RU2109133C1 - Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves - Google Patents
Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves Download PDFInfo
- Publication number
- RU2109133C1 RU2109133C1 RU97115241A RU97115241A RU2109133C1 RU 2109133 C1 RU2109133 C1 RU 2109133C1 RU 97115241 A RU97115241 A RU 97115241A RU 97115241 A RU97115241 A RU 97115241A RU 2109133 C1 RU2109133 C1 RU 2109133C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- water
- wells
- air
- gases
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к разработке нефтегазовых месторождений и может быть использовано в нефтяной и газовой промышленностях. The invention relates to the development of oil and gas fields and can be used in the oil and gas industries.
К нефтяной залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти (μн < 30 mПа•с) относятся низкопроницаемые, недонасыщенные нефтью, выработанные методом заводнения и сложнопостроенные пласты. В большинстве нефтяных регионов страны доля таких запасов в общем балансе является преобладающей и имеет тенденцию к неуклонному возрастанию.Oil deposits with hard-to-recover oil reserves (μ n <30 mPa • s) include low-permeability, undersaturated oil produced by water flooding and complex reservoirs. In most oil regions of the country, the share of such reserves in the overall balance sheet is predominant and tends to increase steadily.
Известные способы разработки таких залежей подразделяются, как известно, на две группы. К первой относятся методы поддержания пластового давления путем закачки воды, углекислого и углеводородного газов. Ко второй - методы без поддержания пластового давления - разработка осуществляется за счет естественной упругой энергии пластовой системы, газовой шапки, законтурной водоносной области, растворенного газа и гравитационного режима [1]. Known methods for developing such deposits are divided, as is known, into two groups. The first includes methods to maintain reservoir pressure by injecting water, carbon dioxide and hydrocarbon gases. The second - methods without maintaining reservoir pressure - development is carried out due to the natural elastic energy of the reservoir system, gas cap, aquifer, dissolved gas, and gravity [1].
Недостатком известных методов разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти является их низкая эффективность. В частности метод заводнения в различных модификациях не применим в низкопроницаемых коллекторах в силу незначительных дебитов скважин, в остальных видах залежей - в силу низкой фазовой проницаемости по нефти. Разработка залежей на режимах истощения, как правило, не применима из-за недостаточной величины естественной пластовой энергии. Эксплуатация залежей путем закачки углекислого или углеводородных газов затруднена по техническим причинам и из-за отсутствия необходимых объемов газов. В силу отмеченных недостатков эксплуатация таких залежей, как правило, нерентабельна, по многим из них запасы числятся как забалансовые. A disadvantage of the known methods for developing deposits with hard-to-recover oil reserves is their low efficiency. In particular, the waterflooding method in various modifications is not applicable in low-permeability reservoirs due to insignificant well flow rates, in other types of deposits - due to low phase permeability for oil. The development of deposits in depletion regimes, as a rule, is not applicable due to the insufficient amount of natural reservoir energy. The exploitation of deposits by injection of carbon dioxide or hydrocarbon gases is difficult for technical reasons and due to the lack of the required volumes of gases. Owing to the noted shortcomings, the exploitation of such deposits is, as a rule, unprofitable, for many of them the reserves are listed as off-balance.
Прототипом изобретения является способ разработки, основанный на применении в залежах с высоковязкими нефтями внутрипластового горения [2]. В известном способе закачивают в нагнетательные скважины воздух в качестве окислителя нефти и воду. Из добывающих скважин отбирают воду, нефть, продукты ее горения (азот, окись и двуокись углерода), попутные нефтяные газы. Известны способ применяют, как правило, в залежах с высоковязкой нефтью (μн > 3О mПа•с). Поддерживая на фронте горения высокую температуру (около 400-700oС), снижают тем самым вязкость нефти и повышают дебиты добывающих скважин.The prototype of the invention is a development method based on the use of in-situ combustion in deposits with high-viscosity oils [2]. In the known method, air is injected into injection wells as an oxidizing agent of oil and water. Water, oil, its combustion products (nitrogen, oxide and carbon dioxide), associated petroleum gases are taken from production wells. The known method is used, as a rule, in deposits with highly viscous oil (μ n > 3O mPa • s). Maintaining a high temperature at the combustion front (about 400-700 o C), thereby reducing the viscosity of oil and increase the production rate of production wells.
Недостатком известного способа является низкая скорость продвижения фронта горения, частичная утилизация кислорода из закачиваемого воздуха, большой расход топлива (нефти) на поддержание горения. Поскольку рассматриваемые типы залежей характеризуются низким нефтенасыщением, применение известного способа становится невозможным из-за небольшого дополнительного нефтеизвлечения. Серьезным недостатком известного способа является выброс в атмосферу земли газов горения, в том числе углекислого газа. Мировое сообщество, как известно, ставит вопрос о снижении выброса СО2 в атмосферу к 2000 году на 50-80%.The disadvantage of this method is the low speed of advancement of the combustion front, partial utilization of oxygen from the injected air, high fuel (oil) consumption for maintaining combustion. Since the considered types of deposits are characterized by low oil saturation, the application of the known method becomes impossible due to the small additional oil recovery. A serious disadvantage of this method is the emission into the atmosphere of the earth of combustion gases, including carbon dioxide. The world community is known to raise the question of reducing CO 2 emissions into the atmosphere by 2000 by 50-80%.
Задачей изобретения является создание эффективного способа разработки залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти нормальной вязкости путем снижения расхода топлива на единицу добываемой нефти и создания в пласте условий смешивающегося вытеснения нефти водогазовыми смесями. Поскольку вязкости нефти в рассматриваемых залежах невысокие, отсутствует необходимость их понижения за счет разогрева пласта до высоких температур, а водогазовое воздействие (ВГВ), как известно, существенно эффективнее как метода заводнения, так и чисто газового воздействия. The objective of the invention is to create an effective method for developing deposits with hard-to-recover oil reserves of normal viscosity by reducing fuel consumption per unit of oil produced and creating in the reservoir conditions of miscible displacement of oil by gas-gas mixtures. Since the oil viscosities in the considered deposits are low, there is no need to lower them due to heating the formation to high temperatures, and the water-gas treatment (HBV), as is known, is much more effective than both the waterflooding method and purely gas treatment.
Для решения задачи предложен способ разработки залежи с трудноизвлекаемыми запасами нефти путем размещения на ней нагнетательных и добывающих скважин, закачки в нагнетательные скважины оторочек воздуха и воды для создания в пласте внутрипластового горения и отбора нефти из добывающих скважин, при этом при разработке залежи с запасами нефти нормальной вязкости из продукции добывающих скважин выделяют попутные нефтяные газы и газы горения, которые отдельно или совместно с попутными нефтяными газами нагнетают в нагнетательные скважины, при этом закачку оторочек воздуха чередуют с нагнетанием вышеуказанных газов и разделяют из закачкой технических оторочек воды, а соотношение объемов закачки оторочек воздуха и воды выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400oС.To solve the problem, a method is proposed for developing deposits with hard-to-recover oil reserves by placing injection and production wells on it, injecting air and water rims into injection wells to create in-situ combustion and extracting oil from production wells, while developing a field with normal oil reserves viscosities from production of producing wells produce associated petroleum gases and combustion gases, which are separately or together with associated petroleum gases injected into injection wells , while the injection of air rims is alternated with the injection of the above gases and separated from the injection of technical rims of water, and the ratio of the volumes of injection of the rims of air and water is selected from the condition of maintaining a temperature of 300-400 o C. at the combustion front.
Кроме того:
- до или после закачки в нагнетательные скважины оторочек воздуха, воды и нагнетания в них газов в добывающих скважинах выжигают внутрипластовым горением призабойные зоны пласта, соответствующие их внутренним фильтрационным сопротивлениям;
- для выжигания призабойных зон добывающих скважин разделяют нагнетанием оторочек кислотных композиций, закачиваемых в добывающие скважины, первые оторочки воздуха и следующие за ними оторочки воды;
- добавляют водные суспензии тонкодисперсных горючих материалов в закачиваемые в нагнетательные скважины оторочки воды;
- для выжигания призабойных зон в добывающих скважинах проводят в них гидравлический разрыв пласта;
- до начала закачки воздуха в нагнетательные скважины проводят в них гидравлический разрыв пласта.Besides:
- before or after injection into the injection wells of the fringes of air, water and injection of gases in them in the production wells, the bottom-hole zones of the formation, corresponding to their internal filtration resistances, are burned by in-situ combustion;
- to burn the bottom-hole zones of the production wells, the injection of the rims of the acid compositions injected into the production wells is separated by the first air rims and the water rims following them;
- add aqueous suspensions of finely divided combustible materials to the rims of water injected into the injection wells;
- to burn bottom-hole zones in production wells, hydraulic fracturing is carried out in them;
- before the start of air injection into injection wells, hydraulic fracturing is carried out in them.
Отличительной особенностью залежей с трудноизвлекаемыми запасами нефти нормальной вязкости является их невысокая нефтенасыщенность. В низкопроницаемых пластах, как известно, начальная нефтенасыщенность тем ниже, чем меньше проницаемость. Как правило, она не намного выше остаточной нефтенасыщенности. В залежах водонефтяных и недонасыщенных нефтью сравнительно высокая нефтенасыщенность приурочена к сводовым частям продуктивных пластов. По законам гравитации закачиваемая вода также практически не вытесняет запасы нефти. Указанное обстоятельство характерно также для залежей, выработанных методом заводнения. Начальная нефтенасыщенность в них может присутствовать только в низкопроницаемых прослоях, не вовлеченных в разработку при заводнении. Указанные обстоятельства делают разработку указанных залежей методом заводнения неэффективной. A distinctive feature of deposits with hard-to-recover oil reserves of normal viscosity is their low oil saturation. In low-permeability formations, as is known, the initial oil saturation is lower, the lower the permeability. As a rule, it is not much higher than residual oil saturation. In oil-water and undersaturated oil deposits, a relatively high oil saturation is confined to the vaulted parts of productive formations. According to the laws of gravity, injected water also practically does not displace oil reserves. This circumstance is also characteristic of deposits developed by water flooding. Initial oil saturation in them can be present only in low-permeability layers that are not involved in development during flooding. These circumstances make the development of these deposits by water flooding ineffective.
По этой причине они, как правило, не разрабатываются, а запасы многих из них считаются забалансовыми. For this reason, they are usually not developed, and the reserves of many of them are considered off-balance.
Повышение эффективности нефтеизвлечения из такого рода пластов возможно путем применения водогазового воздействия. Газовы компонент вытесняющего агента должен быть по возможности растворимым с нефтью. Водогазовое воздействие в практике разработки нефтяных месторождений распространено слабо, в основном из-за отсутствия необходимых объемов газов (углеводородных или углекислого). В предложенном методе кислород из закачиваемого воздуха окисляет нефть, образуя газы горения. В смеси с образовавшимся паром и легкими фракциями нефти, выделившимися из нефти в прогретой зоне пласта (зоны температуры, фронта горения, испарения и парового плато [1], парогазовая смесь, как показывают многочисленные лабораторные и промысловые эксперименты, является смесимой с нефтью. При ее прохождении через коллектора степень нефтевытеснения по сравнению с методом заводнения существенно увеличивается вплоть до 100%. Это обстоятельство и является основой повышения эффективности разработки залежей. Improving the efficiency of oil recovery from such formations is possible through the use of water-gas treatment. The gas component of the displacing agent should be as soluble as possible with oil. Water-gas effects in the practice of developing oil fields are poorly distributed, mainly due to the lack of the necessary volumes of gases (hydrocarbon or carbon dioxide). In the proposed method, oxygen from the injected air oxidizes oil, forming combustion gases. In a mixture with steam and light oil fractions released from oil in the heated zone of the formation (temperature zone, combustion front, evaporation and steam plateau [1], the gas-vapor mixture, as shown by numerous laboratory and field experiments, is miscible with oil. passing through the reservoir, the degree of oil displacement compared to the waterflooding method significantly increases up to 100%, which is the basis for increasing the efficiency of reservoir development.
Отдельное или совместное с попутными нефтяными газами нагнетание газов горения необходимо проводить в связи со следующими обстоятельствами. Как известно, для эффективного нефтеизвлечения из реальных неоднородных пластов с применением водогазового воздействия величина газовой оторочки должна быть в пределах 0,3-0,6 порового нефтенасыщенного объема пласта. В недонасыщенных нефтью залежах при закачке воздуха такой объем вытесняющего газа получить невозможно. Нагнетание вышеуказанных газов устраняет этот недостаток. В известном способе разработки коэффициент использования кислорода воздуха, как известно, всегда меньше единицы. При большой необходимой величине создаваемой в пласте газовой оторочки неизрасходованный кислород будет выходить из добывающих скважин совместно с углеводородными газами. Это чревато образованием гремучих смесей, взрывом скважин со всеми вытекающими тяжелыми последствиями. Указанный недостаток также устраняется нагнетанием оторочек газов горения отдельно или совместно с попутными нефтяными газами. Проходя в пласте вслед за оторочками воздуха и воды, они проталкивают воздух (кислород) через фронт горения, где он полностью расходуется, обеспечивая тем самым безопасность реализации технологического процесса. При этом, как видно, углекислый газ, полностью утилизируется для выполнения полезной работы, обеспечивая экологическую чистоту технологии. Separate or combined with associated petroleum gas injection of combustion gases must be carried out in connection with the following circumstances. As is known, for effective oil recovery from real heterogeneous formations using water-gas treatment, the gas rim should be in the range of 0.3-0.6 of the pore oil-saturated volume of the formation. In air-unsaturated reservoirs, it is impossible to obtain such a volume of displacing gas during air injection. The injection of the above gases eliminates this drawback. In the known method of development, the coefficient of utilization of oxygen in the air, as is known, is always less than unity. With a large required value of the gas rim created in the formation, unspent oxygen will leave the producing wells together with hydrocarbon gases. This is fraught with the formation of explosive mixtures, the explosion of wells with all the ensuing severe consequences. This drawback is also eliminated by injection of the fringes of the combustion gases separately or together with associated petroleum gases. Passing in the formation after the rims of air and water, they push air (oxygen) through the combustion front, where it is completely consumed, thereby ensuring the safety of the process. At the same time, as you can see, carbon dioxide is completely utilized to perform useful work, ensuring the environmental cleanliness of the technology.
Предложены модификации способа разработки, направленные на повышение его эффективности. Выжигание призабойных зон нагнетательных и/или добывающих скважин, чистое или в сочетании с кислотными композициями и/или гидроразрывом пласта, сильно интенсифицирует процесс выработки запасов. Закачка суспензий тонкодисперсных горючих материалов направлена на выравнивание фильтрационных потоков по скоростям, то есть на увеличение нефтеотдачи и сокращение отбора балластных агентов. Modifications of the development method aimed at increasing its effectiveness are proposed. Burning of bottom-hole zones of injection and / or production wells, clean or in combination with acid compositions and / or hydraulic fracturing, intensifies the process of reserves development. The injection of suspensions of finely dispersed combustible materials is aimed at equalizing the filtration flows at speeds, that is, at increasing oil recovery and reducing the selection of ballast agents.
Способ осуществляют следующим образом. Выбор залежи проводится из условия наличия в ней пластовой температуры не ниже 65oС, при которой процессы горения нефти проходят устойчиво и самопроизвольно. На разрабатываемой залежи используют пробуренные системы добывающих и нагнетательных скважин. Последние, при необходимости, могут быть построены заново. На неразбуренных зонах эксплуатационные объекты, системы размещения добывающих и нагнетательных скважин, а также режимы работы тех и других выбирают в соответствии с требованиями регламента [3]. На выбранной залежи (участке) проводят технико-экономические расчеты по обоснованию необходимой оторочки газа в водогазовом воздействии. Проводят работы с применением методики [4] и автоматизированной системы проектирования [5]. Освоение нагнетательной скважины, вступающей в эксплуатацию вновь, начинают с закачки в нее оторочки воды, как обеспечивающей более высокий по сравнению с воздухом или газами горения коэффициент работающей толщины. Затем закачивают оторочку воздуха. Соотношение объемов закачиваемых воды и воздуха выбирают из условия поддержания на фронте горения температуры 300-400oС. Конкретные соотношения в зависимости от геолого-физических условий пластов подбирают по рекомендациям работ [1, 2]. Вслед за оторочкой воздуха нагнетают оторочку газов гонения отдельно или совместно с попутными нефтяными газами, разделяя их закачкой небольшой (технической) оторочкой воды. Последняя необходима для исключения контакта кислорода воздуха с углеводородными компонентами нефтяных газов для предотвращения образования гремучей смеси. Объем технической оторочки принимают равным объему насосно-компрессорных труб, по которым проводится закачка. Объем оторочки нагнетаемых газов подбирают из условия снижения температуры в зоне испарения не ниже температуры образования водяного пара после полного израсходования кислорода воздуха и прекращения горения нефти. Цикл нагнетания оторочек продолжают до тех пор, пока не будет закачана требуемая по технологии суммарная оторочка газа в водогазовом воздействии. Технические средства для нагнетания подбирают исходя из масштабов осуществления способа. В соотношении с выбранными техническими средствами проводят подготовку для закачки воздуха и нагнетания газов горения. Отделение последних из продукции добывающих скважин проводят по известным схемам. Реализацию мероприятий, направленных на повышение эффективности способа, осуществляют с применением известных технологий и технических средств. В частности, призабойные зоны добывающих и/или нагнетательных скважин выжигают сухим или влажным внутрипластовым горением [1].The method is as follows. The choice of deposits is carried out on the condition that the reservoir temperature in it is not lower than 65 o C, at which the oil combustion processes are stable and spontaneous. On the developed reservoir using drilled systems of producing and injection wells. The latter, if necessary, can be rebuilt. On undrilled zones, production facilities, placement systems for production and injection wells, as well as operating modes of both are selected in accordance with the requirements of the regulation [3]. On the selected deposit (site), technical and economic calculations are carried out to justify the necessary gas rim in water-gas treatment. Work is carried out using the methodology [4] and the computer-aided design system [5]. Development of the injection well, which is commissioning again, begins with the injection of water rims into it, as it provides a higher coefficient of working thickness compared to air or combustion gases. Then a rim of air is pumped. The ratio of the volumes of injected water and air is selected from the condition of maintaining a temperature of 300-400 o C. at the combustion front. Specific ratios, depending on the geological and physical conditions of the layers, are selected according to the recommendations of [1, 2]. Following the rim of the air, the rim of the persecution gases is injected separately or together with associated petroleum gases, sharing them by pumping a small (technical) rim of water. The latter is necessary to prevent contact of atmospheric oxygen with the hydrocarbon components of petroleum gases to prevent the formation of an explosive mixture. The volume of the technical rim is taken equal to the volume of the tubing through which the injection is carried out. The volume of the rim of the injected gases is selected from the condition of lowering the temperature in the evaporation zone not lower than the temperature of formation of water vapor after complete consumption of air oxygen and cessation of oil combustion. The rim injection cycle is continued until the total gas rim in the gas-water action required by the technology is pumped. Technical means for injection are selected based on the scale of the method. In relation to the selected technical means, preparations are made for air injection and for the injection of combustion gases. The separation of the last of the production of producing wells is carried out according to known schemes. The implementation of measures aimed at improving the efficiency of the method is carried out using well-known technologies and technical means. In particular, the bottom-hole zones of production and / or injection wells are burned with dry or wet in-situ combustion [1].
Объем выжигания определяют из условия охвата фронтом горения круга радиусом 30-40 м вокруг добывающих скважин, длина трещины при ГРП не должна превышать 100-150 м. Кислотные композиции готовят на основе соляной, плавиковой и глинокислот. Состав подбирают в зависимости от геолого-физических условий пластов. Объем закачки 3-4 м3 композиции на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины пласта. Суспензии тонкодисперсных горючих материалов готовят с применением торфа, угольной пыли, древесной муки и др. при концентрации 1-5% и объемом не менее 200 м3 раствора на 1 м эффективной нефтенасыщенной толщины.The amount of burning is determined from the condition that the front burns a circle with a radius of 30-40 m around the producing wells, the length of the fracture during hydraulic fracturing should not exceed 100-150 m. Acid compositions are prepared on the basis of hydrochloric, hydrofluoric and clay acids. The composition is selected depending on the geological and physical conditions of the layers. The injection volume is 3-4 m 3 of the composition per 1 m of effective oil-saturated thickness of the formation. Suspensions of finely divided combustible materials are prepared using peat, coal dust, wood flour, etc. at a concentration of 1-5% and a volume of at least 200 m 3 of solution per 1 m of effective oil-saturated thickness.
В качестве примера использования предлагаемого решения рассмотрена проектная разработка участка пласта БС10 Конитлорского месторождения Западной Сибири. В месте выбранного участка глубина пласта составляет 2450 м, эффективная нефтенасыщенная толщина 7 м, в залежи нет ни газовой шапки, ни подошвенной воды. Коэффициенты пористости 19%, проницаемости по горизонтали 0,02 мкм2, то же, по вертикали 0,002 мкм2, начальной нефтенасыщенности 54%, сжимаемости растворенного газа 3,77 1/ГАа, нефти безгазовой 0,85 1/ГПа, воды 0,48 1/ГПа, породы 0,2 1/ГПа, растворимости газа в нефти 52 нм3/нм3; вязкость в пластовых условиях: нефти 1,18 mПа•с, воды 0,41 mПа•с, воздуха и газов горения 0,042 mMа•с; плотность в пластовых условиях: нефти 756 кг/м3, воды 1013 кг/м3, воздуха 340 кг/м3, газов 352 кг/м3; начальные пластовые: давление 25,0 МПа, температура 86oС; давление закачки воды 17,0 МПа, воздуха и газов 35,0 МПа; давление на устьях добывающих скважин 1,5 МПа. Приведенные сведения свидетельствуют о том, что пласт БС10 Конитлорского месторождения относится к низкопроницаемым. Выбранный расчетный участок имеет площадь 100 га, на нем были размещены четыре скважины по обращенной девятиточечной схеме, одна из них нагнетательная, остальные - добывающие. Для оценки эффективности предлагаемого способа проведено математическое моделирование процессов фильтрации на выбранном проектном участке. Расчеты технологических показателей разработки были проведены с применением методик из работ [1, 2, 4, 5] . По результатам расчетов установлено, что по сравнению с прототипом применение предложенного способа разработки позволяет повысить коэффициенты нефтеизвлечения в зависимости от геолого-физических условий и модификации способа предложенной технологии на 5-15 пунктов, снизить отбор балластных агентов до 20%, увеличить темпы отбора флюидов в 3-5 раз. Тем самым обеспечивается эффективная разработка низкопроницаемого пласта БС10 Конитлорского месторождения.As an example of the use of the proposed solution, the design development of the BS 10 reservoir section of the Konitlor field in Western Siberia is considered. At the site of the selected site, the reservoir depth is 2450 m, the effective oil-saturated thickness is 7 m, and there is no gas cap or bottom water in the reservoir. Coefficients of porosity 19%, horizontal permeability 0.02 μm 2 , the same, vertical 0.002 μm 2 , initial oil saturation 54%, dissolved gas compressibility 3.77 1 / GAa, gasless gas 0.85 1 / GPa, water 0, 48 1 / GPa, rock 0.2 1 / GPa, gas solubility in oil 52 nm 3 / nm 3 ; viscosity in reservoir conditions: oil 1.18 mPa • s, water 0.41 mPa • s, air and combustion gases 0.042 mM • s; density in reservoir conditions: oil 756 kg / m 3 , water 1013 kg / m 3 , air 340 kg / m 3 , gases 352 kg / m 3 ; initial reservoir: pressure 25.0 MPa, temperature 86 o C; injection pressure of water 17.0 MPa, air and gases 35.0 MPa; the pressure at the mouths of producing wells is 1.5 MPa. The above data indicate that the BS 10 layer of the Konitlor field is low permeable. The selected design area has an area of 100 hectares, four wells were placed on it according to the reversed nine-point scheme, one of them is injection, the rest are producing. To assess the effectiveness of the proposed method, mathematical modeling of the filtration processes in the selected project site was carried out. The calculations of technological development indicators were carried out using the techniques from [1, 2, 4, 5]. According to the calculation results, it was found that, compared with the prototype, the application of the proposed development method allows to increase oil recovery coefficients depending on geological and physical conditions and to modify the method of the proposed technology by 5-15 points, reduce the selection of ballast agents to 20%, increase the rate of fluid selection by 3 -Five times. This ensures the efficient development of the low-permeability formation BS 10 of the Konitlor field.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97115241A RU2109133C1 (en) | 1997-09-17 | 1997-09-17 | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97115241A RU2109133C1 (en) | 1997-09-17 | 1997-09-17 | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2109133C1 true RU2109133C1 (en) | 1998-04-20 |
| RU97115241A RU97115241A (en) | 1998-09-10 |
Family
ID=20197093
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97115241A RU2109133C1 (en) | 1997-09-17 | 1997-09-17 | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2109133C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496001C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation |
| RU2514076C2 (en) * | 2011-03-03 | 2014-04-27 | Галадигма ЛЛС | Method of carbon dioxide recovery in aquifer |
| RU2514078C2 (en) * | 2011-03-03 | 2014-04-27 | Галадигма ЛЛС | Method of development of depleted deposits of natural hydrocarbons |
| RU2534873C2 (en) * | 2012-05-25 | 2014-12-10 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Method of oil pool development |
| RU2607127C1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-01-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for development of non-uniform formations |
| RU2722895C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| RU2745489C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method for gas-cyclic injection of a mixture of carbon dioxide with associated petroleum gas under supercritical conditions into oil production well |
-
1997
- 1997-09-17 RU RU97115241A patent/RU2109133C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Гиматудинов Ш.К., Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1983, с. 107-204, 284-292. 2. Аржанов Ф.Г. и др. Термические методы воздействия на нефтяные пласты, Справочное пособие. - М.: Недра, 1995, с. 136-141. 3. Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, РД 153-39-077-96, М, 1996. 4. Майер В.П., Усовершенствованная гидродинамическая модель трехфазной фильтрации в пористой среде, кн. Нефть Сургута, М, Нефтяное хозяйство, 1997, с. 185-197. 5. Руководство по эксплуатации первой очереди автоматизированной системы проектирования разработки нефтяных месторождений, РД-39-0148070-265-88р, Тюмень, 1988. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2514076C2 (en) * | 2011-03-03 | 2014-04-27 | Галадигма ЛЛС | Method of carbon dioxide recovery in aquifer |
| RU2514078C2 (en) * | 2011-03-03 | 2014-04-27 | Галадигма ЛЛС | Method of development of depleted deposits of natural hydrocarbons |
| RU2496001C1 (en) * | 2012-03-23 | 2013-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil-gas deposit using hydraulic fracturing of formation |
| RU2534873C2 (en) * | 2012-05-25 | 2014-12-10 | Некоммерческое партнерство "Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи" (НП "ИСИПН") | Method of oil pool development |
| RU2607127C1 (en) * | 2015-07-24 | 2017-01-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Method for development of non-uniform formations |
| RU2722895C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit |
| RU2722893C1 (en) * | 2019-11-18 | 2020-06-04 | Некоммерческое партнерство "Технопарк Губкинского университета" (НП "Технопарк Губкинского университета") | Method for development of multilayer inhomogeneous oil deposit |
| RU2745489C1 (en) * | 2020-10-12 | 2021-03-25 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром" | Method for gas-cyclic injection of a mixture of carbon dioxide with associated petroleum gas under supercritical conditions into oil production well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| US4031956A (en) | Method of recovering energy from subsurface petroleum reservoirs | |
| US4099566A (en) | Vicous oil recovery method | |
| RU2263774C2 (en) | Mehtod for obtaining hydrocarbons from rock rich in organic compounds | |
| US3978920A (en) | In situ combustion process for multi-stratum reservoirs | |
| US2788071A (en) | Oil recovery process | |
| RU2344280C1 (en) | Method of high-viscosity oils and bitumens pools development by straight-horizontal wells | |
| US4015663A (en) | Method of subterranean steam generation by in situ combustion of coal | |
| US5255740A (en) | Secondary recovery process | |
| US3167121A (en) | Method for producing high viscosity oil | |
| CN104196507A (en) | Fireflooding huff and puff and fireflooding linkage thickened oil exploitation method | |
| RU2358099C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil | |
| CN103912252B (en) | Wet type combustion huff-puff oil extraction method | |
| RU2109133C1 (en) | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves | |
| RU2322586C2 (en) | Method for methane removal from coal deposit seams | |
| US4649997A (en) | Carbon dioxide injection with in situ combustion process for heavy oils | |
| Turta | In situ combustion | |
| CN104265257B (en) | The combustion in situ huff and puff oil recovery method of fracturing propping agents filling auxiliary catalysis igniting | |
| RU2386801C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development with usage of in-situ combustion | |
| CA2759357C (en) | Staggered horizontal well oil recovery process | |
| US3515212A (en) | Oil recovery by steam stimulation and in situ combustion | |
| White | In-situ combustion appraisal and status | |
| RU2722895C1 (en) | Method for development of multilayer heterogenous oil deposit | |
| US3032103A (en) | Increasing fluid flow thru an injection borehole | |
| Dawe | Enhancing oil recovery |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120918 |