RU2742090C1 - Method of pumping binary mixtures into formation - Google Patents
Method of pumping binary mixtures into formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2742090C1 RU2742090C1 RU2020127720A RU2020127720A RU2742090C1 RU 2742090 C1 RU2742090 C1 RU 2742090C1 RU 2020127720 A RU2020127720 A RU 2020127720A RU 2020127720 A RU2020127720 A RU 2020127720A RU 2742090 C1 RU2742090 C1 RU 2742090C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- component
- pumping
- wells
- pressure
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может использоваться для эффективной закачки бинарных смесей в продуктивный пласт.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for efficient injection of binary mixtures into a productive formation.
Известен способ термогазовой обработки пласта (патент RU №2433258, МПК E21B 43/243, опубл. 10.11.2011 Бюл. № 31) путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, закачку охлаждающего флюида и последующий отбор через нее нефти, причем объем закачки охлаждающего флюида определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти 100-180°С, при этом закачку охлаждающего флюида осуществляют сразу после окончания закачки необходимого объема окислителя или до окончания его закачки, а начинают закачку охлаждающего флюида с закачки раствора химического реагента, разлагающегося при нагреве с выделением инертного газа.There is a known method of thermal gas treatment of a formation (patent RU No. 2433258, IPC E21B 43/243, publ. 10.11.2011 Bul. No. 31) by injecting an oxidizer into the formation through a production well, injecting a cooling fluid and subsequent withdrawal of oil through it, and the volume of cooling fluid is determined from the condition of not exceeding the maximum temperature at the bottom of the well during the oil withdrawal period of 100-180 ° C, while the injection of the cooling fluid is carried out immediately after the completion of the injection of the required volume of the oxidizer or before the end of its injection, and the injection of the cooling fluid begins with the injection of the chemical reagent solution decomposing on heating with the release of an inert gas.
Известен также способ стимулирования процесса добычи нефти (патент RU №2546694, МПК E21B 43/22, Е21В 43/24, опубл. 10.04.2015 Бюл. №10) путем оптимизации режима термохимических реакций, протекающих в скважинах и в продуктивных пластах с использованием водных растворов бинарных смесей - БС - неорганической или органической селитры, нитрита или гидрида щелочного металла, закачиваемых по отдельным каналам, отличающийся тем, что он включает последовательные операции: монтаж оборудования в скважинах на выбранном участке месторождения; оснащение каждой скважины устройствами для контроля температуры, давления и состава продуктов реакций, протекающих в скважине и в пласте в режиме реального времени; предварительный нагрев участков пласта около скважины объемом не менее 20 м3 до температуры не менее 100°C путем закачки не менее 2 т реагентов БС; циклический нагрев части пласта около скважины объемом не менее 100 м, массой не менее 250 т, до температуры не менее 140°C за счет реакции не менее 12 т реагентов БС, при этом обеспечивают первый уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем чередования в канале закачки порций раствора селитры массой не более 1 т каждая, с порцией технической воды не менее 0,05 т каждая и второй уровень взрывобезопасности в стволе скважины путем непрерывных контроля и регулирования процесса реакции с ограничением температуры в стволе скважины ниже предвзрывной (Тпр), которую определяют по появлению признаков самоускорения реакции на регистрируемых кривых зависимости температуры и давления от времени, прекращают закачку инициатора разложения селитры в скважину и в последующем закачивают раствор селитры массой не менее 10 т в предварительно нагретый пласт, при этом реализуют третий уровень взрывобезопасности в процессе реакции в пласте, катализируемой теплом, накопленным в предыдущих циклах, который связывают с отношением массы селитры, закачиваемой в поры и трещины пласта, к массе породы, преимущественно, 1 к 20 и с низкой, близкой к нулю, вероятностью взрыва смеси 95 мас.% породы и 5 мас.% селитры, причем закачку реагентов на всех циклах проводят при непрерывном контроле температуры в зоне реакции, давления и температуры в районе пакера и в процессе закачки реагентов с целью своевременного прекращения реакции при выходе параметров реакции за пределы допустимых режимов.There is also known a method of stimulating the process of oil production (patent RU No. 2546694, IPC E21B 43/22, E21B 43/24, publ. 04/10/2015 Bulletin No. 10) by optimizing the regime of thermochemical reactions occurring in wells and productive formations using water solutions of binary mixtures - BS - inorganic or organic nitrate, nitrite or alkali metal hydride, injected through separate channels, characterized in that it includes sequential operations: installation of equipment in wells at a selected area of the field; equipping each well with devices for monitoring temperature, pressure and composition of the reaction products occurring in the well and in the formation in real time; preliminary heating of reservoir sections near the well with a volume of at least 20 m 3 to a temperature of at least 100 ° C by injecting at least 2 tons of BS reagents; cyclic heating of a part of the formation near a well with a volume of at least 100 m, a mass of at least 250 tons, to a temperature of at least 140 ° C due to the reaction of at least 12 tons of BS reagents, while providing the first level of explosion safety in the wellbore by alternating portions in the injection channel solution of nitrate content not exceeding 1 m each, with the service water portion is not less than 0.05 m and each second level of explosion in the wellbore by continuous monitoring and control of the reaction process the temperature limited in the wellbore below predetonation (T pr), which is defined by the appearance of signs of self-acceleration of the reaction on the recorded curves of the dependence of temperature and pressure on time, the injection of the initiator of the decomposition of nitrate into the well is stopped and subsequently a solution of nitrate with a mass of at least 10 tons is injected into the preheated formation, while the third level of explosion safety is realized during the reaction in the formation, catalyzed by heat accumulated in previous cycles, which rye is associated with the ratio of the mass of nitrate injected into the pores and fractures of the formation, to the mass of the rock, mainly 1 to 20 and with a low, close to zero, probability of explosion of a mixture of 95 wt.% rock and 5 wt.% nitrate, and the injection of reagents into all cycles are carried out with continuous monitoring of the temperature in the reaction zone, pressure and temperature in the area of the packer and in the process of pumping reagents in order to timely stop the reaction when the reaction parameters go beyond the permissible modes.
Известен также способ термохимической обработки нефтяного пласта (патент RU №2696714, МПК E21B 43/24, С08К 8/592, опубл. 05.08.2019 Бюл. №22), включающий закачку в нефтяной пласт требуемого объема бинарной смеси, содержащей аммиачную селитру и нитрит натрия, и контроль в процессе обработки пласта температуры и давления, причем перед закачкой бинарной смеси определяют приемистость пласта, а также производят первичные замеры температуры и давления в интервале перфорации скважины, в зависимости от которых определяют объемы и режимы подачи бинарной смеси, причем производят однотрубную закачку заранее определенного объема бинарной смеси в две стадии с расходом бинарной смеси на первой стадии не более 25% от объема и закачкой после первой стадии разделительной пачки воды, а саму бинарную смесь приготавливают непосредственно перед ее закачкой на кустовой площадке скважины, через которую производят обработку нефтяного пласта, посредством установок для приготовления, смешивания, осреднения и подачи растворов, добавляя нитрит натрия в приготовленный раствор аммиачной селитры, при этом в процессе закачки бинарной смеси при росте давления закачки более чем в 1,5 раза от заданного рабочего давления снижают расход бинарной смеси вплоть до остановки ее закачки, после чего осуществляют подачу воды и далее, при восстановлении давления закачки до рабочего, продолжают закачку оставшегося объема бинарной смеси.There is also known a method of thermochemical treatment of an oil reservoir (patent RU No. 2696714, IPC E21B 43/24, С08К 8/592, publ. 08/05/2019 Bull. No. 22), including the injection into the oil reservoir of the required volume of a binary mixture containing ammonium nitrate and nitrite sodium, and control during the treatment of the formation temperature and pressure, and before the injection of the binary mixture determine the injectivity of the formation, and also make primary measurements of temperature and pressure in the perforation interval of the well, depending on which the volumes and modes of supply of the binary mixture are determined, and one-pipe injection is performed a predetermined volume of the binary mixture in two stages with the flow rate of the binary mixture at the first stage no more than 25% of the volume and injection after the first stage of the separating pack of water, and the binary mixture itself is prepared immediately before its injection at the well pad through which the oil reservoir is treated , by means of installations for preparation, mixing, averaging and supplying solutions by adding sodium nitrite to the prepared solution of ammonium nitrate, while in the process of pumping the binary mixture with an increase in the injection pressure of more than 1.5 times of the specified working pressure, the flow rate of the binary mixture is reduced until its injection is stopped, after which water is supplied and then, when the injection pressure is restored to the working pressure, the injection of the remaining volume of the binary mixture is continued.
Общим недостатками данных способов являются большие неэффективные затраты компонентов бинарной смеси, так как реагирует незначительная часть смешиваемых в пласте компонентов, а остальная часть (до 80%)закачивается в пласт без смешения, наибольшая эффективность достигается в непосредственной близости от скважины, через которую закачиваются компоненты, так как при удалении от этой скважины концентрация бинарной смеси падает в квадратичной зависимости, при этом очень высоки риски смешения части компонентов бинарной смеси в стволе скважины и создания аварийной ситуации из-за преждевременной или неадресной начала термохимической реакции.The common disadvantages of these methods are the large ineffective costs of the components of the binary mixture, since a small part of the components mixed in the formation reacts, and the rest (up to 80%) is injected into the formation without mixing, the greatest efficiency is achieved in the immediate vicinity of the well through which the components are injected. since when moving away from this well, the concentration of the binary mixture decreases in a quadratic relationship, while the risks of mixing part of the components of the binary mixture in the wellbore are very high and creating an emergency situation due to the premature or unaddressed start of the thermochemical reaction.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума (патент RU №2706154, МПК E21B 43/24, E21B 43/22, E21B 07/04, E21B 47/06, опубл. 14.11.2019 Бюл. №32), включающий строительство горизонтальной добывающей и как минимум двух вертикальных нагнетательных скважин, размещенных над горизонтальной добывающей скважиной на одной плоскости выше ствола горизонтальной добывающей скважины на 5-10 м по сетке с расстоянием от 50 до 200 м друг от друга, перфорацию вертикальных нагнетательных скважин по всему интервалу продуктивного пласта, оснащение горизонтальной добывающей скважины датчиками температуры, закачку рабочего агента в вертикальные нагнетательные скважины, контроль температуры в горизонтальной добывающей скважине, регулирование равномерного прогрева пласта и отбор продукции из горизонтальной добывающей скважины, изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, причем перед строительством скважин определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давление и температуру, до перфорации осуществляют изоляцию забоя вертикальных нагнетательных скважин, затем производят перфорацию вертикальных нагнетательных скважин, обеспечивающую закачку рабочего агента в направлении навстречу друг другу, дополнительно оснащают горизонтальную добывающую скважину устройствами для контроля давления в скважине и пласте, а вертикальные нагнетательные скважины - устройствами для контроля температуры и давления в скважине и пласте, в качестве рабочего агента используют два водных раствора веществ, образующих при смешивании друг с другом в области смешения бинарную смесь с выделением энергии, при этом водные растворы закачивают одновременно раздельно в чередующиеся вертикальные нагнетательные скважины в течение 2-12 ч равномерными потоками, контролируют температуру и давление в горизонтальной добывающей и вертикальных нагнетательных скважинах, регулируют перемещение области смешения от ствола одной вертикальной нагнетательной скважины к стволу другой изменением давления закачки.The closest in technical essence is a method of developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen (patent RU No. 2706154, IPC E21B 43/24, E21B 43/22, E21B 07/04, E21B 47/06, publ. 14.11.2019 Bull. No. 32) , including the construction of a horizontal production well and at least two vertical injection wells located above the horizontal production well on the same plane above the horizontal production wellbore 5-10 m along a grid with a distance of 50 to 200 m from each other, perforation of vertical injection wells throughout interval of the productive formation, equipping a horizontal production well with temperature sensors, pumping a working agent into vertical injection wells, monitoring temperature in a horizontal production well, regulating uniform heating of the formation and withdrawing products from a horizontal production well, isolating the bottom of vertical injection wells, and determining the oil-saturated thickness of pla 100, formation permeability, initial formation pressure and temperature, before perforation, they isolate the bottom of vertical injection wells, then perforate vertical injection wells, providing injection of a working agent towards each other, additionally equip a horizontal production well with devices to control pressure in the well and the formation , and vertical injection wells - devices for temperature and pressure control in the well and the formation, as a working agent, two aqueous solutions of substances are used, which, when mixed with each other in the mixing area, form a binary mixture with the release of energy, while the aqueous solutions are simultaneously pumped separately into alternating vertical injection wells for 2-12 hours in uniform flows, control the temperature and pressure in the horizontal production and vertical injection wells, regulate the movement of the mixing area from the one vertical th injection well to the borehole by another change in injection pressure.
Недостатками данного способа являются большие неэффективные затраты компонентов бинарной смеси из-за рассеивания во всех направлениях пласта, а не только в направлении другой скважины, тем более закачка идет сразу из двух скважин, в которых поддерживается давление выше пластового, при этом после смешения первой партий компонентов очень трудно закачивать последующие именной в область реакции из-за роста давления закачки, что снижает эффективность бинарной смеси в пласте.The disadvantages of this method are the large ineffective costs of the components of the binary mixture due to dispersion in all directions of the formation, and not only in the direction of another well, especially since the injection is carried out from two wells at once, in which the pressure is maintained above the formation, while after mixing the first batch of components it is very difficult to inject subsequent names into the reaction area due to the increase in injection pressure, which reduces the effectiveness of the binary mixture in the formation.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа закачки бинарных смесей пласт, позволяющего более эффективно использовать компоненты бинарной смеси для уменьшения ненужных потерь, улучшения смешивания и, как следствие, более эффективного воздействия на пласт данной бинарной смесью.The technical problem of the proposed invention is to create a method for pumping binary mixtures into a reservoir, which allows more efficient use of the components of the binary mixture to reduce unnecessary losses, improve mixing and, as a consequence, more effective impact on the formation with this binary mixture.
Техническая задача решается способом закачки бинарных смесей в пласт, включающим определение нефтенасыщенной толщины пласта, проницаемости пласта, начальных пластовых давления и температуры, строительство минимум двух скважин с параллельными стволами в пласте и гидравлически сообщенных между собой, закачку отдельных компонентов бинарной смеси в соответствующие близлежащие скважины в направлении навстречу друг другу до их смешения между собой с получением бинарной смеси.The technical problem is solved by the method of injection of binary mixtures into the formation, including the determination of the oil-saturated thickness of the formation, the permeability of the formation, the initial formation pressure and temperature, the construction of at least two wells with parallel boreholes in the formation and hydraulically connected to each other, the injection of individual components of the binary mixture into the corresponding nearby wells in towards each other until they mix with each other to obtain a binary mixture.
Новым является то, что перед закачкой также определяют основное направление распространения трещин при гидроразрыве пласта, стволы в пласте строят горизонтальные с направлением поперек основного направления распространения трещин в пласте, гидравлическое сообщение между скважинами обеспечивается гидроразрывами пласта в горизонтальных стволах скважины, после определения требуемого интервала закачки бинарного состава закачку компонентов близлежащих скважин производят последовательно, сначала закачивают первый компонент через одну скважину, продавливая буферной жидкостью, со снижением уровня жидкости откачкой во второй ниже пластового давления, первый компонент закачивают до достижения по трещинам требуемого интервала пласта между стволами скважин, после чего во второй скважине поднимают давление для выдавливания первого компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, далее снижают уровень жидкости откачкой в первой скважине ниже пластового давления, а второй компонент закачивают через вторую скважину до достижения по трещинам требуемого интервала, после чего в первой скважине поднимают давление для выдавливания второго компонента из трещин в пласт, а после технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта.What is new is that before injection, the main direction of fracture propagation during hydraulic fracturing is also determined, boreholes in the reservoir are built horizontal with a direction across the main direction of propagation of fractures in the reservoir, hydraulic communication between the wells is provided by hydraulic fracturing in horizontal wellbores, after determining the required interval of injection of a binary composition, the components of nearby wells are injected sequentially, first the first component is pumped through one well, pushing with a buffer fluid, with a decrease in the liquid level by pumping into the second below the reservoir pressure, the first component is injected until the required interval of the formation between the wellbores is reached through the fractures, and then in the second well the pressure is raised to squeeze the first component out of the fractures into the formation, and after technological holding, which ensures uniform distribution of the first component in the formation interval and leveling in this interval the reservoir pressure, then the fluid level is reduced by pumping out in the first well below the reservoir pressure, and the second component is injected through the second well until the required interval is reached along the fractures, after which the pressure is raised in the first well to squeeze the second component out of the fractures into the formation, and after technological holding ensuring uniform distribution of the second component with mixing and interaction with the first component in the reservoir interval.
Новым является также то, что второй компонент перед закачкой смешивают с замедлителем реакции с первым компонентом для более полного перемешивания их в интервале пласта.It is also new that the second component, before injection, is mixed with a reaction retarder with the first component for more complete mixing of them in the formation interval.
Способ реализуется в следующей последовательности.The method is implemented in the following sequence.
Продуктивный пласт перед началом эксплуатации разбуривается разведывательными скважинами с отбором кернов и проведением геофизических исследований, а также – одностадийных и/или многостадийных гидроразрывов пласта (ГРП). Исходя из исследований пласта, определяют нефтенасыщенную толщину пласта, проницаемость пласта, начальные пластовые давления, температуру и основное направление распространения трещин при ГРП (на месторождениях Республики Татарстан (РТ) не менее 70 – 80% трещин). Производят строительство минимум двух скважин с параллельными горизонтальными стволами в пласте с направлением поперек основного направления распространения ГРП в пласте. Для возникновения гидравлической связи между стволами скважин в них проводят одностадийный и/или многостадийный ГРП, трещины которого имеют как минимум в два раза большую проницаемость, чем начальная проницаемость пласта. При необходимости закачки бинарного состава в пласт (для изоляции водопритоков, прогрева пласта, увеличения или снижения проницаемости и/или т.п.) интервал обработки (интервал водопритока, зона прогрева и т.п.) определяют геофизическими исследованиями. Исходя из необходимого объема закачки (для получения водоизоляционного экрана, объема зоны прогрева) и типа бинарного состава с учетом потерь (определяется эмпирическим путем для каждого пласта) определяют необходимый объем для закачки каждого компонента в пласт. Эмпирическим путем и/или гидродинамическими расчетами (например, при помощи программного продукта STARS CMG, ROXAR или т.п.) определяют временные интервалы и давления для закачки каждого компонента сначала в трещины, а потом – в пласт в требуемый интервал, а также технологической выдержки для каждого компонента. Скважины, через которые будут закачиваться компоненты бинарной смеси, оснащают соответствующими глубинными насосами. Через одну из скважин (например, по затрубью лифтовых труб насоса, по лифтовым трубам при извлечении вставного насоса из замкового механизма или т.п.) закачивают первый компонент, а во второй(ых) близлежащей(их) скважине(ах) снижают уровень жидкости отбором соответствующим насосом ниже пластового, обеспечивая быстрое наполнение трещин ГРП закачиваемой жидкостью. При достижении первым компонентом по трещинам ГРП требуемого интервала в скважинах прекращают отбор жидкости и нагнетают продавочную жидкость для повышения давления в трещинах, за счет чего первый компонент из трещин выдавливается непосредственно в пласт. После технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления. Потом во вторую(ые) скважины закачивают второй компонент, а в первой снижают уровень жидкости отбором соответствующим насосом ниже пластового, обеспечивая быстрое наполнение трещин ГРП вторым компонентом с достижением требуемого интервала. В первой скважине прекращают отбор жидкости и нагнетают продавочную жидкость для повышения давления в трещинах, за счет чего второй компонент из трещин также выдавливается непосредственно в пласт. После технологической выдержки, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в требуемом интервале пласта. Для замедления реакции между двумя компонентами бинарной смеси, что может помешать взаимодействию этих компонентов в полном объеме после перемешивания, второй компонент перед закачкой смешивают с замедлителем реакции с первым компонентом. Для каждой бинарной смеси может быть использован свой замедлитель. По завершению реакции и полного сформирования бинарной смеси, давление в первой и во второй скважинах сбрасывают и продолжают эксплуатацию в их в прежнем режиме.Before the start of production, the productive formation is drilled with exploration wells with core sampling and geophysical research, as well as single-stage and / or multi-stage hydraulic fracturing (HF). Based on reservoir studies, oil-saturated reservoir thickness, reservoir permeability, initial reservoir pressures, temperature and the main direction of fracture propagation during hydraulic fracturing are determined (at the fields of the Republic of Tatarstan (RT) at least 70 - 80% of fractures). The construction of at least two wells with parallel horizontal boreholes is carried out in the formation with a direction across the main direction of hydraulic fracturing in the formation. To create a hydraulic connection between the wellbores, one-stage and / or multi-stage hydraulic fracturing is performed in them, the fractures of which have at least twice the permeability of the initial formation permeability. If it is necessary to inject a binary composition into the formation (for isolating water inflows, heating the formation, increasing or decreasing permeability, etc.), the treatment interval (water inflow interval, heating zone, etc.) is determined by geophysical studies. Based on the required injection volume (to obtain a water barrier, the volume of the heating zone) and the type of binary composition, taking into account losses (determined empirically for each reservoir), the required volume is determined to inject each component into the reservoir. Empirically and / or hydrodynamic calculations (for example, using the STARS CMG, ROXAR software, etc.) determine the time intervals and pressures for the injection of each component first into the fractures, and then into the formation at the required interval, as well as technological holding for each component. The wells through which the components of the binary mixture will be injected are equipped with appropriate deep pumps. The first component is pumped through one of the wells (for example, through the annulus of the pump lift pipes, through the lift pipes when the plug-in pump is removed from the locking mechanism, etc.), and the liquid level is reduced in the second (s) nearby well (s) extraction with an appropriate pump below the reservoir, ensuring rapid filling of hydraulic fractures with the injected fluid. When the first component reaches the required interval along the hydraulic fractures, fluid withdrawal is stopped in the wells and the displacement fluid is injected to increase the pressure in the fractures, due to which the first component is squeezed out of the fractures directly into the formation. After technological exposure, ensuring uniform distribution of the first component in the reservoir interval and equalization in this reservoir pressure interval. Then, the second component is injected into the second wells, and in the first well, the fluid level is lowered by withdrawing the appropriate pump below the reservoir, ensuring rapid filling of hydraulic fractures with the second component with the achievement of the required interval. In the first well, fluid withdrawal is stopped and a displacement fluid is injected to increase pressure in the fractures, due to which the second component is also squeezed out of the fractures directly into the formation. After technological exposure, ensuring uniform distribution of the second component with mixing and its interaction with the first component in the required interval of the formation. To slow down the reaction between the two components of the binary mixture, which can interfere with the interaction of these components in full after mixing, the second component is mixed with the reaction inhibitor with the first component before injection. A moderator can be used for each binary mixture. Upon completion of the reaction and complete formation of the binary mixture, the pressure in the first and second wells is released and continues to operate in their previous mode.
Примеры конкретного выполнения.Examples of specific implementation.
Пример 1Example 1
Участок терригенного пласта бобриковского горизонта, залегающий на глубине 1200 м разбурили по рядной сетке девятью горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы длиной 250±20 м которых, пробуренные поперек преобладающего распространения трещин ГРП, расположены в пласте на расстоянии 150±12 м, отклонения связаны с погрешностью при бурении. Преобладающее распространение трещин ГРП определили при проведении ГРП в пилотных (исследовательских скважинах). По своему строению пласт неоднородный: толщина меняется в пределах: 12 – 14,5 м; пористость – 24,5-27,2%: проницаемость – 0,4-2,1 мкм2. Вязкость нефти в пластовых условиях 20 мПа∙с. Между горизонтальными скважинами установили гидравлическую связь при помощи многостадийного ГРП в каждой. На способы проведения ГРП авторы не претендуют. Образованные при ГРП трещины имеют проницаемость – 8 – 12 мкм. Горизонтальные скважины используются как добывающие, оборудованные вставными глубинными штанговыми насосами, обеспечивая интенсивный фронт отбора по всему участку пласта. В качестве нагнетательных использовался ряд из четырех вертикальных скважин. Начальная приемистость нагнетательной скважины равнялась 410 м3/сут. при давлении 6,0 МПа. Плотность закачиваемой воды с кустовой насосной станции (КНС) равнялась 1,1 г/см3. Суточная добыча нефти участка пласта на начальном этапе по добывающим составляла 148,9 т со средней обводненностью 81,4%., через два с половиной года добыча – 38,3 т со средней обводненностью 95,4%. После геофизических исследований определили наличие водопритока между слева на право стволами 3 и 4 скважин в интервале 30 – 60 м от ствола 4 скважины. Было решено для изоляции водопритока использовать бинарный состав, включающий первый компонент – водный 0,1% состав полиакриламида (ПАА) и второй состав – водный 0,02% состав солей алюминия. В качестве ПАА использовался полиакриламид марки ДР 9-8177 с молекулярной массой 6,7 млн. ед., а в качестве солей алюминия – сернокислый алюминий (СКА). Исходя из площади и толщины водоизоляционного экрана, определили потребность в компонентах: 0,12 т ПАА и 0,022 т СКА. Приготовление и дозировка закачиваемого состава производилась с помощью установки «Бейкер» с минимальной производительностью 168 м3/сут (7 м3/час). Максимальная производительность установки составляет 240 м3/сут (10 м3/час). В качестве первой для закачки выбрали скважину 4, в которую по затрубью лифтовых труб насоса закачали 120 м3 0,1% водного раствора ПАА с производительностью 8 м3/час в течение 15 часов. При этом во второй для закачки скважине 3 отбором насоса снизили давление с 7 МПа до 4 МПа. Далее раствор ПАА продавочной жидкостью с плотностью 1,1г/см3 в объёме 20 м3 при давлении на установке «Бейкер» 4 МПа закачали по трещинам ГРП. После чего во второй скважине прекратили отбор жидкости насосом, который извлекли при помощи штанг из замкового механизма соответствующих лифтовых труб с последующим поднятием на 20 м, подняли с 4 МПа до 11 МПа закачкой продавочной жидкости по лифтовым трубам. Суммарно в обе скважины закачали 120 м3 продавочной жидкости с производительностью 10 м3/час (12 часов) для вытеснения из трещин ГРП первого компонента в пласт – в интервал водопритока. Закачку прекратили без сброса давления, а после трехчасовой выдержки, обеспечивающей равномерное распределение первого компонента в интервале пласта и выравнивание в этом интервале пластового давления, во вторую скважину по затрубью лифтовых труб насоса закачали 110 м3 второй компонент. При этом в первой скважине отбором насоса снизили давление с 7 МПа до 4 МПа. Раствор СКА продавочной жидкостью с плотностью 1,1 г/см3 в объёме 30 м3 при давлении на установке «Бейкер» 6 МПа закачали по трещинам ГРП. После чего в первой скважине прекратили отбор жидкости и подняли с 4 МПа до 13 МПа закачкой продавочной жидкости по затрубью лифтовых труб. Суммарно в обе скважины закачали 110 м3 продавочной жидкости для вытеснения из трещин ГРП второго компонента в пласт – в интервал водопритока (требуемый для закачки интервал), где находится первый компонент бинарной смеси. Закачку технологической жидкости в обе скважины прекратили без сброса давления. После технологической выдержки в 24 часа, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале водопритока пласта. После чего все девять скважин запустили на отбор продукции. В результате обводненность продкуции упала до 84%, а суммарный дебит нефти вырос до 122 т/сут. Как показывают расчеты, при такой закачке компонентов, до 80% их участвует в получении бинарной смеси в пласте, что в 4 – 5 раз эффективней, чем с использованием аналогичных компонентов (например, патенты RU №2153062, 2436941, 2536529 или т.п.) при последовательной закачке в пласт. Это приводит к экономии реагентов как минимум в 4 раза при той же эффективности. При этом суммарное время закачки реагентов из-за высокой проницаемости трещин ГРП (более чем в 2 раза большей, чем пласта) сокращается как минимум в 2 раза.A section of the terrigenous stratum of the Bobrikovskiy horizon, lying at a depth of 1200 m, was drilled in a line pattern with nine horizontal wells, horizontal boreholes of 250 ± 20 m in length, drilled across the prevailing spread of hydraulic fractures, are located in the formation at a distance of 150 ± 12 m, deviations are associated with an error drilling. The predominant spread of hydraulic fractures was determined during hydraulic fracturing in pilot (research wells). By its structure, the layer is heterogeneous: the thickness varies within the range: 12 - 14.5 m; porosity - 24.5-27.2%; permeability - 0.4-2.1 microns 2 . Oil viscosity at reservoir conditions is 20 mPa ∙ s. A hydraulic connection was established between the horizontal wells using multi-stage hydraulic fracturing in each. The authors do not pretend to methods of hydraulic fracturing. The fractures formed during hydraulic fracturing have a permeability of 8 - 12 microns. Horizontal wells are used as production wells, equipped with plug-in sucker rod pumps, providing an intensive production front throughout the entire reservoir section. A series of four vertical wells were used as injection wells. The initial injectivity of the injection well was 410 m 3 / day. at a pressure of 6.0 MPa. The density of the water injected from the cluster pumping station (SPS) was 1.1 g / cm 3 . The daily oil production of the reservoir area at the initial stage in terms of production was 148.9 tons with an average water cut of 81.4%, after two and a half years production - 38.3 tons with an average water cut of 95.4%. After geophysical surveys, the presence of water inflow was determined between the left and right boreholes of 3 and 4 wells in the interval 30 - 60 m from the borehole 4 of the well. It was decided to use a binary composition to isolate the water inflow, including the first component - aqueous 0.1% polyacrylamide (PAA) composition and the second composition - aqueous 0.02% composition of aluminum salts. As PAA, we used polyacrylamide brand DR 9-8177 with a molecular weight of 6.7 million units, and as aluminum salts - aluminum sulfate (SKA). Based on the area and thickness of the waterproofing screen, the need for components was determined: 0.12 t PAA and 0.022 t SKA. The preparation and dosage of the injected composition was carried out using the Baker installation with a minimum capacity of 168 m 3 / day (7 m 3 / hour). The maximum productivity of the plant is 240 m 3 / day (10 m 3 / hour). Well 4 was chosen as the first for injection, into which 120 m 3 of a 0.1% aqueous solution of PAA was pumped through the annulus of the pump lift pipes with a capacity of 8 m 3 / h for 15 hours. At the same time, in the second well for injection, the pressure was reduced from 7 MPa to 4 MPa by pumping out the pump. Then, the PAA solution was pumped through the hydraulic fractures with a displacement fluid with a density of 1.1 g / cm 3 in a volume of 20 m 3 at a pressure of 4 MPa on the Baker unit. After that, in the second well, the withdrawal of fluid was stopped by a pump, which was removed with the help of rods from the locking mechanism of the corresponding lift pipes, followed by a rise by 20 m, raised from 4 MPa to 11 MPa by pumping a displacement fluid through the lift pipes. In total, 120 m 3 of displacement fluid was pumped into both wells with a capacity of 10 m 3 / hour (12 hours) to displace the first component from hydraulic fractures into the formation - into the water inflow interval. The injection was stopped without depressurization, and after a three-hour holding, ensuring uniform distribution of the first component in the reservoir interval and equalization in this reservoir pressure interval, 110 m3 of the second component was pumped into the second well along the pump tubing annulus. At the same time, in the first well, the pressure was reduced from 7 MPa to 4 MPa by taking a pump. The SKA solution with a displacement fluid with a density of 1.1 g / cm 3 in a volume of 30 m 3 at a pressure of 6 MPa on the Baker unit was pumped through hydraulic fractures. After that, in the first well, fluid withdrawal was stopped and raised from 4 MPa to 13 MPa by pumping a displacement fluid through the annulus of the tubing. In total, 110 m3 of displacement fluid was pumped into both wells to displace the second component from the hydraulic fractures into the formation - into the water inflow interval (the interval required for injection), where the first component of the binary mixture is located. Process fluid injection into both wells was stopped without depressurization. After technological exposure for 24 hours, which ensures uniform distribution of the second component with mixing and its interaction with the first component in the interval of formation water inflow. After that, all nine wells were launched for product selection. As a result, the water cut in the production dropped to 84%, and the total oil production rate increased to 122 tons / day. As calculations show, with such injection of components, up to 80% of them are involved in obtaining a binary mixture in the formation, which is 4-5 times more efficient than using similar components (for example, patents RU No. 2153062, 2436941, 2536529, or the like). ) with sequential injection into the reservoir. This leads to a saving of reagents by at least 4 times with the same efficiency. In this case, the total time of injection of reagents due to the high permeability of hydraulic fractures (more than 2 times greater than the formation) is reduced by at least 2 times.
Пример 2Example 2
Участок Больше-Каменского поднятия Ашальчинского месторождения высоковязкой нефти или битума разбурили по рядной сетке пятью горизонтальными скважинами, горизонтальные стволы длиной 350±20 м которых расположены в пласте на расстоянии 90±10 м поперек преобладающего распространения трещин при ГРП. Определили геофизическими исследованиями следующие параметры: среднюю общую толщину пласта - 24 м; нефтенасыщенную толщину пласта - 21 м; глубину залегания пласта (до кровли) - 63 м; начальное пластовое давление - 0,9 МПа; начальную пластовую температуру - 8°С; плотность нефти в пластовых условиях - 0,972 т/м3; коэффициент средней динамической вязкости нефти в пластовых условиях - 14000 мПа⋅с; коэффициент динамической вязкости воды в пластовых условиях - 1,63 мПа⋅с; среднюю проницаемость по керну в пласте - 2,23 мкм2; среднюю пористость по керну в пласте - 0,29 доли ед. Между горизонтальными скважинами установили гидравлическую связь при помощи ГРП в каждой. Образованные при ГРП трещины имеют проницаемость – 10–11 мкм. Горизонтальные скважины используются как добывающие, оборудованные вставными глубинными штанговыми насосами, с периодической закачкой компонентов для инициации пластового горения в пласт между скважинами. Для инициации пластового горения решено использовать бинарный состав, включающий первый компонент – 20% водный раствор нитрата аммония (НА) и второй состав – 25% водный раствор нитрита натрия (НН). Определили, что необходимо для закачки первого компонента 211 м3, а второго – 152 м3. Через одну в первые для закачки скважины (в крайние и центральную) закачивали по затрубью лифтовых труб первый компонент – раствор НА с расходом 4 м3/сут под давлением 1,3 МПа. При этом во вторых для закачки близлежащих скважинах (расположенных между первыми) отбором насосов снизили давление с 0,9 МПа до 0,5 МПа. После закачки 211 м3 раствора НА в трещины ГРП во вторых скважинах прекратили отбор и повысили давление закачкой по затрубью лифтовых труб минеральной воды плотностью 1,15 г/см3 до 1,3 МПа. Также минеральную воду нагнетали и в первые скважины, после суммарной закачки минеральной воды 205 м3 и вытеснения первого компонента из трещин ГРП в пласт закачку прекратили без сброса давления, выдержали под давлением два часа для обеспечения равномерного распределения первого компонента в интервале пласта и выравнивания в этом интервале пластового давления. После чего во вторую скважину по затрубью лифтовых труб насоса закачали 152 м3 второго компонента с расходом 3,5 м3/сут при давлении 1,5 МПа с добавлением 0,1% водного раствора карбоксиметилцеллюлозы (КМЦ) в соотношении 100 к 1 для замедления реакции с первым компонентом на время закачки второго компонента в пласт (для лучшего смешения компонентов до инициации пластового горения). Для замедления реакции могут использоваться нейтральные к компонентам бинарной смеси поверхностно-активные вещества и гелевые составы. При этом в первой скважине отбором насоса снизили давление с 0,9 МПа до 0,6 МПа. По завершении закачки второго компонента в первой скважине прекратили отбор жидкости и подняли с 0,6 МПа до 1,5МПа закачкой минеральной воды по затрубью лифтовых труб. Суммарно в обе скважины закачали 150 м3 продавочной жидкости с суммарной производительностью с расходом 5 м3/сут для вытеснения из трещин ГРП второго компонента в пласт – в интервал между скважинами (требуемый для закачки интервал), где находится первый компонент бинарной смеси. Закачку технологической жидкости в обе скважины прекратили без сброса давления. После технологической выдержки в 6 часов, обеспечивающей равномерное распределение второго компонента со смешением и взаимодействием его с первым компонентом в интервале пласта, температура во всех скважинах поднялась до 40ºС. Все скважины запустили на отбор продукции насосами. Отбор продукции поддерживали в суммарном объеме, не позволяющим повышение температуры продукции выше 90ºС. После снижения температуры ниже 30ºС воздействие на пласт для инициации пластового горения периодически повторяли. Как показывают расчеты, при такой закачке компонентов, до 90% их участвует в получении бинарной смеси в пласте, что в 6 – 8 раз эффективней, чем с использованием аналогичных компонентов (например, патенты RU №2706164, 2425969 или т.п.) при последовательной закачке в пласт. Это приводит к экономии реагентов как минимум в 4 раза при той же эффективности. При этом суммарное время закачки реагентов из-за высокой проницаемости трещин ГРП (более чем в 3 раза большей, чем пласта) сокращается как минимум в 4 раза.The section of the Bolshe-Kamenskoye uplift of the Ashalchinskoye field of high-viscosity oil or bitumen was drilled in a line pattern with five horizontal wells, horizontal wells with a length of 350 ± 20 m located in the formation at a distance of 90 ± 10 m across the prevailing fracture propagation during hydraulic fracturing. The following parameters were determined by geophysical studies: average total thickness of the formation - 24 m; oil-saturated reservoir thickness - 21 m; bed depth (up to the roof) - 63 m; initial reservoir pressure - 0.9 MPa; initial reservoir temperature - 8 ° С; oil density in reservoir conditions - 0.972 t / m 3 ; coefficient of average dynamic viscosity of oil in reservoir conditions - 14000 mPas; coefficient of dynamic viscosity of water in reservoir conditions - 1.63 mPa⋅s; average core permeability in the formation - 2.23 μm 2 ; the average porosity of the core in the reservoir is 0.29 units. A hydraulic connection was established between the horizontal wells using hydraulic fracturing in each. The fractures formed during hydraulic fracturing have a permeability of 10–11 microns. Horizontal wells are used as production wells, equipped with plug-in sucker rod pumps, with periodic injection of components to initiate formation combustion into the formation between the wells. To initiate formation combustion, it was decided to use a binary composition, including the first component - a 20% aqueous solution of ammonium nitrate (AN) and the second composition - a 25% aqueous solution of sodium nitrite (NN). It was determined that it is necessary to pump the first component 211 m 3 , and the second - 152 m 3 . Through one, in the first wells for injection (in the extreme and central), the first component was pumped through the annulus of the lift pipes - the AN solution at a rate of 4 m 3 / day under a pressure of 1.3 MPa. At the same time, secondly, for the injection of nearby wells (located between the first), the selection of pumps reduced the pressure from 0.9 MPa to 0.5 MPa. After injection of 211 m 3 of ND solution into hydraulic fractures in the second wells, production was stopped and the pressure was increased by pumping mineral water with a density of 1.15 g / cm 3 to 1.3 MPa through the annulus of the lift pipes. Also, mineral water was injected into the first wells, after the total injection of mineral water of 205 m 3 and the displacement of the first component from the hydraulic fractures into the formation, the injection was stopped without depressurization, held under pressure for two hours to ensure uniform distribution of the first component in the interval of the formation and alignment in this interval of reservoir pressure. Then 152 m 3 of the second component was pumped into the second well through the annulus of the pump lift pipes at a flow rate of 3.5 m 3 / day at a pressure of 1.5 MPa with the addition of a 0.1% aqueous solution of carboxymethyl cellulose (CMC) in a ratio of 100 to 1 to slow down reactions with the first component during the injection of the second component into the formation (for better mixing of the components before the initiation of formation combustion). To slow down the reaction, surfactants and gel formulations that are neutral to the components of the binary mixture can be used. At the same time, in the first well, the pressure was reduced from 0.9 MPa to 0.6 MPa by withdrawing the pump. Upon completion of the injection of the second component in the first well, fluid withdrawal was stopped and raised from 0.6 MPa to 1.5 MPa by pumping mineral water through the annulus of the lift pipes. In total, 150 m 3 of displacement fluid was pumped into both wells with a total capacity of 5 m 3 / day to displace the second component from hydraulic fractures into the formation - in the interval between the wells (the interval required for injection), where the first component of the binary mixture is located. Process fluid injection into both wells was stopped without depressurization. After technological holding for 6 hours, ensuring uniform distribution of the second component with mixing and its interaction with the first component in the reservoir interval, the temperature in all wells rose to 40 ° C. All wells were put into production with pumps. The selection of products was maintained in a total volume that did not allow an increase in product temperature above 90 ° C. After the temperature dropped below 30 ° C, the impact on the formation to initiate formation combustion was periodically repeated. Calculations show that with such injection of components, up to 90% of them are involved in obtaining a binary mixture in the formation, which is 6 - 8 times more efficient than using similar components (for example, patents RU No. 2706164, 2425969, etc.) with sequential injection into the reservoir. This leads to a saving of reagents by at least 4 times with the same efficiency. At the same time, the total time of injection of reagents due to the high permeability of hydraulic fractures (more than 3 times higher than the formation) is reduced by at least 4 times.
Предлагаемый способ закачки бинарных смесей в пласт позволяет более эффективно использовать компоненты бинарной смеси для уменьшения ненужных потерь, улучшения смешивания и, как следствие, более эффективного воздействия на пласт данной бинарной смесью.The proposed method for injecting binary mixtures into the formation allows for more efficient use of the components of the binary mixture to reduce unnecessary losses, improve mixing and, as a consequence, more effective impact on the formation with this binary mixture.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020127720A RU2742090C1 (en) | 2020-08-20 | 2020-08-20 | Method of pumping binary mixtures into formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020127720A RU2742090C1 (en) | 2020-08-20 | 2020-08-20 | Method of pumping binary mixtures into formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2742090C1 true RU2742090C1 (en) | 2021-02-02 |
Family
ID=74554563
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020127720A RU2742090C1 (en) | 2020-08-20 | 2020-08-20 | Method of pumping binary mixtures into formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2742090C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784138C1 (en) * | 2021-12-27 | 2022-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | The method for pumping binary mixtures into the reservoir |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2546694C1 (en) * | 2014-01-29 | 2015-04-10 | Евгений Николаевич Александров | Method to stimulate oil production process |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| US10107084B2 (en) * | 2012-10-05 | 2018-10-23 | Evolution Well Services | System and method for dedicated electric source for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| RU2696714C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
| RU2706154C1 (en) * | 2019-01-10 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high viscous oil or bitumen deposit |
-
2020
- 2020-08-20 RU RU2020127720A patent/RU2742090C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US10107084B2 (en) * | 2012-10-05 | 2018-10-23 | Evolution Well Services | System and method for dedicated electric source for use in fracturing underground formations using liquid petroleum gas |
| RU2546694C1 (en) * | 2014-01-29 | 2015-04-10 | Евгений Николаевич Александров | Method to stimulate oil production process |
| RU2615543C2 (en) * | 2014-12-19 | 2017-04-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Центр Нефтяных Технологий" (ООО "ЦНТ") | Energy-gas-forming composition and processing technology of bottom-hole zone of productive stratum |
| RU2696714C1 (en) * | 2018-06-14 | 2019-08-05 | Акционерное общество "Сибнефтемаш" | Method for thermo-chemical treatment of oil reservoir |
| RU2706154C1 (en) * | 2019-01-10 | 2019-11-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of high viscous oil or bitumen deposit |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2784138C1 (en) * | 2021-12-27 | 2022-11-23 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | The method for pumping binary mixtures into the reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20140144635A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Pillars | |
| RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
| US20140144633A1 (en) | Methods of Enhancing Fracture Conductivity of Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| US20140144634A1 (en) | Methods of Enhancing the Fracture Conductivity of Multiple Interval Fractures in Subterranean Formations Propped with Cement Packs | |
| RU2558058C1 (en) | Interval hydraulic fracturing of carbonate formation in horizontal wellbore with bottom water | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2315171C1 (en) | Method for water influx zone isolation inside well | |
| CA2908906A1 (en) | Method for hydraulic fracking of an underground formation | |
| RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2599156C1 (en) | Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft | |
| RU2566357C1 (en) | Method of formation hydraulic fracturing | |
| US11454098B2 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| RU2742090C1 (en) | Method of pumping binary mixtures into formation | |
| RU2457323C1 (en) | Hydraulic fracturing method of low-permeable bed with clay layers | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| RU2547191C1 (en) | Carbonate bed hydrofrac | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| RU2526081C1 (en) | Well seam hydraulic fracturing | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2599155C1 (en) | Method of treatment of bottom-hole zone of the horizontal shafts of boreholes, opening carbonate collector | |
| RU2784138C1 (en) | The method for pumping binary mixtures into the reservoir | |
| RU2509883C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2614997C1 (en) | Method of water inflow limitation in fractured carbone reservoirs |