Skip navigation
Please use this identifier to cite or link to this item:
Full metadata record
DC FieldValueLanguage
dc.contributor.authorRahimi, Khosro-
dc.contributor.authorSharifara, Ehsan-
dc.contributor.authorSarwestani, Mohammad Hadi Fatehi-
dc.identifier.citationOil Produktion Affected by ASP and Gelation Technologies / K. Rahimi, E. Sharifara, M. Hadi, F. Sarwestani // Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ. - 2013. - № 3. - C. 33-47.uk_UA
dc.description.abstractПроведено аналіз впливу технологій внесення інгібітору корозії ASP і технологій огелювання на рівень нафтовидобутку. Показано, що технології огелювання були розроблені для забезпечення більш ефективного вертикального розгорнення, для затоплення природно тріщинуватих порід-колекторів нафти. Наведено результати аналізу ефективності використання комбінації цих двох технологій, які, на думку автора, могли б розширити застосовність лужного поверхнево-полімерного заводнення.uk_UA
dc.description.abstractGelation technologies have been developed to provide more efficient vertical sweep efficiencies for flooding naturally fractured oil reservoirs or more efficient areal sweep efficiency for those with high permeability contrast «thief zones». The field proven alkaline-surfactant-polymer technology economically recovers 15% to 25% OOIP more oil than water flooding from swept pore space of an oil reservoir. However, alkaline-surfactant-polymer technology is not amenable to naturally fractured reservoirs or those with thief zones because much of injected solution bypasses target pore space containing oil. This work investigates whether combining these two technologies could broaden applicability of alkaline-surfactant-polymer flooding into these reservoirs. Aluminum citrate-polyacrylamide, resorcinol-formaldehyde, and the silicate-polyacrylamide gel systems did not produce significant incremental oil in linear core floods. Both flowing and rigid flowing chromium acetatepolyacrylamide gels and the xanthan gum-chromium acetate gel system produced incremental oil with the rigid flowing gel producing the greatest amount. Higher oil recovery could have been due to higher differential pressures across cores. None of the gels tested appeared to alter alkaline-surfactant-polymer solution oil recovery. Total water flood plus chemical flood oil recovery sequence recoveries were all similar.uk_UA
dc.subjectінгібітор корозії ASPuk_UA
dc.subjectтехнологія огелюванняuk_UA
dc.subjectcorrosion inhibitor ASPuk_UA
dc.subjectgelation technologiesuk_UA
dc.subjectoil productionuk_UA
dc.titleOil Produktion Affected by ASP and Gelation Technologiesuk_UA
Appears in Collections:Розвідка та розробка нафтових і газових родовищ - 2013 - №3

Files in This Item:
File Description SizeFormat 
3382p.pdf758.67 kBAdobe PDFView/Open
Show simple item record   Google Scholar

Items in DSpace are protected by copyright, with all rights reserved, unless otherwise indicated.