RU2543009C1 - Gas-oil deposit development method - Google Patents
Gas-oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2543009C1 RU2543009C1 RU2014116393/03A RU2014116393A RU2543009C1 RU 2543009 C1 RU2543009 C1 RU 2543009C1 RU 2014116393/03 A RU2014116393/03 A RU 2014116393/03A RU 2014116393 A RU2014116393 A RU 2014116393A RU 2543009 C1 RU2543009 C1 RU 2543009C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- water
- wells
- zone
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к скважинной разработке газонефтяной залежи с осложненными условиями и может быть использовано при добыче нефти и газа на залежи, включающей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей высоковязкую нефть большой плотности.The invention relates to downhole development of a gas-oil deposit with complicated conditions and can be used in oil and gas production in deposits, including gas reservoirs with an oil rim containing high-viscosity high-density oil.
Известен способ разработки газонефтяной залежи, включающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, нагнетание воды и создание барьерного заводнения, т.е. изоляции частей пласта, содержащих газ и нефть, после чего осуществляют раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, через соответствующие скважины. Недостатком данного способа является низкий дебит скважин, продуцирующих высоковязкую нефть, и возможность образования водяных «языков» с последующим прорывом воды в нефтяные скважины, приводящим к нерентабельности их эксплуатации [1].A known method for the development of gas and oil deposits, including the drilling of injection and producing wells, injection of water and the creation of barrier flooding, i.e. isolating parts of the formation containing gas and oil, after which separate operation of the part of the formation containing gas and the part of the formation containing oil is carried out through appropriate wells. The disadvantage of this method is the low flow rate of wells producing highly viscous oil, and the possibility of the formation of water "languages" with the subsequent breakthrough of water into oil wells, leading to unprofitable operation [1].
Известен также способ разработки газонефтяной залежи с использованием горизонтальных скважин, причем одна из них расположена выше газонефтяного контакта, а другая - ниже водонефтяного контакта (т.е. ниже газонефтяного контакта) и нагнетанием воды для образования барьера над газонефтяным контактом [2]. Недостатком данного способа является возможность разрушения водяного барьера, разделяющего пласт на две области, содержащие газ и нефть.There is also a known method of developing a gas-oil deposit using horizontal wells, one of which is located above the gas-oil contact, and the other is below the oil-water contact (ie, below the gas-oil contact) and pumping water to form a barrier over the gas-oil contact [2]. The disadvantage of this method is the possibility of destruction of the water barrier dividing the reservoir into two areas containing gas and oil.
Техническим результатом настоящего изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет исключения образования в призабойной зоне газонефтяной эмульсии, в обеспечении самостоятельного параллельного отбора продукции продуктивного пласта, т.е. недопущении прорыва газа в скважины, добывающие нефть, и наоборот - нефти в скважины, добывающие газ. Способ поясняется следующими чертежами:The technical result of the present invention is to increase the efficiency of oil production by eliminating the formation of a gas-oil emulsion in the bottom-hole zone, in ensuring independent parallel selection of the productive formation, i.e. preventing gas breakthrough into oil producing wells, and vice versa - oil into gas producing wells. The method is illustrated by the following drawings:
Фиг. 1 - распределение газонасыщенности вдоль оси скважины перед началом закачки водонефтяной эмульсии.FIG. 1 - distribution of gas saturation along the axis of the well before starting the injection of oil-water emulsion.
Фиг. 2 - распределение газонасыщенности вдоль оси скважины через 10 лет закачки водонефтяной эмульсии.FIG. 2 - distribution of gas saturation along the axis of the well after 10 years of injection of oil-water emulsion.
Фиг. 3 - поперечный разрез трехмерного куба распределения газонасыщенности перед началом закачки водонефтяной эмульсии.FIG. 3 is a cross-sectional view of a three-dimensional cube of gas saturation distribution before the start of injection of a water-oil emulsion.
Фиг. 4 - поперечный разрез трехмерного куба распределения газонасыщенности через 10 лет закачки водонефтяной эмульсии.FIG. 4 is a cross-sectional view of a three-dimensional gas saturation distribution cube after 10 years of water-oil emulsion injection.
На всех фигурах: 1 - нефтяная (нефтедобывающая) скважина, 2 - газовая (газодобывающая) скважина, 3 - газонасыщенная часть пласта, 4 - нефтенасыщенная часть пласта, 5 - водонасыщенная часть пласта.In all figures: 1 - oil (oil producing) well, 2 - gas (gas producing) well, 3 - gas-saturated part of the reservoir, 4 - oil-saturated part of the reservoir, 5 - water-saturated part of the reservoir.
Сущность изобретения заключается в следующем.The invention consists in the following.
На газонефтяной залежи, содержащей газовые пласты с нефтяной оторочкой, содержащей нефть вязкостью более 180 сП и плотностью более 900 кг/м3, предусматривают бурение горизонтальных протяженных скважин. При этом горизонтальные скважины располагаются строго друг под другом: параллельными (при этом, если скважины были перфорированы, зоны перфорации верхней и нижней горизонтальных скважин могут располагаться в шахматном порядке) или скрещенными. Часть скважин будет расположена над зоной газонефтяного контакта, нижняя - под зоной газонефтяного контакта. В верхние горизонтальные скважины нагнетают воду, которая под действием сил гравитации опускается в пласте вниз - до зоны нефтяной оторочки. После этого выдерживают паузу, в течение которой обеспечивается контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии, имеющей повышенную вязкость - через такой слой сложно проникнуть газу и, кроме того, увеличение вязкости на газонефтяном контакте уменьшает проводимость системы по вертикали. Этим достигается довольно надежная изоляция нефтяной оторочки от газовой шапки в окрестности рассматриваемых скважин. Затем в те же, верхние, скважины закачивают гидрофобную жидкость - она также опускается вниз и, распределяясь в объеме пласта, создает над водонефтяной эмульсией еще один слой, который препятствует продвижению этой эмульсии вверх - в газовую часть пласта.On a gas-oil deposit containing gas reservoirs with an oil rim containing oil with a viscosity of more than 180 cP and a density of more than 900 kg / m 3 , drilling of long horizontal wells is foreseen. At the same time, horizontal wells are located strictly under each other: parallel (if the wells were perforated, the perforation zones of the upper and lower horizontal wells can be staggered) or crossed. Part of the wells will be located above the gas-oil contact zone, the bottom - under the gas-oil contact zone. Water is injected into the upper horizontal wells, which, under the influence of gravitational forces, sinks down into the formation to the zone of the oil rim. After this, a pause is maintained during which contact of the injected water with oil is ensured with the formation of a layer of a water-oil emulsion having an increased viscosity - it is difficult to penetrate gas through such a layer and, in addition, an increase in the viscosity at the gas-oil contact reduces the vertical conductivity of the system. This achieves a fairly reliable isolation of the oil rim from the gas cap in the vicinity of the considered wells. Then, hydrophobic fluid is pumped into the same upper wells - it also drops down and, being distributed in the reservoir volume, creates another layer above the oil-water emulsion, which prevents the emulsion from moving upwards - into the gas part of the reservoir.
Таким образом, закачка гидрофобной жидкости позволяет создать зону, непроницаемую для водонефтяной эмульсии, а последняя, в свою очередь, предотвращает попадание нефти в газовую шапку. Этим обеспечивается достижение технического результата изобретения.Thus, the injection of a hydrophobic liquid allows you to create a zone that is impervious to water-oil emulsions, and the latter, in turn, prevents the ingress of oil into the gas cap. This ensures the achievement of the technical result of the invention.
После этого приступают к эксплуатации газовой шапки через верхние скважины, а нефтяной оторочки - через нижние (позиции на чертежах 1 и 2).After that, they begin to operate the gas cap through the upper wells, and the oil rim through the lower ones (positions in
Объемы воды и гидрофобной жидкости определяются по формулеThe volumes of water and hydrophobic liquid are determined by the formula
Q=A*h*ε*k1*k2,Q = A * h * ε * k 1 * k 2 ,
где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м3;where Q is the volume of water or hydrophobic liquid for injection, m 3 ;
A - площадь газонефтяного контакта, м2;A - gas-oil contact area, m 2 ;
h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости, м;h is the estimated thickness of the oil-water emulsion layer or the hydrophobic liquid layer, m;
ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта, безразмерная величина;ε is the porosity of the reservoir in the zone of water-gas contact, dimensionless quantity;
k1 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5;k 1 is a dimensionless empirical coefficient that takes into account the heterogeneity of the reservoir in the zone of gas-gas contact; varies from 1.2 to 4.5;
k2 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5. В качестве гидрофобной жидкости могут использоваться гидрофобные эмульсии (патенты на изобретение №№: 2241830, №: 2281385, №2257469), а также водный раствор Al2(SO4)3 и др.k 2 is a dimensionless empirical coefficient that takes into account the uneven distribution of hydrophobic fluid over the area of the gas-oil contact; varies from 2 to 5. As a hydrophobic liquid, hydrophobic emulsions can be used (invention patents No№: 2241830, No: 2281385, No.2257469), as well as an aqueous solution of Al 2 (SO 4 ) 3 , etc.
Для контроля над процессом перемещения вниз нагнетаемой воды за счет уменьшения гравитационных сил в нее можно добавлять любой газ (предпочтительно, азот или, например, углекислый газ). При этом удельный вес уменьшается, и скорость фильтрации воды вниз будет снижаться.To control the process of moving downwardly injected water by reducing gravitational forces, any gas can be added to it (preferably nitrogen or, for example, carbon dioxide). In this case, the specific gravity decreases, and the rate of water filtration down will decrease.
Для увеличения прочности слоя водонефтяной эмульсии в закачиваемую воду может добавляться поверхностно-активное вещество (ПАВ), в качестве которого могут использоваться альфа-олефин сульфонат натрия (AOS), лауриламидопропил бетаин (LAB-35), лауретсульфат натрия (SLES), кокамидопропиламин оксид (CAO-30), линейная алкилбензоловая сульфокислота (LABSA), биоПАВ (США №440908), биоПАВ УНИ-РЕМ-Э-7. Использование ПАВ повышает стабильность водонефтяной эмульсии и способствует более полному вытеснению газовых пузырьков из малых пор с замещением их водонефтяной эмульсией, что повышает охват залежи эффектом от применения технологии.To increase the strength of the oil-water emulsion layer, a surfactant can be added to the injected water, such as sodium alpha-olefin sulfonate (AOS), laurylamidopropyl betaine (LAB-35), sodium laureth sulfate (SLES), cocamidopropylamine oxide ( CAO-30), linear alkylbenzene sulfonic acid (LABSA), bio-surfactant (US No. 440908), bio-surfactant UNI-REM-E-7. The use of surfactants increases the stability of the oil-water emulsion and promotes a more complete displacement of gas bubbles from small pores with the replacement of them with a water-oil emulsion, which increases the coverage of the reservoir by the effect of applying the technology.
Расположение зон перфорации (если она была произведена) в шахматном порядке при параллельном размещении скважин обеспечивает исключение или уменьшение размеров нефтяных «линз» с высокой вязкостью, поскольку траектория движения границы раздела воды и нефти приобретает горизонтальную составляющую, способствующую вытеснению нефти.The location of the perforation zones (if it was made) in a checkerboard pattern with parallel placement of wells ensures the elimination or reduction of the size of oil “lenses” with high viscosity, since the trajectory of the interface between the water and oil acquires a horizontal component that contributes to the displacement of oil.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
В верхнюю горизонтальную скважину нагнетают порцию воды, которая под действием сил гравитации начинает опускаться в пласте вниз до зоны нефтяной оторочки, после чего выдерживают паузу, в течение которой происходит контакт закачанной воды с нефтью с образованием слоя водонефтяной эмульсии повышенной вязкости, который изолирует друг от друга части пласта, заполненные газом и нефтью, с последующей закачкой гидрофобной жидкости в объеме, исключающем проникновение водонефтяной эмульсии и нефти в газовую зону пласта, после чего начинают раздельную эксплуатацию части пласта, содержащей газ, и части пласта, содержащей нефть, через верхнюю и нижнюю горизонтальные скважины соответственно.A portion of water is injected into the upper horizontal well, which, under the action of gravity, begins to sink down in the formation down to the oil rim zone, after which there is a pause during which the pumped water and oil come into contact with the formation of a layer of high-viscosity oil-water emulsion that isolates from each other parts of the reservoir filled with gas and oil, followed by injection of hydrophobic fluid in a volume that excludes the penetration of water-oil emulsion and oil into the gas zone of the reservoir, after which they begin efficient operation of the part of the reservoir containing gas and the part of the reservoir containing oil through the upper and lower horizontal wells, respectively.
Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений опробован на цифровых моделях с условиями, идентичными Русскому нефтегазовому месторождению.The proposed method for developing oil fields has been tested on digital models with conditions identical to the Russian oil and gas field.
Разрабатываемая газовая залежь с нефтяной оторочкой имеет следующие характеристики: залежь имеет сложное геологическое строение, расположена на глубине 660-920 м, пластовое давление 7.9-9.4 МПа, пластовая температура 13.5-22°C, оторочка высоковязкой нефти ~80 м, обширная метановая газовая шапка, проницаемость 3-2500 мД, нефтенасыщенность 60-85%, плотность пластовой нефти 0,941 г/см3, вязкость нефти ~180 сП, пористость - 32%. ГНК условно принят - 792 м.The developed gas reservoir with an oil rim has the following characteristics: the reservoir has a complex geological structure, is located at a depth of 660-920 m, reservoir pressure is 7.9-9.4 MPa, reservoir temperature is 13.5-22 ° C, high-viscosity oil rim is ~ 80 m, an extensive methane gas cap , permeability 3-2500 mD, oil saturation 60-85%, reservoir oil density 0.941 g / cm 3 , oil viscosity ~ 180 cP, porosity 32%. STC conditionally adopted - 792 m
Смоделированы три сценария реализации технологии - с различными составами гидрофобной жидкости и разным объемом воды на первой стадии:Three scenarios of technology implementation are simulated - with different compositions of hydrophobic liquid and different volumes of water in the first stage:
1) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 982800 м3 с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 196560 м3 с последующей выдержкой 14 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости использовался следующий состав эмульсионной композиции: эмульгатор ЯЛАН-Э2 - 3931 м3; дизельное топливо - 78624 м3; минерализованная вода, плотностью 1200 кг/м3 - 114005 м3;1) injection of water into the upper horizontal well in a volume of 982800 m 3 with subsequent exposure for 72 hours, after which a hydrophobic liquid was pumped in a volume of 196560 m 3 with subsequent exposure for 14 hours. This volume of fluids, according to the calculation, is sufficient for the formation of water-oil emulsion and hydrophobic fluid layers that impede the penetration of gas into the oil part of the reservoir and oil into the gas. The following composition of the emulsion composition was used as a hydrophobic liquid: emulsifier YALAN-E2 - 3931 m 3 ; diesel fuel - 78624 m 3 ; mineralized water, with a density of 1200 kg / m 3 - 114005 m 3 ;
2) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 1097460 м3 с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 219492 м3 с последующей выдержкой 5 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости в скважину закачали жидкость, состоящую из 43898 м3 легкой нефти, 166814 м3 минерализованной воды и 8780 м3 НЕФТЕНОЛа (углеводородный раствор сложных эфиров олеиновой, линоленовой, а также смоляных кислот и триэтаноламина);2) injection of water into the upper horizontal well in a volume of 1097460 m 3 followed by exposure for 72 hours, after which a hydrophobic liquid was pumped in a volume of 219492 m 3 with subsequent exposure to 5 hours. This volume of fluids, according to the calculation, is sufficient for the formation of water-oil emulsion and hydrophobic fluid layers that impede the penetration of gas into the oil part of the reservoir and oil into the gas. As a hydrophobic fluid, a fluid was pumped into the well consisting of 43898 m 3 of light oil, 166814 m 3 of mineralized water and 8780 m 3 of NEFTENOL (a hydrocarbon solution of oleic, linolenic esters, as well as tar acids and triethanolamine);
3) закачка воды в верхнюю горизонтальную скважину в объеме 1228500 м3 с последующей выдержкой в течение 72 часов, после чего была закачана гидрофобная жидкость в объеме 250000 м3 с последующей выдержкой 48 часов. Данный объем жидкостей согласно расчету достаточен для формирования слоев водонефтяной эмульсии и гидрофобной жидкости, препятствующих проникновению газа в нефтяную часть пласта и нефти - в газовую. В качестве гидрофобной жидкости моделировался 20%-ный водный раствор Al2(SO4)3.3) injection of water into the upper horizontal well in a volume of 1228500 m 3 with subsequent exposure for 72 hours, after which a hydrophobic liquid was pumped in a volume of 250,000 m 3 with subsequent exposure for 48 hours. This volume of fluids, according to the calculation, is sufficient for the formation of water-oil emulsion and hydrophobic fluid layers that impede the penetration of gas into the oil part of the reservoir and oil into the gas. As a hydrophobic liquid, a 20% aqueous solution of Al 2 (SO 4 ) 3 was simulated.
Объем гидрофобной жидкости для закачки в пласт определялся по ранее приведенной формулеThe volume of hydrophobic fluid for injection into the reservoir was determined by the previously given formula
Q=A*h*ε*k1*k2,Q = A * h * ε * k 1 * k 2 ,
где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м3;where Q is the volume of water or hydrophobic liquid for injection, m 3 ;
A - площадь газонефтяного контакта: в рассматриваемом примере определялась с использованием геологических карт месторождения графическим методом, равна 1300000 м2;A - gas-oil contact area: in the considered example, it was determined using the geological maps of the field using the graphical method, equal to 1300000 m 2
h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости: в рассматриваемом примере принята равной 0,5 м;h is the estimated thickness of the layer of water-oil emulsion or layer of hydrophobic liquid: in the considered example is taken equal to 0.5 m;
ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта: для Русского месторождения определена по результатам анализа керна и равна 0,3;ε is the porosity of the reservoir in the water-gas contact zone: for the Russkoye field, it was determined by core analysis and equal to 0.3;
k1 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5. В рассматриваемом примере на основе сопоставления результатов анализа керна по разным частям Русского месторождения принят равным 2,1.k 1 is a dimensionless empirical coefficient that takes into account the heterogeneity of the reservoir in the zone of gas-gas contact; varies from 1.2 to 4.5. In this example, based on a comparison of core analysis results for different parts of the Russkoye field, it is assumed to be 2.1.
k2 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5. В данном примере для разных сценариев величина переменная, зависящая от конкретных свойств гидрофобной смеси (жидкости), принят равным 2,4 в сценарии 1; 2,68 - в сценарии 2; 3,0 - в сценарии 3.k 2 is a dimensionless empirical coefficient that takes into account the uneven distribution of hydrophobic fluid over the area of the gas-oil contact; varies from 2 to 5. In this example, for different scenarios, the value of the variable, depending on the specific properties of the hydrophobic mixture (liquid), is assumed to be 2.4 in
После этого начали эксплуатацию газовой шапки и нефтяной оторочки. При этом перемещения водонефтяного контакта и образования газовых «языков» на протяжении нескольких лет обнаружено не было (в пределах погрешности измерения). Газовый фактор в нефтяных скважинах соответствовал исходному газосодержанию нефти, а в продукции газовых скважин нефть отсутствовала, что свидетельствовало о достаточном количестве закачанной воды и гидрофобной жидкости.After that, the operation of the gas cap and oil rim began. At the same time, the movement of oil-water contact and the formation of gas "tongues" for several years were not found (within the measurement error). The gas factor in oil wells corresponded to the initial gas content of oil, and there was no oil in the production of gas wells, indicating a sufficient amount of injected water and hydrophobic liquid.
Положение водонефтяного контакта в модели контролировалось через куб нефтенасыщенности; на практике это осуществимо через вертикальные контрольные пьезометрические скважины, добыча или закачка через которые не ведется.The position of the oil-water contact in the model was controlled through a cube of oil saturation; in practice, this is feasible through vertical control piezometric wells, production or injection through which is not conducted.
Таким образом, заявленный технический результат, заключающийся в:Thus, the claimed technical result, which consists in:
а) повышении коэффициента извлечения нефти за счет предотвращения прорыва газа в нефтяные скважины и образования в призабойной зоне газонефтяной эмульсии,a) increasing the oil recovery coefficient by preventing gas breakthrough in oil wells and the formation of a gas-oil emulsion in the bottomhole zone,
б) обеспечении параллельной независимой эксплуатации нефтяной оторочки и газовой шапки при недопущении прорыва газа в нефтяную часть пласта и нефти в газовую,b) ensuring parallel independent operation of the oil rim and gas cap while preventing gas breakthrough into the oil part of the reservoir and oil into the gas,
реализуется в полной мере.fully implemented.
Claims (3)
Q=A*h*ε*k1*k2,
где Q - объем воды или гидрофобной жидкости для закачки, м3;
A - площадь газонефтяного контакта, м2;
h - предполагаемая толщина слоя водонефтяной эмульсии или слоя гидрофобной жидкости, м;
ε - пористость продуктивного пласта в зоне водогазового контакта, безразмерная величина;
k1 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неоднородность пласта в зоне водогазового контакта; изменяется от 1,2 до 4,5;
k2 - безразмерный эмпирический коэффициент, учитывающий неравномерность распределения гидрофобной жидкости по площади газонефтяного контакта; изменяется от 2 до 5.1. A method of developing a gas-oil deposit, including gas reservoirs with an oil rim containing highly viscous high-density oil, providing for the drilling of production and injection wells and fluid selection, characterized in that they additionally drill pairs of horizontal wells located one below the other, the first well in a pair is located above the zone of oil and gas contact, and the second is below it, while the perforation zone (if perforation was carried out) of the upper and lower horizontal wells with a parallel arrangement of p spolagayutsya staggered; then a portion of water is injected into the first well, which, under the influence of gravity, sinks down into the oil rim zone to the zone of the oil rim, for which a pause is maintained, during which the pumped water is in contact with oil to form a layer of high-viscosity oil-water emulsion - this layer isolates parts of the formation filled with gas and oil from each other, after which hydrophobic fluid is pumped into the upper well in a volume that excludes the penetration of oil into the gas zone of the formation, while the volume of water or hydrophobic fluid determined by the formula
Q = A * h * ε * k 1 * k 2 ,
where Q is the volume of water or hydrophobic liquid for injection, m 3 ;
A - gas-oil contact area, m 2 ;
h is the estimated thickness of the oil-water emulsion layer or the hydrophobic liquid layer, m;
ε is the porosity of the reservoir in the zone of water-gas contact, dimensionless quantity;
k 1 is a dimensionless empirical coefficient that takes into account the heterogeneity of the reservoir in the zone of gas-gas contact; varies from 1.2 to 4.5;
k 2 is a dimensionless empirical coefficient that takes into account the uneven distribution of hydrophobic fluid over the area of the gas-oil contact; varies from 2 to 5.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014116393/03A RU2543009C1 (en) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Gas-oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014116393/03A RU2543009C1 (en) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Gas-oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2543009C1 true RU2543009C1 (en) | 2015-02-27 |
Family
ID=53290029
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014116393/03A RU2543009C1 (en) | 2014-04-23 | 2014-04-23 | Gas-oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2543009C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2627795C1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2630330C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2669967C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
| RU2669968C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
| RU2731302C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3837399A (en) * | 1973-05-04 | 1974-09-24 | Texaco Inc | Combined multiple solvent miscible flooding water injection technique for use in petroleum formations |
| FR2631380A1 (en) * | 1988-05-11 | 1989-11-17 | Marathon Oil Co | OIL RECOVERY PROCESS USING A CYCLIC MODIFICATION OF WETABILITY |
| US5123488A (en) * | 1991-06-24 | 1992-06-23 | Mobil Oil Corporation | Method for improved displacement efficiency in horizontal wells during enhanced oil recovery |
| RU2439308C1 (en) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of oil and gas condensate field development |
-
2014
- 2014-04-23 RU RU2014116393/03A patent/RU2543009C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3837399A (en) * | 1973-05-04 | 1974-09-24 | Texaco Inc | Combined multiple solvent miscible flooding water injection technique for use in petroleum formations |
| FR2631380A1 (en) * | 1988-05-11 | 1989-11-17 | Marathon Oil Co | OIL RECOVERY PROCESS USING A CYCLIC MODIFICATION OF WETABILITY |
| US5123488A (en) * | 1991-06-24 | 1992-06-23 | Mobil Oil Corporation | Method for improved displacement efficiency in horizontal wells during enhanced oil recovery |
| RU2439308C1 (en) * | 2010-06-11 | 2012-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of oil and gas condensate field development |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2626500C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2626497C1 (en) * | 2016-05-31 | 2017-07-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of development of bituminous oil reservoir from horizontal well |
| RU2627795C1 (en) * | 2016-06-22 | 2017-08-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2630330C1 (en) * | 2016-07-26 | 2017-09-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bitumnious oil field development method |
| RU2669967C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
| RU2669968C1 (en) * | 2017-12-05 | 2018-10-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for mining deposits of bituminous oil from horizontal well |
| RU2731302C1 (en) * | 2019-07-02 | 2020-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью Многопрофильная Компания "ХимСервисИнжиниринг" ООО МПК "ХимСервисИнжиниринг" | Composition for treatment of bottom-hole zone of carbonate reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2543009C1 (en) | Gas-oil deposit development method | |
| Pei et al. | Experimental study of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion flooding to enhance heavy oil recovery | |
| Riazi et al. | Experimental study of pore-scale mechanisms of carbonated water injection | |
| Pei et al. | Potential of alkaline flooding to enhance heavy oil recovery through water-in-oil emulsification | |
| Sharma et al. | The design and execution of an alkaline/surfactant/polymer pilot test | |
| Jing et al. | Experiments on water flooding in fractured-vuggy cells in fractured-vuggy reservoirs | |
| RU2536722C2 (en) | Hydrocarbon production method with pressure maintenance in fractured reservoirs | |
| CN105940080A (en) | Stimulation method and system for enhancing oil production | |
| Jamaloei | Chemical flooding in naturally fractured reservoirs: fundamental aspects and field-scale practices | |
| Shabib-Asl et al. | Comprehensive review of foam application during foam assisted water alternating gas (FAWAG) method | |
| RU2326234C1 (en) | Oil recovery method | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| EP2431567A2 (en) | Methods for producing oil and/or gas | |
| Hawez et al. | Enhanced oil recovery by CO 2 injection in carbonate reservoirs | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2513962C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| Enge | The effect of brine composition and rock type on oil recovery by the use of combined low-salinity waterflooding and surfactant flooding: a literature review and experimental study | |
| Schramm et al. | Foams in enhancing petroleum recovery | |
| RU2326235C1 (en) | Development process of petroleum deposit | |
| Kwelle | Experimental studies on resistance to fluid displacement in single pores | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20180425 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180424 |