RU2775630C1 - Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты) - Google Patents
Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2775630C1 RU2775630C1 RU2021132846A RU2021132846A RU2775630C1 RU 2775630 C1 RU2775630 C1 RU 2775630C1 RU 2021132846 A RU2021132846 A RU 2021132846A RU 2021132846 A RU2021132846 A RU 2021132846A RU 2775630 C1 RU2775630 C1 RU 2775630C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam
- solvent
- well
- water
- injected
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 62
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 61
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 title claims abstract description 30
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 70
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 68
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 49
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 38
- YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N toluene Chemical compound CC1=CC=CC=C1 YXFVVABEGXRONW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N HCl Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 17
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 15
- 239000004434 industrial solvent Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims abstract description 13
- XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N zinc monoxide Chemical compound [Zn]=O XLOMVQKBTHCTTD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N formaldehyde Chemical compound O=C WSFSSNUMVMOOMR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 11
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 claims abstract description 8
- 240000005497 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 claims abstract description 7
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011787 zinc oxide Substances 0.000 claims abstract description 7
- LRCIYVMVWAMTKX-UHFFFAOYSA-L Chromium(II) acetate Chemical compound [Cr+2].CC([O-])=O.CC([O-])=O LRCIYVMVWAMTKX-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 6
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000001879 gelation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000001264 neutralization Effects 0.000 claims abstract description 5
- 230000002045 lasting Effects 0.000 claims description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 61
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 16
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 12
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 10
- 230000001174 ascending Effects 0.000 description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 6
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 235000014692 zinc oxide Nutrition 0.000 description 5
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 125000001931 aliphatic group Chemical group 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 3
- 230000031700 light absorption Effects 0.000 description 3
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 3
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L MgCl2 Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 2
- 150000001338 aliphatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 150000004945 aromatic hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 2
- 125000004432 carbon atoms Chemical group C* 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000002736 nonionic surfactant Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 1
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229920002907 Guar gum Polymers 0.000 description 1
- VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L Magnesium hydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Mg+2] VTHJTEIRLNZDEV-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000004059 degradation Effects 0.000 description 1
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000004821 distillation Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229960002154 guar gum Drugs 0.000 description 1
- 235000010417 guar gum Nutrition 0.000 description 1
- 239000000665 guar gum Substances 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 description 1
- IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N hydrogen chloride Substances Cl.Cl IXCSERBJSXMMFS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000041 hydrogen chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- -1 hydrogen ions Chemical class 0.000 description 1
- 238000006460 hydrolysis reaction Methods 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 239000002563 ionic surfactant Substances 0.000 description 1
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000347 magnesium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 229910001862 magnesium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта за счет увеличения охвата воздействия пара на пласт и увеличения паровой камеры. Способы извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта включают бурение скважины в продуктивном пласте, размещение в скважине колонны насосно-компрессорных труб, закачку растворителя и пара в скважину, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом. В заявленных способах предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры. При приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала - производят совместную закачку растворителя и пара, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом. При приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и наличии как минимум одного водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-0,7; гуар 0,3-0,7; ацетат хрома 0,05-0,06; оксид цинка или оксид магния 0,05-0,06; формальдегид 0,2-0,3; вода - остальное, в объеме 0,036 м3 водоизолирующего состава на 1 м длины открытого водопроявляющего интервала в стволе скважины, продавливают термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью не менее 24 ч, далее производят совместную закачку растворителя и пара, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом. При приемистости менее 50 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 0,05-0,075 м3 на 1 м длины открытого ствола скважины, продавливают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой, осуществляют технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч, промывают пароциклическую скважину аэрированной жидкостью или свабируют до значения нейтрального рН выносимой жидкости, далее производят совместную закачку растворителя и пара, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом. В качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1. 3 н.п. ф-лы, 1 табл., 3 пр.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта с использованием растворителей, полимеров и парового воздействия.
Известен способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2475636, МПК Е21В 43/22, опубл. 22.02.2013, бюл. №5), включающий закачку в скважины растворителя - рабочего агента, состоящего из вязкость-понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов 5-7, и растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, в соотношении (90-80):(10-20), отбор продукции с контролем содержания методом фотоколориметрии асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте в соответствии с полученными данными. Контроль за изменением содержания асфальтено-смолистых компонентов в извлекаемых высоковязких нефтях или природных битумах ведут на протяжении всего времени извлечения, с использованием метода фотоколориметрии, и корректировку соотношения вязкость-понижающего растворителя и растворителя асфальтенов в рабочем агенте осуществляют исходя из графика изменения коэффициента светопоглощения: в случае уменьшения коэффициента светопоглощения, свидетельствующего об осаждении асфальтено-смолистых компонентов в пласте, увеличивая количество растворителя асфальтенов в рабочем агенте до отсутствия изменения коэффициента светопоглощения.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов горизонтальной скважиной, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт при пароциклическом воздействии. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Известен способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2675276, МПК Е21В 43/24, 49/00, опубл. 18.12.2018, бюл. №35), включающий бурение скважины в продуктивном пласте для циклической закачки растворителя и отбора нефти с помощью насоса. До начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на их основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят бурение горизонтальной скважины в подошвенной зоне продуктивного пласта, направленную перфорацию горизонтального участка скважины по верхней образующей ствола, закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва, в состав композиции оторочки входит неионогенное ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10), затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ в соотношении (≥90):(≤10) для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов горизонтальной скважиной, не учитывается объем закачиваемых реагентов, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт. Гидроразрыв пласта приводит к прорыву пара в вышележащие горизонты и к непроизводительной потере пара, что для залежей с малыми толщинами пласта является критичным, так как пар может прорваться на поверхность, что приведет к нарушению целостности залежи и к остановке разработки объекта. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Известен способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2694983, МПК Е21В 43/24, 43/26, 43/22, С09K 8/592, 8/524, опубл. 18.07.2019, бюл. №20), включающий закачку в скважину растворителя, состоящего из вязкость понижающего растворителя, в качестве которого используют алифатические углеводороды с числом углеродных атомов 5-7, и растворителя асфальтенов, который представляет собой ароматические углеводороды, и последующий отбор продукции. До начала закачки производят предварительные исследования и определение состава керновой нефти и на его основе выбирают состав композиции оторочки и продавливающей композиции, производят закачку в скважину композиции оторочки под давлением, превышающим давление гидроразрыва, в состав композиции оторочки входит неиногенное поверхностно-активное вещество ПАВ, объемное соотношение алифатических, ароматических и поверхностно-активных компонентов составляет (90-80):(≤10):(≤10), после чего производят выдержку скважины на реагирование, а затем в качестве продавливающей композиции используют смесь алифатических компонентов с ионогенным ПАВ для снижения межфазного натяжения между закачиваемой композицией и конденсатом пара для улучшения проникновения пара, далее производят закачку пара для снижения вязкости добываемой продукции. Для проведения мероприятий используется одна скважина, которая может быть как с одним основным вертикальным стволом, так и многозабойной с наклонными или горизонтальными ответвлениями от основного вертикального ствола.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов скважины, не учитывается объем закачиваемых реагентов, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт при пароциклическом воздействии на залежь. Также в изобретении приведено что, первоначально, композиция растворителя закачивается в холодный пласт, проталкивается вытесняющей холодной оторочкой и только после этого закачивается пар для снижения вязкости добываемой нефти. При такой последовательности закачки реагентов не может произойти существенного снижения вязкости нефти, поскольку нефть отделена от закачиваемого пара вытесняющей оторочкой, что ведет к снижению эффективности вытеснения сверхвязкой нефти и/или битума. Гидроразрыв пласта приводит к прорыву пара в вышележащие горизонты и к непроизводительной потере пара, что для залежей с малыми толщинами пласта является критичным, так как пар может прорваться на поверхность, что приведет к нарушению целостности залежи и к остановке разработки объекта, либо привести к неконтролируемому прорыву пара и перетокам растворителя в водоносный пласт, что нежелательно с точки зрения экологии. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Наиболее близким является способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (патент RU №2455475, МПК E21B 43/24, опубл. 10.07.2012, бюл. №19), включающий бурение в продуктивном стволе восходящего участка скважины, размещение в этом участке колонны насосно-компрессорных труб с центраторами, закачку растворителя и пара в кровельную часть пласта через вскрытую зону в конце восходящего участка скважины, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом. Закачку реагента и пара осуществляют поочередно. Максимальный угол кривизны восходящего участка скважины расположен в подошвенной части пласта, проводку восходящего участка ведут с углом подъема не менее 5-8° от подошвы пласта, забой восходящего участка располагают ниже кровли не менее 2 м и перед спуском колонны труб, которые выполняют теплоизолированными, восходящий участок скважины оборудуют фильтром с двумя вскрытыми зонами в начале и конце этого участка, а межтрубное пространство между фильтром и колонной труб и между вскрытыми зонами изолируют пакером, при этом насос располагают в пределах подошвенной части продуктивного пласта, выше вскрытой зоны в начале восходящего участка скважины, но ниже забоя восходящего участка скважины.
Низкая эффективность способа заключается в невозможности управления процессом при пароциклической закачке реагента, так как в процессе проведения способа не учитывают приемистость обрабатываемой скважины и наличие водопроявляющих интервалов горизонтальной скважины, не учитывается объем закачиваемых реагентов, что приводит к уменьшению температурного диапазона воздействия на пласт. Это приводит к низкой надежности и точности способа.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта за счет увеличения охвата воздействия пара на пласт и увеличения паровой камеры; расширение технологических возможностей способа при равномерном прогревании паровой камеры, за счет учета приемистости пароциклической скважины и блокирования водопроявляющих интервалов, вскрытых пароциклической скважиной; регулируемый температурный диапазон работы пароциклической скважины при одновременном увеличении дебитов нефти.
Технические задачи решаются способом извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, включающим бурение скважины в продуктивном пласте, размещение в скважине колонны насосно-компрессорных труб, закачку растворителя и пара в скважину, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом.
По первому варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
По второму варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и наличии как минимум одного водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 0,3-0,7, гуар - 0,3-0,7, ацетат хрома - 0,05-0,06, оксид цинка или оксид магния - 0,05-0,06, формальдегид - 0,2-0,3 и вода - остальное, в объеме 0,036 м3 водоизолирующего состава на 1 м длины открытого водопроявляющего интервала в стволе скважины, продавливают термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью не менее 24 ч, далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
По третьему варианту новым является то, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости менее 50 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 0,05-0,075 м3 на 1 м длины открытого ствола скважины, продавливают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой, осуществляют технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч, промывают пароциклическую скважину аэрированной жидкостью или свабируют до значения нейтрального рН выносимой жидкости, далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
- углеводородный растворитель - толуол - бесцветная прозрачная жидкость, массовая доля основного вещества не менее 99,50%, плотность при 20°С 866-868 кг/м3, выпускаемый по ГОСТ 5789-78;
- углеводородный растворитель - растворитель промышленный (РП) - однородная жидкость от слабо желтого до светло коричневого цвета при 25°С, содержание механических примесей не более 0,06%, объемная доля моноциклических ароматических соединений (в том числе бензола) не менее 16,8 (8)%, температура начала перегонки не ниже 50°С, плотность при 20°С 700-745 кг/м3, выпускаемый по ТУ 0258-007-60320171-2016;
- полиакриламид (ПАА) - порошок, массовая доля основного вещества не менее 90%, содержание фракции с размером частиц менее 0,25 мм не более 10%, содержание фракции с размером частиц более 1,00 мм не более 10%, массовая доля нерастворимого осадка в пресной воде не более 0,3%, молекулярная масса в пределах 5-12 млн., степень гидролиза (анионность) в пределах 5-12% по массе, коэффициент солестойкости (по скрин-фактору) не менее 0,75 доли единиц, выпускаемый по ТУ 2458-024-14023401-2012 c изм. № 1, 2;
- гуар (гуаровая камедь) - содержание основного вещества не менее 90%, водородный показатель (рН) 1%-ного водного раствора в пределах 6,5-8,5, динамическая вязкость 1%-ного раствора на пресной воде при скорости сдвига 27 с-1 в пределах 1,3-3,5 Па⋅с, выпускаемый по ТУ 2458-019-57258729-2006;
- ацетат хрома, представляющий собой водный раствор плотностью 1280-1300 кг/м3, с массовой долей ацетата хрома в пределах 49-52%, показатель активности ионов водорода рН=3-4, массовая доля нерастворимых в воде веществ не более 0,1%. В термостойком водоизолирующем составе является индуктором гелеобразования. Выпускается по ТУ 2499-023-55373366-2011 с изм. №1-6;
- оксид цинка (цинковые белила) - белый порошок, с массового долой основного вещества не менее 99%. Выпускается по ГОСТ 202-84;
- оксид магния - белый порошок, с массового долой основного вещества не менее 90%. Выпускается по ТУ-6-09-3023-79 или ИТС 21-2016 «Производство оксида магния, гидроксида магния, хлорида магния»;
- формалин, выпускаемый по ГОСТ 1625-2016 «Формалин технический. В термостойком водоизолирующем составе снижает подверженность биологической деструкции гуара;
- ингибированная соляная кислота - жидкость от бесцветного до желтого цвета, массовая доля хлористого водорода в пределах 22-24%, плотность при 20°С, г/см3 в пределах 1,108-1,119. Выпускается по ГОСТ 857-95 «Кислота соляная синтетическая техническая. Технические условия»;
- вода - техническая вода.
Сущность способа заключается в следующем.
Пласты, насыщенные сверхвязкой нефтью и/или битумом, отличаются низкими коэффициентами нефтеизвлечения. Внутрипластовые скважинные методы добычи сверхвязкой нефти и/или битума, осуществляемые при тепловом воздействии на пласт, отличаются высокой стоимостью и энергоемкостью.
Определение наличия вскрытых водопроявляющих интервалов пласта и последующее ограничение водопритока в скважину, при осуществлении добычи сверхвязкой нефти и/или битума, приводит к предотвращению возникающих техногенных и природных перетоков, нижележащих и сопровождающих залежи минерализованных вод, в вышележащие горизонты пресных вод. Применение термостойкого водоизолирующего состава приводит к направленному воздействию на высокопроницаемую зону пласта, где скорость фильтрации выше, тем самым создавая стойкий к прорыву вод экран с своевременным отверждением.
Наличие уплотненных и заглинизированных пропластков, при разработке месторождений сверхвязкой нефти и/или битума, приводит к отсутствию приемистости пароциклической скважины, что в свою очередь приводит к выбыванию скважины из работы и непроизводительному расходу средств компании. Поэтому применение предварительной закачки 12%-ного водного раствора ингибированной соляной кислоты эффективно воздействует на карбонатную и терригенную матрицу пласта, увеличивая проницаемость пласта.
Применение в способе растворителя (РП или толуола или их смеси в объемном соотношении (1-4):1) приводит к растворению твердых компонентов нефти, снижает вязкость нефти, повышает подвижность сверхвязкой нефти и/или битума в пласте. Это связано с технологическими свойствами растворителя, такими, как высокая растворяющая способность, изменение физических свойств жидкостей в зоне контакта (снижение вязкости и т.д.), перемешивание жидкостей в зоне их контакта и в системе пор, возникновение эффекта массопереноса под действием молекулярной диффузии, способность быстро испаряться, способность удалять органические загрязнения с поверхности породы и металлов, способность к минимальному образованию отложений своих компонентов, стабильность свойств растворителей.
Тепловое воздействие, применяемое в способе, увеличивает температуру в нефтенасыщенном пласте, повышает растворимость твердых компонентов нефти в углеводородном растворителе, снижает вязкость нефти, улучшает условия для капиллярной пропитки породы пласта.
Совместное применение растворителя, в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, и теплового воздействия на пласт сверхвязкой нефти и/или битума, позволит снизить расход пара и увеличит добычу сверхвязкой нефть и/или битума, тем самым уменьшая энергоемкость технологий.
Обработка, вскрытых водопроявляющих интервалов пласта, термостойким водоизолирующим составом позволяет избежать непроизводительную закачку пара, потерю текучести сверхвязкой нефти и/или битума, увеличения обводненности продукции скважин, что в совокупности значительно повысит эффективность разработки залежи сверхвязкой нефти и/или битума.
Для проведения способа используется одна скважина, которая может быть с вертикальным, горизонтальным и наклонным стволом.
По первому варианту
Осуществляют бурение скважины в продуктивном пласте, размещают колонну насосно-компрессорных труб, при необходимости с центраторами.
Проводят комплекс геофизических исследований в обрабатываемом пласте сверхвязкой нефти и/или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, дебит жидкости, приемистость пароциклической скважины.
Определяют приемистость и наличие водопроявляющих интервалов пароциклической скважины.
Осуществляют прогрев пароциклической скважины. Закачивают теплоноситель в виде пара с температурой не менее 180°С до образования паровой камеры. В прогретой пароциклической скважине проводят геофизические исследования.
Проводят термометрические исследования для выявления водонасыщенных зон пласта с пониженной температурой прогрева.
При приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала, производят совместную закачку растворителя и пара.
В качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1. Применение в способе толуола или растворителя промышленного приводит к одному техническому результату.
Закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, под давлением, не превышающим давление гидроразрыва. Закачку осуществляют с помощью насосного агрегата типа ЦА-320.
Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток для термокапиллярной пропитки обрабатываемого пласта. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
По второму варианту
Осуществляют бурение скважины в продуктивном пласте, размещают колонну насосно-компрессорных труб, при необходимости с центраторами.
Проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте сверхвязкой нефти и/или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, дебит жидкости, приемистость пароциклической скважины.
Определяют приемистость и наличие водопроявляющих интервалов пароциклической скважины.
Осуществляют прогрев скважины. Закачивают теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры. В прогретой пароциклической скважине проводят геофизические исследования.
Проводят термометрические исследования для выявления водонасыщенных зон пласта с пониженной температурой прогрева.
При приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и наличии, как минимум, одного водопроявляющего интервала, в пароциклическую скважину закачивают термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 0,3-0,7, гуар - 0,3-0,7, ацетат хрома - 0,05-0,06, оксид цинка или оксид магния - 0,05-0,06, формальдегид - 0,2-0,3 и вода - остальное, в объеме 0,036 м3 водоизолирующего состава на 1 м длины открытого водопроявляющего интервала ствола скважины. Применение в способе оксида цинка или оксида магния приводит к одному техническому результату.
Продавливают термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью в объеме колонны насосно-компрессорных труб и ствола пароциклической скважины в интервале закачки экрана-геля.
Осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью не менее 24 ч.
Далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку, продолжительностью не менее 21 суток. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
По третьему варианту
Осуществляют бурение скважины в продуктивном пласте, размещают колонну насосно-компрессорных труб, при необходимости с центраторами.
Проводят комплекс геофизических исследований на обрабатываемом пласте сверхвязкой нефти и/или битума и исследования керна. Определяют проницаемость пласта, нефтенасыщенную толщину пласта, начальные пластовые давление и температуру, общую толщину пласта, вязкость нефти в пластовых условиях, дебит жидкости, приемистость пароциклической скважины.
Определяют приемистость и наличие водопроявляющих интервалов пароциклической скважины.
Осуществляют прогрев пароциклической скважины. Закачивают теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры. В прогретой пароциклической скважине проводят геофизические исследования.
Проводят термометрические исследования для выявления водонасыщенных зон пласта с пониженной температурой прогрева.
При приемистости скважины менее 50 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала, в пароциклическую скважину закачивают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 0,05-0,075 м3 на 1 м длины открытого ствола скважины.
Продавливают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой. Осуществляют технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч. Промывают пароциклическую скважину аэрированной жидкостью или свабируют до значения нейтрального рН выносимой жидкости.
Далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток. Далее осуществляют отбор жидкости насосом.
Примеры практического применения способа
Пример 1 (по первому варианту)
Пробурили вертикальную пароциклическую скважину в продуктивном пласте сверхвязкой нефти. Разместили колонну насосно-компрессорных труб.
На горизонтальной скважине выполнили геофизические исследования, приемистость составила 70 м3/сут, водопроявляющий интервал по результатам термометрических исследований отсутствовал, вязкость нефти в пластовых условиях - 1000 мПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти - 0,4 т/сут и обводненность добываемой продукции - 78%.
Осуществили прогрев пароциклической скважины. Закачали теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры.
Так как, приемистость составила 70 м3/сут, и водопроявляющий интервал отсутствовал, произвели совместную закачку растворителя и пара.
В качестве растворителя применили смесь толуола и растворителя промышленного при объемном соотношении 1:1. Применение в способе толуола или растворителя промышленного приводит к одному техническому результату.
Закачку растворителя осуществляют в объеме 10% от суточной закачки пара, под давлением, не превышающим давление гидроразрыва. Закачку осуществляют с помощью насосного агрегата типа ЦА-320.
Затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 21 сутки для термокапиллярной пропитки обрабатываемого пласта. Далее осуществляют отбор жидкости насосом. Максимальный дебит по нефти, после обработки, составил 10,5 т/сут, прирост по нефти составил 10,1 т/сут, обводненность снизилась на 2% и составила 76% (пример 1 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, по первому варианту, выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. 1 (примеры 1-4).
Из табл. 1 видно, что после проведения способа происходит увеличение дебита нефти, в среднем, на 10,2 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции, в среднем, на 2,5%.
Пример 2 (по второму варианту)
Пробурили горизонтальную пароциклическую скважину в продуктивном пласте сверхвязкой нефти. Разместили колонну насосно-компрессорных труб с центраторами.
На горизонтальной скважине выполнили геофизические исследования, приемистость составила 80 м3/сут, водопроявляющий интервал по результатам термометрических исследований был установлен на участке с пониженной температурой в интервале 920 м -1240 м, вязкость нефти в пластовых условиях - 1250 мПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти - 0,9 т/сут и обводненность добываемой продукции - 96%.
Осуществили прогрев пароциклической скважины. Закачали теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры.
Так как приемистость составила 80 м3/сут и установлен водопроявляющий участок с пониженной температурой в интервале 920 м -1240 м, в пароциклическую скважину закачали термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид - 0,7, гуар - 0,3, ацетат хрома - 0,06, оксид магния - 0,06, формальдегид - 0,2 и вода - 98,74, в объеме 11,52 м3 водоизолирующего состава на 320 м длины открытого водопроявляющего интервала ствола скважины.
Продавили термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью с плотностью 1000 кг/м3, в объеме колонны насосно-компрессорных труб и ствола пароциклической скважины в интервале закачки экрана-геля.
Осуществили технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью 24 ч.
Далее произвели совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применили толуол, закачку растворителя осуществляют в объеме 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью 25 суток. Далее осуществили отбор жидкости насосом.
Максимальный дебит по нефти, после обработки, составил 11,5 т/сут, прирост по нефти составил 10,6 т/сут, обводненность снизилась на 22% (пример 7 в таблице).
Остальные примеры осуществления способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, по второму варианту, выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. 1 (примеры 5-8).
Из табл. 1 видно, что после проведения способа происходит увеличение дебита нефти, в среднем, на 10,5 т/сут, снижение обводненности добываемой продукции, в среднем, на 22,25%.
Пример 3 (по третьему варианту)
Пробурили горизонтальную пароциклическую скважину в продуктивном пласте сверхвязкой нефти. Разместили колонну насосно-компрессорных труб с центраторами.
На горизонтальной скважине выполнили геофизические исследования, приемистость составила 30 м3/сут, водопроявляющий интервал, по результатам термометрических исследований отсутствовал, вязкость нефти в пластовых условиях - 1800 мПа⋅с, начальный дебит скважины по нефти - 0 т/сут и обводненность добываемой продукции - 0%.
Осуществили прогрев пароциклической скважины. Закачали теплоноситель в виде пара, с температурой не менее 180°С, до образования паровой камеры.
Так как, приемистость составила 30 м3/сут и водопроявляющий интервал отсутствовал, в горизонтальную пароциклическую скважину закачали 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 25,5 м3 на 340 м длины открытого ствола скважины. Продавили 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой. Осуществили технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч. Промыли пароциклическую скважину аэрированной жидкостью до значения нейтрального рН выносимой жидкости.
Далее произвели совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применили растворитель промышленный, закачку растворителя осуществили в объеме от 20% от суточной закачки пара, затем осуществили технологическую выдержку продолжительностью 30 суток. Далее осуществили отбор жидкости насосом. Максимальный дебит по нефти, после обработки, составил 9,8 т/сут, прирост по нефти составил 9,8 т/сут.
Остальные примеры осуществления способа извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, по третьему варианту, выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. 1 (примеры 9-12).
Из табл. 1 видно, что после проведения способа происходит увеличение дебита нефти, в среднем, на 9,725 т/сут, изменение обводненности, в среднем, на 7%, за счет отбора сконденсированного пара.
Полученные результаты показывают, что способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта: повышает эффективность охвата воздействия пара на пласт и увеличивает паровую камеру; расширяет технологические возможности способа при равномерном прогревании паровой камеры, за счет учета приемистости пароциклической скважины и блокирования водопроявляющих интервалов, вскрытых пароциклической скважиной; регулирует температурный диапазон работы пароциклической скважины при одновременном увеличении дебита нефти.
Claims (3)
1. Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, включающий бурение скважины в продуктивном пласте, размещение в скважине колонны насосно-компрессорных труб, закачку растворителя и пара в скважину, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
2. Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, включающий бурение скважины в продуктивном пласте, размещение в скважине колонны насосно-компрессорных труб, закачку растворителя и пара в скважину, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости от 50 т/сут и до 300 т/сут и наличии как минимум одного водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину термостойкий водоизолирующий состав при следующем соотношении компонентов, мас.%: полиакриламид 0,3-0,7; гуар 0,3-0,7; ацетат хрома 0,05-0,06; оксид цинка или оксид магния 0,05-0,06; формальдегид 0,2-0,3 и вода - остальное, в объеме 0,036 м3 водоизолирующего состава на 1 м длины открытого водопроявляющего интервала в стволе скважины, продавливают термостойкий водоизолирующий состав в пласт технологической жидкостью, осуществляют технологическую выдержку на гелеобразование продолжительностью не менее 24 ч, далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
3. Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта, включающий бурение скважины в продуктивном пласте, размещение в скважине колонны насосно-компрессорных труб, закачку растворителя и пара в скважину, выдержку для распределения тепла в пласте, отбор жидкости насосом, отличающийся тем, что предварительно определяют приемистость пароциклической скважины и водопроявляющий интервал, закачивают пар до образования паровой камеры, при приемистости менее 50 т/сут и отсутствии водопроявляющего интервала закачивают в пароциклическую скважину 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в объеме 0,05-0,075 м3 на 1 м длины открытого ствола скважины, продавливают 12%-ный водный раствор ингибированной соляной кислоты в пласт водой, осуществляют технологическую выдержку на реагирование продолжительностью 4 ч, промывают пароциклическую скважину аэрированной жидкостью или свабируют до значения нейтрального рН выносимой жидкости, далее производят совместную закачку растворителя и пара, в качестве растворителя применяют толуол или растворитель промышленный, либо их смесь в объемном соотношении (1-4):1, закачку растворителя осуществляют в объеме от 10% до 30% от суточной закачки пара, затем осуществляют технологическую выдержку продолжительностью не менее 21 суток, далее производят отбор жидкости насосом.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2775630C1 true RU2775630C1 (ru) | 2022-07-05 |
Family
ID=
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2349234A1 (en) * | 2001-05-31 | 2002-11-30 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
| CA2590829A1 (en) * | 2006-06-26 | 2007-12-26 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2455476C1 (ru) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Способ добычи тяжелой нефти |
| RU2652774C2 (ru) * | 2013-06-18 | 2018-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ извлечения нефти |
| RU2694983C1 (ru) * | 2018-05-18 | 2019-07-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи |
| RU2728176C1 (ru) * | 2019-12-13 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти |
| RU2733636C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2349234A1 (en) * | 2001-05-31 | 2002-11-30 | Imperial Oil Resources Limited | Cyclic solvent process for in-situ bitumen and heavy oil production |
| CA2590829A1 (en) * | 2006-06-26 | 2007-12-26 | Schlumberger Canada Limited | Compositions and methods of using same in producing heavy oil and bitumen |
| RU2382185C1 (ru) * | 2009-03-04 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ выравнивания профиля приемистости нагнетательной и ограничения водопритока в добывающей скважинах (варианты) |
| RU2455476C1 (ru) * | 2010-12-20 | 2012-07-10 | Рауф Нухович Рахманов | Способ добычи тяжелой нефти |
| RU2652774C2 (ru) * | 2013-06-18 | 2018-04-28 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Система и способ извлечения нефти |
| RU2694983C1 (ru) * | 2018-05-18 | 2019-07-18 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ извлечения высоковязкой нефти и природного битума из залежи |
| RU2728176C1 (ru) * | 2019-12-13 | 2020-07-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Способ добычи трудноизвлекаемых запасов нефти |
| RU2733636C1 (ru) * | 2020-03-27 | 2020-10-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом циклического воздействия на пласт |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3322194A (en) | In-place retorting of oil shale | |
| US5407009A (en) | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit | |
| US4078610A (en) | Low friction loss method for fracturing a subterranean geothermal earth formation | |
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| US2813583A (en) | Process for recovery of petroleum from sands and shale | |
| US3608638A (en) | Heavy oil recovery method | |
| US20080196892A1 (en) | Enzyme enhanced oil recovery (EEOR) for waterflooding operations | |
| Yusupova et al. | Technological feature of water shutoff operations | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| MX2011003125A (es) | Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea. | |
| CA2639997A1 (en) | Hydrocarbon recovery process for fractured reservoirs | |
| Ali | Non-thermal heavy oil recovery methods | |
| CA2418817C (en) | Method of preventing gas breakthrough in an oil bearing formation | |
| RU2775630C1 (ru) | Способ извлечения сверхвязкой нефти и/или битума из залежи с малыми толщинами пласта (варианты) | |
| US3732926A (en) | Method for recovery of hydrocarbons utilizing steam injection | |
| US4706750A (en) | Method of improving CO2 foam enhanced oil recovery process | |
| RU2737455C1 (ru) | Способ гидроразрыва пласта в условиях высокорасчлененного высокопроводимого коллектора с низким контрастом напряжений перемычек | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| Alam et al. | Mobility control of caustic flood | |
| RU2735008C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2730705C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами | |
| US11661829B1 (en) | Sequential injection of solvent, hot water, and polymer for improving heavy oil recovery | |
| Denney | Polymer Flooding in a Large Field in South Oman-Results and Plans | |
| RU2663521C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |