of a formation and a reservoir , the oil well stimulation method comprising:injecting, into the one of the formation and the reservoir, an aqueous composition comprising an ammonium containing compound and a nitrite containing compound; andinjecting, into the one of the formation and the reservoir, an activator, the activator initiating a reaction between the ammonium containing compound and the nitrite containing compound, such that the reaction generates steam and nitrogen gas, increasing localized pressure and improving oil mobility, in the one of the formation and the reservoir, thereby enhancing oil recovery from the one of the formation and the reservoir.2. An oil well stimulation method as defined in claim 1 , wherein the injecting the aqueous composition comprises injecting the ammonium containing compound being selected from the group consisting of ammonium chloride claim 1 , ammonium ...

Подробнее
03-04-2014 дата публикации

METHODS AND COMPOSITIONS FOR ENHANCED OIL RECOVERY

Номер: US20140090841A1
Автор: Piispanen Peter S
Принадлежит: ORGANOPETROLEUM PSP AB

A method of recovering crude oil from a subterranean hydrocarbon-containing formation, comprises the steps: i) injecting into said formation an enhanced oil recovery composition comprising a) a surfactant having the general formula: R1-X—R2, wherein R1 is an open chain sugar alcohol, wherein X is one selected from NH, NCHand NCHCH, and wherein R2 is an aliphatic or aromatic group comprising at least 5 carbon atoms, b) water, and ii) recovering the crude oil, typically from one or more production wells. One advantage is that the composition is natural product-based. It has superior emulsification, wetting and dispersion capabilities. The composition functions well under heat, pressure, high salinity and high water hardness. The starting materials of the surfactant are renewable and inexpensive. The surfactant is non-toxic and degradable. 1. A method of recovering crude oil from a subterranean hydrocarbon-containing formation , said method comprising the steps: a) a surfactant having the general formula R1-X—R2;', 'wherein R1 is an open chain sugar alcohol;', {'sub': 3', '2', '3, 'wherein X is selected from the group consisting of NH, NCHand NCHCH; and'}, 'wherein R2 is an aliphatic or aromatic group comprising at least 5 carbon atoms;', 'b) water; and, 'i) injecting into said formation an enhanced oil recovery composition comprising'}ii) recovering the crude oil.2. The method according to claim 1 , wherein the recovery of crude oil in step ii) is from one or more production wells.3. The method according to claim 1 , wherein the pH of the composition is above 8.4. The method according to claim 1 , wherein the surfactant is recycled to said formation after recovering of the crude oil.5. The method according to claim 1 , wherein X is selected from the group consisting of NH claim 1 , NCH claim 1 , and NCHCH claim 1 , and wherein crude oil is recovered by lowering the pH.6. The method according to claim 1 , wherein R1 is selected from the group consisting of mannitol ...

Подробнее
03-04-2014 дата публикации

Methods and Compositions for In Situ Microemulsions

Номер: US20140090849A1
Принадлежит: BAKER HUGHES INCORPORATED

A plurality of first VES micelles may be converted into second VES micelles for subsequent formation of an in situ microemulsion downhole. The in situ microemulsion may include at least a portion of second VES micelles, e.g. spherical micelles, and a first oil-based internal breaker to initially aid in breaking the VES gelled aqueous fluid. The in situ microemulsion may increase the rate of flowback of an internally broken VES treatment fluid, increase the volume of treatment fluid recovered, increase the relative permeability or decrease water saturation of a hydrocarbon stream, e.g. oil, gas, and the like; reduce capillary pressure and water-block in the reservoir; enhance the solubilization and dispersion of VES molecules, internal breakers, and/or internal breaker by-products produced when breaking a VES gel; reduce the interfacial tension and/or the contact angle at the fluid-rock interface, reduce the water/oil interfacial tension, keep the reservoir surfaces water-wet, etc. 1. A method for generating an in situ microemulsion downhole , wherein the method comprises:breaking the viscosity of a VES gelled aqueous fluid with a first oil-based internal breaker, wherein the broken gelled aqueous fluid comprises spherical micelles; andforming in situ an in situ microemulsion downhole comprising at least a portion of the spherical micelles, the first oil-based internal breaker, and an additional component selected from the group consisting of a second oil-based internal breaker, a clean-up agent, an emulsifying agent, and combinations thereof; andwherein the in situ microemulsion performs a function selected from the group consisting of increasing the rate of flowback of an internally broken VES treatment fluid; increasing the volume of treatment fluid recovered; increasing the relative permeability of a hydrocarbon stream; decreasing water saturation of a hydrocarbon stream; reducing capillary pressure and water-block in the reservoir; enhancing the solubilization ...

Подробнее
10-04-2014 дата публикации

Thermal mobilization of heavy hydrocarbon deposits

Номер: US20140096961A1
Принадлежит: RII NORTH AMERICA Inc

A method is provided for applying a thermal process to a lower zone underlying an overlying hydrocarbon zone with thermal energy from the thermal process mobilizing oil in the overlying zone. The lower zone itself could be a hydrocarbon zone undergoing thermal EOR. Further, one can economically apply a thermal EOR process to an oil formation of low mobility and having an underlying zone such as a basal water zone. Introduction gas and steam, the gas having a higher density than the steam, into the underlying zone displaces the basal water and creates an insulating layer of gas between the steam and the basal water maximizing heat transfer upwardly and mobilizing viscous oil greatly reducing the heat loss to the basal water, economically enhancing production from thin oil bearing zones with underlying basal water which are not otherwise economic by other known EOR processes.

Подробнее
10-04-2014 дата публикации

SALT-TOLERANT ANIONIC SURFACTANT COMPOSITIONS FOR ENHANCED OIL RECOVERY (EOR) APPLICATIONS

Номер: US20140096967A1
Автор: Gao Bo, Sharma Mukul M.

The present invention includes compositions and methods for using an anionic surfactant composition for treating a hydrocarbon-bearing formation or a reservoir, of formula (I): 2. The composition of claim 1 , wherein the composition is used alone claim 1 , in conjunction with a polymer claim 1 , with another surfactant claim 1 , or as part of an alkaline surfactant polymer (ASP) composition for treating the hydrocarbon-bearing formation.3. The composition of claim 1 , wherein the composition is used for enhanced oil recovery (EOR) claim 1 , environmental ground water cleanup claim 1 , and other surfactant based applications.4. The composition of claim 1 , wherein the composition is used to treat the reservoir with salinities of up to about 350 claim 1 ,000 ppm.5. The composition of claim 1 , wherein the composition is used to treat the reservoir with salinities of 200 ppm claim 1 , 500 ppm claim 1 , 1000 ppm claim 1 , 5000 ppm claim 1 , 10 claim 1 ,000 ppm claim 1 , 50 claim 1 ,000 ppm claim 1 , 100 claim 1 ,000 ppm claim 1 , 150 claim 1 ,000 ppm claim 1 , 250 claim 1 ,000 ppm claim 1 , 350 claim 1 ,000 ppm.6. The composition of claim 1 , wherein the composition is used to treat the reservoir with a hardness ion concentration of up to about 50 claim 1 ,000 ppm.7. The composition of claim 1 , wherein the composition is used to treat the reservoir with a hardness ion concentration of 200 ppm claim 1 , 500 ppm claim 1 , 1000 ppm claim 1 , 5000 ppm claim 1 , 10 claim 1 ,000 ppm claim 1 , 50 claim 1 ,000 ppm.8. The composition of claim 1 , wherein the composition is thermally stable at temperatures of 200° C. or greater.9. The composition of claim 1 , wherein the composition is thermally stable at temperatures of 50° C. claim 1 , 100° C. claim 1 , 150° C. claim 1 , 200° C.10. The composition of claim 1 , wherein the composition has a formula (n-CH)(OCHCHCHCHO)(OCHSONa).11. The composition of claim 1 , wherein the composition has the formula (n-CH)(OCHCHCHCHO)(OCHSONO.12. ...

Подробнее
01-01-2015 дата публикации

ALTERING THE INTERFACE OF HYDROCARBON-COATED SURFACES

Номер: US20150000908A1
Принадлежит:

Methods and compositions are provided wherein microorganisms are used to alter the interface of hydrocarbons and hydrocarbon-coated surfaces to increase oil recovery, for improved bioremediation and/or to benefit pipeline maintenance. 2. The method of wherein injecting is into a production well or an injection well and recovery is from a production well.3. The method of wherein the medium comprises additional components selected from the group consisting of electron acceptor claim 1 , at least one additional carbon source claim 1 , and mixtures thereof.4. The method of wherein the medium comprises at least one additional microorganism.5. The method of wherein injection water or aqueous solution comprising components selected from the group consisting of electron acceptor claim 1 , carbon source claim 1 , and mixtures thereof is separately injected into the oil reservoir continuously or periodically following injection with the medium in (b). This application is a division application claiming priority to U.S. application Ser. No. 12/784,518 filed May 21, 2010, now U.S. Pat. No. 8,658,412, which in turn claims priority to United States Provisional Applications 61/180,529 and 61/180,445, each filed on May 22, 2009.This invention relates to the field of environmental microbiology and modification of heavy crude oil properties using microorganisms. More specifically, microorganisms are used to alter the interface between hydrocarbons and a surface to increase oil recovery from hydrocarbon coated surfaces.Hydrocarbons in the form of petroleum deposits and oil reservoirs are distributed worldwide. These oil reservoirs are measured in the hundreds of billions of recoverable barrels. Because heavy crude oil has a relatively high viscosity and may adhere to surfaces, it is essentially immobile and cannot be easily recovered by conventional primary and secondary means.Microbial Enhanced Oil Recovery (MEOR) is a methodology for increasing oil recovery by the action of ...

Подробнее
01-01-2015 дата публикации

COMPOSITIONS FOR OIL RECOVERY AND METHODS OF THEIR USE

Номер: US20150000909A1
Принадлежит: Dow Global Technologies LLC

Embodiments of the present disclosure include compositions for use in enhanced oil recovery, and methods of using the compositions for recovering oil. Compositions of the present disclosure include a nonionic, non-emulsifying surfactant having a CO-philicity in a range of about 1.5 to about 5.0, carbon dioxide in a liquid phase or supercritical phase, and water, where the nonionic, non-emulsifying surfactant promotes a formation of a stable foam formed of carbon dioxide and water. 1. (canceled)2. (canceled)3. (canceled)4. (canceled)5. (canceled)6. (canceled)7. (canceled)8. (canceled)9. (canceled)10. A method for recovering oil from a reservoir formation that is penetrated by at least one injection well and one production well , comprising:{'sub': '2', 'selecting a nonionic, non-emulsifying surfactant having a CO-philicity in a range of about 1.5 to about 5.0;'}forming a stable foam of carbon dioxide and water in the reservoir formation with the nonionic, non-emulsifying surfactant;lowering a viscosity of oil in the reservoir formation; andproducing oil having the lowered viscosity from the reservoir formation.11. The method of claim 10 , where forming the stable foam includes injecting the surfactant with at least one of carbon dioxide and water into the reservoir formation via the injection well.12. The method of claim 11 , where injecting the surfactant includes injecting the surfactant with carbon dioxide into the reservoir formation claim 11 , where the reservoir formation contains water.13. The method of claim 11 , where injecting the surfactant with at least one of carbon dioxide and water into the reservoir formation includes injecting the surfactant with water into the reservoir formation; andinjecting carbon dioxide into the reservoir formation after injecting the surfactant with water into the reservoir formation.14. The method of claim 11 , where injecting the surfactant with at least one of carbon dioxide and water into the reservoir formation includes ...

Подробнее
01-01-2015 дата публикации

METHOD AND SYSTEM FOR IMPACT PRESSURE GENERATION

Номер: US20150000917A1
Автор: Paulsen Jim-Viktor
Принадлежит:

A method is described for the recovery of hydrocarbon from a reservoir. The method includes arranging a chamber in fluid communication with the reservoir via at least one conduit, and having the chamber comprising first and second wall parts movable relative to each other. An impact pressure is provided in the fluid to propagate to the reservoir via the conduit, where the impact pressure is generated by a collision process between an object arranged outside of the fluid and the first wall parts for the first wall part to impact on the fluid in the chamber. Further, the chamber is arranged to avoid a build-up of gas-inclusions where the first wall part impacts on the fluid. This may be obtained by arranging the conduit in or adjacent to the zone where the gas-inclusions naturally gather by influence of the gravitational forces, or by placing the first wall part impacting on the fluid away from this zone. The invention further relates to a system for the generation of impact pressure. 1. An impact pressure generating system for the generation of impact pressure in a fluid employed to a reservoir for recovery of hydrocarbon from the reservoir , the system comprising an at least partly fluid-filled chamber in fluid communication with the reservoir via at least one conduit , the chamber comprising a first and a second wall part movable relative to each other , the system further comprising an object arranged outside said fluid to collide with the first wall part in a collision process to thereby impact on the fluid inside the chamber generating an impact pressure in the fluid to propagate to the reservoir via the conduit , wherein the chamber comprises a zone wherein gas-inclusions naturally gather by influence of the gravitational forces and wherein the chamber is arranged such as to avoid a build-up of gas-inclusions where the first wall part impacts on the fluid by placing the conduit in said zone , or by placing the first wall part impacting on the fluid away from ...

Подробнее
06-01-2022 дата публикации

Processing Hydrocarbon Production Data to Characterize Treatment Effectiveness and Landing Zones

Номер: US20220003113A1
Принадлежит:

A computer system and method for analyzing effectiveness of applied treatments or characterizing landing zones. The method includes, for respective one or more wells, receive production data, determining oil, gas, and/or water production data from the production data, determining an effective fluid production time for production of the oil and/or gas, combining the oil, gas, and/or water production data per to obtain a fluid production per time interval, calculate a fluid production rate per time interval as a function of the effective fluid production time and the fluid production of the time interval, and normalize the fluid production rate per time interval using a normalization factor that is available in the production data received. The method further includes analyzing effectiveness of treatments applied to one of the wells using the well's normalized fluid production rate associated with the plurality of time intervals. 1. A method , implemented by a computer , for analyzing effectiveness of applied treatments or characterizing a landing zone , the method comprising: receiving production data associated with a plurality of time intervals;', 'determining oil, gas, and/or water production data from the production data per time interval of a plurality of time intervals;', 'determining an effective fluid production time for production of the oil, gas, and/or water per time interval of the plurality of time intervals;', 'combining the oil, gas, and/or water production data per time interval of the plurality of time intervals to obtain a fluid production for the time interval;', 'calculating, per time interval of the plurality of time intervals, a fluid production rate as a function of the effective fluid production time and the fluid production of the time interval; and', 'normalizing the fluid production rate per time interval of the plurality of time intervals using a normalization factor that is available in the production data received; and, 'for respective ...

Подробнее
05-01-2017 дата публикации

FLOW CONTROL DEVICE FOR A WELL

Номер: US20170002625A1
Принадлежит:

An apparatus that is usable with a well includes a housing and a body. The housing includes an inlet and an outlet, and a fluid flow is communicated between the inlet and outlet. The body disposed inside the housing to form a fluid restriction for the fluid flow. The body includes an opening therethrough to divert a first portion of the fluid flow into a first fluid flow path; and a first surface to at least partially define the first fluid flow path. The body is adapted to move to control fluid communication through the first flow path based at least in part on at least one fluid property of the flow 1. An apparatus usable with a well , comprising:a housing comprising an inlet and an outlet, wherein a fluid flow is communicated between the inlet and outlet; and an opening therethrough to divert a first portion of the fluid flow into a first fluid flow path; and,', 'a first surface to at least partially define the first fluid flow path; and, 'a body disposed inside the housing to form a fluid restriction for the fluid flow, the body comprisingwherein the body is adapted to move to control fluid communication through the first flow path based at least in part on at least one fluid property of the flow.2. The apparatus of claim 1 , wherein the first surface of the body faces away from the inlet.3. The apparatus of claim 1 , wherein the fluid flow is communicated radially outward from the opening to the outlet.4. The apparatus of claim 1 , wherein the outlet comprises a plurality of openings in the housing.5. The apparatus of claim 1 , wherein:the first surface of the body faces away from the inlet; andthe first fluid flow path extends between the first surface and the housing.6. The apparatus of claim 1 , wherein the body further comprises:a hub to circumscribe the opening and receive the first diverted portion of the fluid flow; anda first flange to extend radially away from hub, the first flange comprising the first surface and the first surface facing the housing ...

Подробнее
04-01-2018 дата публикации

SYSTEM AND METHOD FOR ENHANCED OIL RECOVERY

Номер: US20180003017A1
Автор: Whitson Curtis Hays
Принадлежит:

A system and method for enhanced oil recovery comprises a vertical and/or lateral string section configured for installation in a wellbore. A production segment with an uphole production packer and a production valve allows a fluid flow into the string section and prevents a fluid flow in the reverse direction. An injection segment with an uphole injection packer and an injection valve allows a fluid flow out from the string section and prevents a fluid flow in the reverse direction. The production segment and the injection segment are configured to be installed in fluid communication with each other through a reservoir within one well. The production valve is configured to open when the pressure within the production segment is at or below an ambient pressure and to close when the pressure within the production segment exceeds the ambient pressure. 2130131. The system according to claim 1 , further comprising a shut-off segment () with an uphole shut-off packer () and no open valve.3110114. The system according to claim 1 , wherein the production segment () further comprises a downhole production packer ().4110114. The system according to claim 2 , wherein the production segment () further comprises a downhole production packer ().5120124. The system according to claim 1 , wherein the injection segment () further comprises a downhole injection packer ().6120124. The system according to claim 2 , wherein the injection segment () further comprises a downhole injection packer ().7120124. The system according to claim 3 , wherein the injection segment () further comprises a downhole injection packer ().8120124. The system according to claim 4 , wherein the injection segment () further comprises a downhole injection packer ().92130134. The system according to claim 4 , wherein the shut-off segment () further comprises a downhole shut-off packer ().10130134. The system according to claim 3 , wherein the shut-off segment () further comprises a downhole shut-off packer (). ...

Подробнее
02-01-2020 дата публикации

EQUALIZING HYDROCARBON RESERVOIR PRESSURE

Номер: US20200003027A1
Принадлежит: Saudi Arabian Oil Company

A hydrocarbon reservoir model simulation is executed to distribute gas among available gas injectors associated with a hydrocarbon reservoir. Using the result of the executed hydrocarbon reservoir simulation, streamline tracing is executed to calculate hydrocarbon flow fields. Using the results of the executed hydrocarbon reservoir simulation and the executed streamline tracing, a reservoir pressure equalization (RPE) algorithm is executed to distribute an amount of gas according to an injection strategy to satisfy an assigned voidage replace ratio (VRR) for each region of the hydrocarbon reservoir. Post-processing of the results of the RPE algorithm is performed. Using the result of the post-processing, gas injection in the hydrocarbon reservoir is performed with the available gas injectors. 1. A computer-implemented method for equalization of hydrocarbon reservoir pressure , comprising:executing a hydrocarbon reservoir model simulation to distribute gas among available gas injectors associated with a hydrocarbon reservoir;using the result of the executed hydrocarbon reservoir simulation, executing streamline tracing to calculate hydrocarbon flow fields;using the results of the executed hydrocarbon reservoir simulation and the executed streamline tracing, executing a reservoir pressure equalization (RPE) algorithm to distribute an amount of gas according to an injection strategy to satisfy an assigned voidage replace ratio (VRR) for each region of the hydrocarbon reservoir;performing post-processing of the results of the RPE algorithm; andusing the result of the post-processing, performing gas injection in the hydrocarbon reservoir with the available gas injectors.2. The computer-implemented method of claim 1 , further comprising:incrementing a selected time increment period with respect to a selected prediction period; anddetermining whether the end of the selected prediction period has been reached.3. The computer-implemented method of claim 1 , wherein the ...

Подробнее
03-01-2019 дата публикации

METHOD AND DEVICE FOR SONOCHEMICAL TREATMENT OF WELL AND RESERVOIR

Номер: US20190003288A1
Принадлежит:

A method includes simultaneously injecting a chemical agent, through an injector, into a perforated wellbore section of a well in a hydrocarbon reservoir, and generating an acoustic wave with an acoustic tool in the wellbore section. The injector and acoustic tool are moved to and fro in synchronization. The acoustic tool includes at least one of a sonotrode and a shock wave tool. A down-hole tool assembly comprises the injector, the acoustic tool, and a movable cable hose connected to the injector and the acoustic tool for moving the injector and acoustic tool to and fro in synchronization. The cable hose comprises a wire for supplying power to the acoustic tool and having a conduit for supplying the chemical agent to the injector. 1. A method comprising:simultaneously injecting a chemical agent, through an injector, into a perforated wellbore section of a well in a hydrocarbon reservoir, and generating an acoustic wave with an acoustic tool positioned in the perforated wellbore section, while the injector and acoustic tool are moved to and fro in synchronization, wherein the acoustic tool comprises a sonotrode for generating an ultrasonic wave.2. The method of claim 1 , wherein the acoustic tool comprises more than one sonotrodes.3. The method of claim 1 , wherein the acoustic tool comprises one or more shock wave tools for generating a hydraulic shock wave.4. The method of any one of claim 1 , further comprising claim 1 , applying a cyclic fluid pressure in the perforated wellbore section of the well.5. The method of any one of claim 1 , wherein the injector and the acoustic tool are connected to a cable hose for moving the injector and acoustic tool to and fro in synchronization claim 1 , the cable hose comprising a wire for supplying power to the acoustic tool and having a conduit for supplying the chemical agent to the injector.6. The method of claim 5 , wherein the cable hose comprises an armored cable body defining the conduit.7. The method of claim 5 , ...

Подробнее
13-01-2022 дата публикации

BRANCHED AMINO ACID SURFACTANTS FOR OIL AND GAS PRODUCTION

Номер: US20220010197A1
Автор: Asirvatham Edward
Принадлежит:

Branched surfactants for use in formulations and processes suitable for hydrocarbon recovery. These formulations, include formulations suitable for fracking, enhancing oil and or gas recovery, and the recovery and/or production of bio-based oils. 2. The formulation of claim 1 , further comprising at least one additional surfactant selected from the group consisting of: an anionic surfactant having a hydrophobic chain of 12 to 24 carbon atoms selected from the group consisting of sulfonate surfactants claim 1 , sulfate surfactants claim 1 , cationic surfactants claim 1 , nonionic surfactants claim 1 , and zwitterionic surfactants.3. The formulation of claim 1 , wherein the aqueous phase comprises at least one inorganic salt claim 1 , selected from the group consisting of: sodium chloride claim 1 , sodium sulfate claim 1 , potassium chloride claim 1 , magnesium sulfate claim 1 , andmagnesium chloride.4. The formulation of claim 1 , further comprising at least one polymer selected from the group consisting of: a quaternary ammonium compound claim 1 , such as a cationic polymer comprising a quaternary diallyl dialkyl ammonium monomer claim 1 , and/or an anionic surfactant claim 1 , preferably an anionic polymer comprising an anionic monomer selected from the group consisting of acrylic acid claim 1 , methacrylic acid claim 1 , and combinations thereof claim 1 , wherein the average molecular weight of said anionic polymer ranges from about 50 claim 1 ,000 to about 10 claim 1 ,000 claim 1 ,000.5. The formulation of claim 1 , further including lecithin or modified lecithin.6. The formulation of claim 1 , further comprising at least one water immiscible solvent.7. The formulation of claim 1 , further comprising at least one water miscible solvent.8. The formulation of claim 1 , further comprising at least one gas selected from the group consisting of; air claim 1 , nitrogen claim 1 , carbon dioxide claim 1 , and natural gas.9. The formulation of claim 1 , further including ...

Подробнее
13-01-2022 дата публикации

STRAIN DECOMPOSITION METHOD

Номер: US20220010662A1
Принадлежит:

Strain information may define strain of a material to stress. The strain of the material may be decomposed into classical strain, hysteretic strain, and residual strain. The classical strain, the hysteretic strain, and the residual strain may be used to facilitate modeling of the material. For example, the classical strain, the hysteretic strain, and the residual strain of a rock may be used to facilitate modeling of a subsurface region that includes the rock such as a reservoir simulation to predict hydrocarbon recovery. 1. A system for decomposing material strain , the system comprising: obtain strain information, the strain information defining strain of a material to stress;', 'decompose the strain of the material into classical strain, hysteretic strain, and residual strain; and', 'facilitate modeling of the material based on the classical strain, the hysteretic strain, and the residual strain., 'one or more physical processors configured by machine-readable instructions to2. The system of claim 1 , wherein the strain of the material to stress includes measurement of change in the strain of the material to change in stress.3. The system of claim 2 , wherein the change in stress includes one or more cycles of stress increase and stress decrease.4. The system of claim 1 , wherein facilitation of the modeling of the material based on the classical strain claim 1 , the hysteretic strain claim 1 , and the residual strain includes determination of an effective modulus of elasticity of the material for the modeling of the material based on the classical strain claim 1 , the hysteretic strain claim 1 , and the residual strain.5. The system of claim 1 , wherein the material includes a rock claim 1 , and the modeling of the material includes simulation of a reservoir that includes the rock to predict hydrocarbon recovery from the reservoir.6. The system of claim 5 , wherein the simulation of the reservoir that includes the rock to predict the hydrocarbon recovery from ...

Подробнее
08-01-2015 дата публикации

Viscoelastic surfactants crosslinked with divalent ions and methods for making and using same

Номер: US20150007989A1
Принадлежит: Clearwater International Inc

Viscoselastic surfactant systems including at least one viscoelastic surfactant and at least one divalent metal compound, where the systems are useable for enhancing oil production in oil wells that coproduce high volumes of gas and/or water and for enhancing gas injection uniformity into injection formations and methods including treating producing or injecting formations with the systems to enhance oil production in treated producing zones or enhance injection efficiency in injection zones.

Подробнее
27-01-2022 дата публикации

SYNTHESIS OF A CATIONIC SURFMER AND ITS COPOLYMERS FOR ENHANCED OIL RECOVERY

Номер: US20220025090A1
Автор: Han Ming, Xu Limin, Zhang Xuan
Принадлежит: Saudi Arabian Oil Company

Provided is a quaternary ammonium surfmer, that may have the following general formula (I): N—RRRR(X), where: Rand Rmay independently be H or a C-Calkyl, Rmay be a C amidoalkyl group, Rmay be a C-Calkyl having a terminal olefin double bond group, and X may be a halogen. Further provided is a method for synthesizing the quaternary ammonium surfmer and a method for recovering hydrocarbons from a subterranean formation that may include injecting a treatment fluid comprising the quaternary ammonium surfmer into the subterranean formation. 1. A quaternary ammonium surfmer , having the following general formula (I){'br': None, 'sup': +', '1', '2', '3', '4', '−, 'N—RRRR(X)\u2003\u2003(I)'}where:{'sup': 1', '2, 'sub': 1', '3, 'Rand Rare independently H or a C-Calkyl,'}{'sup': '3', 'sub': '19+', 'Ris a C amidoalkyl group,'}{'sup': '4', 'sub': 3', '6, 'Ris a C-Calkyl having a terminal olefin double bond group, and'}X is a halogen.2. The quaternary ammonium surfmer of claim 1 , wherein Ris an erucyl-amidoalkyl group.3. The quaternary ammonium surfmer of claim 2 , wherein Ris an erucyl-amidopropyl group.4. The quaternary ammonium surfmer of claim 1 , wherein Rand Rare each a methyl group.5. The quaternary ammonium surfmer of claim 1 , wherein Ris an allyl group (—CH—CH═CH).6. The quaternary ammonium surfmer of claim 1 , wherein X is bromide or chloride.7. The quaternary ammonium surfmer of claim 1 , having the following general formula (II):{'br': None, 'sup': 5', '6', '7', '+', '1', '2', '4', '−, 'R—CH═CH—R—COHN—R—NRRR(Br)\u2003\u2003(II)'}where:{'sup': '5', 'sub': 8', '16, 'Ris a C-Calkyl,'}{'sup': '6', 'sub': 9', '16, 'Ris a C-Calkyl,'}{'sup': '7', 'sub': 2', '6, 'Ris a C-Calkyl, and'}{'sup': 1', '2', '4, 'claim-ref': {'@idref': 'CLM-00001', 'claim 1'}, 'R, R, and Rare as defined in .'}8. The quaternary ammonium surfmer of claim 7 , wherein Ris a Calkyl claim 7 , Ris a Calkyl claim 7 , Ris propyl claim 7 , Rand Rare each methyl claim 7 , and Ris an allyl group (—CH—CH═CH) or ...

Подробнее