EA034629B1 - Способ термогазовой обработки пласта - Google Patents
Способ термогазовой обработки пласта Download PDFInfo
- Publication number
- EA034629B1 EA034629B1 EA201800338A EA201800338A EA034629B1 EA 034629 B1 EA034629 B1 EA 034629B1 EA 201800338 A EA201800338 A EA 201800338A EA 201800338 A EA201800338 A EA 201800338A EA 034629 B1 EA034629 B1 EA 034629B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- formation
- air
- inert gas
- mixture
- water
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 36
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 43
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 28
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N Glycerine Chemical compound OCC(O)CO PEDCQBHIVMGVHV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 24
- RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N ether Substances CCOCC RTZKZFJDLAIYFH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 19
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims abstract description 16
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims abstract description 13
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims abstract description 13
- 239000003546 flue gas Substances 0.000 claims abstract description 13
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 13
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 12
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 12
- RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N sulfenic acid Chemical compound SO RVEZZJVBDQCTEF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N nitrogen dioxide Inorganic materials O=[N]=O JCXJVPUVTGWSNB-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 19
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 abstract description 12
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 abstract description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- 238000004880 explosion Methods 0.000 abstract description 5
- 239000003570 air Substances 0.000 abstract description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 9
- 235000011187 glycerol Nutrition 0.000 description 7
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 6
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 6
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 6
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 description 4
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000005977 Ethylene Substances 0.000 description 3
- GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N Propylene oxide Chemical class CC1CO1 GOOHAUXETOMSMM-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 3
- 239000006260 foam Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N Ethylene oxide Chemical compound C1CO1 IAYPIBMASNFSPL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000003929 acidic solution Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- -1 etc. are used Substances 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 239000001307 helium Substances 0.000 description 1
- 229910052734 helium Inorganic materials 0.000 description 1
- SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N helium atom Chemical compound [He] SWQJXJOGLNCZEY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- QKCGXXHCELUCKW-UHFFFAOYSA-N n-[4-[4-(dinaphthalen-2-ylamino)phenyl]phenyl]-n-naphthalen-2-ylnaphthalen-2-amine Chemical compound C1=CC=CC2=CC(N(C=3C=CC(=CC=3)C=3C=CC(=CC=3)N(C=3C=C4C=CC=CC4=CC=3)C=3C=C4C=CC=CC4=CC=3)C3=CC4=CC=CC=C4C=C3)=CC=C21 QKCGXXHCELUCKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000007669 thermal treatment Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Incineration Of Waste (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти с помощью внутрипластового горения. Задачей изобретения является повышение эффективности термогазовой обработки за счет повышения охвата пласта внутрипластовым горением и создания условий, обеспечивающих взрывобезопасность. Поставленная задача решается тем, что в способе термогазовой обработки пласта, включающем закачку в пласт через добывающую скважину воздуха, закачку инертного газа и воды с последующим отбором через нее нефти, при пластовой температуре не менее 70°C объем закачиваемого инертного газа определяют из условия не превышения содержания кислорода в газовой смеси более 10%, при этом закачку инертного газа - азота, или углекислого газа, или дымовых газов осуществляют одновременно с воздухом, а после воспламенения пласта попеременно со смесью воздуха с инертным газом закачивают воду или воду с добавкой пенообразующего ПАВ. В качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол, или простой полуэфир на основе глицерина, или простой полуэфир на основе этиленгликоля.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способам добычи нефти с помощью внутрипластового горения.
Известен способ термического воздействия на пласт путем создания внутрипластового движущегося очага горения с применением воздуха в качестве окислителя, при этом в закачиваемый в пласт воздух добавляют трифторид азота [1].
Недостатком способа является необходимость соблюдения дополнительных мер безопасности против взрывов.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий создание в пласте зоны внутрипластового горения путем закачки в пласт через нагнетательные скважины окислителя и воды и отбор нефти через добывающие скважины [2].
Недостатком способа является низкая скорость продвижения фронта горения в малопроницаемые зоны и увеличения охвата пласта процессом. Кроме того, при термогазовой обработке возможен прорыв свободного кислорода в добывающие скважины, что может привести к взрыву.
Наиболее близким техническим решением к предлагаемому изобретению является способ термогазовой обработки пласта путем закачки в пласт через добывающую скважину окислителя, закачку в скважину охлаждающего флюида, причем объем закачки охлаждающего флюида определяют из условия не превышения максимальной температуры на забое скважины в период отбора нефти 100-180°C, при этом закачку охлаждающего флюида осуществляют сразу после окончания закачки необходимого объема окислителя или до окончания его закачки, в качестве охлаждающего флюида используют воду, щелочной, гелеобразующий или кислотный раствор, нефть, газ, содержащий окислитель, инертный газ, раствор химреагента, разлагающийся при нагреве с выделением инертного газа, и др., в качестве инертного газа используют азот, двуокись углерода, дымовые газы, гелий [3].
Недостатком известного способа является то, что после закачки воздуха при определенных условиях, когда невозможно контролировать концентрацию кислорода в воздухе, возможно возникновение взрывоопасной ситуации. Данный способ не эффективен и при использовании его для регулирования процесса обработки. Закачка нерегулируемого количества воздуха ухудшает условия вытеснения нефти и обуславливает снижение нефтеотдачи.
Задачей изобретения является повышение эффективности термогазовой обработки за счет повышения охвата пласта внутрипластовым горением и создания условий, обеспечивающих взрывобезопасность.
Поставленная задача решается тем, что в способе термогазовой обработки пласта, включающем закачку в пласт через добывающую скважину воздуха, закачку инертного газа и воды с последующим отбором через нее нефти, при пластовой температуре не менее 70°C объем закачиваемого химически инертного газа определяют из условия не превышения содержания кислорода в газовой смеси более 10%, при этом закачку химически инертного газа - азота, или углекислого газа, или дымовых газов осуществляют одновременно с воздухом, а после воспламенения пласта попеременно со смесью воздуха с химически инертным газом закачивают воду или воду с добавкой пенообразующего ПАВ.
В качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол, или простой полуэфир на основе глицерина, или простой полуэфир на основе этиленгликоля.
Сущность изобретения заключается в том, что для повышения эффективности термогазовой обработки по прототипу регулируют объем закачиваемого охлаждающего флюида. В известном способе рассматривают максимальную температуру на забое скважины в период добычи, при этом закачку охлаждающего флюида осуществляют сразу после окончания закачки необходимого объема окислителя - воздуха или до окончания его закачки. В отличие от прототипа в предлагаемом способе для регулирования содержания кислорода в газовой смеси закачку химически инертного газа осуществляют одновременно с воздухом при пластовой температуре не менее 70°С. При этом закачиваемый одновременно с воздухом химически инертный газ регулируют для поддержания содержания кислорода в газовой смеси не выше 10%. Соблюдение содержания кислорода в газовой смеси не выше 10% позволяет исключить возможность возникновения взрывов, выравнивание фронта вытеснения в неоднородном коллекторе.
Для этого в пласте инициируют процесс внутрипластового горения путем закачки воздуха и химически инертного газа и создания в пласте перемещающейся зоны окислительных (экзотермических) реакций. Это позволяет уменьшить вязкость и увеличить подвижность остаточной нефти и облегчить процесс ее извлечения. С целью увеличения охвата пласта воздействием и улучшения процесса теплопередачи поочередно со смесью воздуха и химически инертного газа в скважину закачивается водный раствор пенообразующего ПАВ. В качестве пенообразующих ПАВ используют сульфанол, или простой полуэфир, получаемый алкоголятной полимеризацей окисей этилена и пропилена с глицерином (ТУ 2226015-10488057-94), или простой полуэфир, получаемый алкоголятной полимеризацей окисей этилена и пропилена с этиленгликолем (ТУ 2226-039-05766801-2000). Образованный пенный раствор закупоривает зоны высокой проницаемости и способствует вовлечению в разработку и увеличению охватом очагом горения нефтенасыщенных низкопроницаемых участков.
Предложенный способ в промысловых условиях осуществляют следующим образом.
После определения целостности нагнетательной скважины в нее осуществляют закачку смеси воз- 1 034629 духа и химически инертного газа с расходом 800 м3/ч. Объем закачиваемого химически инертного газа определяют из условия не превышения содержания кислорода в газовой смеси более 10%. После установления и распространения зоны горения в пласт закачивают оторочку водного раствора пенообразующего ПАВ в размере 0,02% от объема пор пласта. Образование в пластовых условиях пены и закупорка высокопроницаемых участков способствует продвижению очага горения в следующем цикле в малопроницаемые зоны и увеличению охвата пласта процессом. Циклическую закачку воздуха, химически инертного газа, воды и водного раствора пенообразующего ПАВ продолжают до достаточного разогрева пласта до добывающих скважин.
Для подтверждения эффективности предложенного способа проводились исследования на линейных моделях пласта.
В линейной модели пласта создавалась слоистая пористая среда, где проницаемость низкопрони12 2 12 2 цаемого пласта составляла 0,25-10“ м , высокопроницаемого 2,5-10“ м . Длина линейной модели пласта 0,8 м, внутренний диаметр 0,04 м. Модель заполнялась пористой средой, состоящей из кварцевого песка различной фракции. В пористой среде создают начальную нефтенасыщенность и остаточную водонасыщенность. В экспериментальных исследованиях использовалась вязкая нефть, плотностью 950 кг/м3 и вязкостью 130 мПа-с. Затем нефть вытеснялась пластовой водой. Исследования проводились при термостатировании 80°C. Для инициирования процесса горения в модель закачивали смесь воздуха с азотом, при этом расход смеси поддерживали около 250 м3 газа на 1 м3 породы, модель закрывали на 24 ч. Объем закачиваемого химически инертного газа определяют из условия не превышения содержания кислорода в газовой смеси более 10%. После истечения этого времени в модель закачивали воду или оторочку 5% водного раствора пенообразующего ПАВ. Водный раствор пенообразующего ПАВ увеличивает охват пласта вытеснением за счет закупоривания высокопроницаемых участков. Затем проводили второй цикл внутрипластового горения. Во втором цикле в результате закупорки высокопроницаемых участков образовавшейся пеной закачанная смесь газов не будет прорываться по ним, а в процесс будут вовлечены низкопроницаемые участки. За счет этого в последующих циклах уменьшится удельный расход смеси воздуха с химически инертным газом. После проведения обработки в модель закачивали пластовую воду и определяли прирост коэффициента . нефтевытеснения. Результаты экспериментов . показаны в таблице.
| № опыта | Коэффициент нефтевытеснения до закачки реагентов, д. ед. | Проведение закачки реагентов | Коэффициент нефтевытеснения после закачки реагентов, д. ед. | Прирост коэффициента нефтевытеснения, % |
| 1 | 0,56 | Смесь воздуха с азотом +вода + смесь воздуха с азотом | 0,734 | 17,4 |
| 2 | 0,55 | Смесь воздуха с углекислым газом +вода + смесь воздуха с углекислым газом | 0,724 | 17,4 |
| 3 | 0,56 | Смесь воздуха с дымовым газом +вода + смесь воздуха с дымовым газом | 0,732 | 17,2 |
| 4 | 0,55 | Смесь воздуха с азотом +раствор сульфанола + смесь воздуха с азотом | 0,735 | 18,5 |
| 5 | 0,54 | Смесь воздуха с углекислым газом+раствор сульфанола + смесь воздуха с углекислым газом | 0,727 | 18,7 |
| 6 | 0,54 | Смесь воздуха с дымовым газом+раствор сульфанола + смесь воздуха с дымовым газом | 0,723 | 18,3 |
| 7 | 0,55 | Смесь воздуха с азотом +раствор простого полуэфира на основе глицерина + смесь воздуха с азотом | 0,740 | 19,0 |
| 8 | 0,54 | Смесь воздуха с углекислым газом+раствор простого полуэфира на основе глицерина + смесь воздуха с углекислым газом | 0,736 | 19,6 |
| 9 | 0,56 | Смесь воздуха с дымовым газом+раствор простого полуэфира на основе глицерина + смесь | 0,748 | 18,8 |
| 10 11 | 0,55 0,56 | воздуха с дымовым газом Смесь воздуха с азотом +раствор простого полуэфира на основе этиленгликоля + смесь воздуха с азотом Смесь воздуха с углекислым газом+раствор простого полуэфира на основе этиленгликоля + смесь воздуха с углекислым газом | 0,742 0,755 | 19,2 19,5 |
| 12 | 0,54 | Смесь воздуха с дымовым газом+раствор простого полуэфира на основе этиленгликоля + смесь воздуха с дымовым газом | 0,73 | 19,0 |
| 13 | 0,55 | По прототипу | 0,621 | 7,1 |
- 2 034629
Экспериментальные исследования проводились с использованием в качестве химически инертных газов азота, или углекислого газа, или дымовых газов, а в качестве пенообразующих ПАВ сульфанола, или простого полуэфира, получаемого алкоголятной полимеризацей окисей этилена и пропилена с глицерином, или простого полуэфира, получаемого алкоголятной полимеризацей окисей этилена и пропилена с этиленгликолем. Для сравнения проводились исследования по прототипу при закачке в модель воздуха, инертного газа и воды (не соблюдая условие: определять объем закачиваемого инертного газа при не превышении содержания кислорода в газовой смеси более 10%).
Как видно из таблицы, при применении предложенного способа термогазовой обработки прирост коэффициента нефтевытеснения увеличивается до 19,6%, а по прототипу значение прироста коэффициента нефтевытеснения составляет 7,1%.
Пример. Глубина залегания пласта составляет 2100 м, эффективная мощность 15 м. Коллектор сложен терригенными породами, пористость пород коллектора составляет 19%, проницаемость 0,1 мкм2. Пластовая температура 90°C, пластовое давление 15 МПа. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 869 кг/м3, вязкость в пластовых условиях 58 мПа-с. В скважину, выбранную под нагнетание в течение месяца с темпом 20000 м3/сут., закачали воздух вместе с азотом (при этом объем закачиваемого химически инертного газа определяют из условия не превышения содержания кислорода в газовой смеси более 10%). Затем закачивают оторочку воды с добавкой простого полуэфира на основе глицерина в объеме 0,02% от объема пор пласта с темпом закачки 80 м3/сут. После этого чередующиеся циклы закачки газов и водного раствора пенообразующего ПАВ повторяются 3 раза. Прирост добычи нефти, полученный по 12 реагирующим скважинам в течение года, составил 8924 т нефти.
Литература.
1. Авт. св. СССР 407034, Е21В 43/24, 1974 г.
2. Патент RU 2109133, Е21В 43/243, 1998 г.
3. Патент RU 2433258, Е21В 43/243, 2001 г.
Claims (2)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ термогазовой обработки пласта, включающий закачку в пласт через добывающую скважину воздуха, закачку инертного газа и воды с последующим отбором через нее нефти, отличающийся тем, что при пластовой температуре не менее 70°C объем закачиваемого химически инертного газа определяют из условия не превышения содержания кислорода в газовой смеси более 10%, при этом закачку химически инертного газа - азота, или углекислого газа, или дымовых газов осуществляют одновременно с воздухом, а после воспламенения пласта попеременно со смесью воздуха с химически инертным газом закачивают воду или воду с добавкой пенообразующего ПАВ.
- 2. Способ термогазовой обработки пласта по п.1, отличающийся тем, что в качестве пенообразующего ПАВ используют сульфанол, или простой полуэфир на основе глицерина, или простой полуэфир на основе этиленгликоля.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800338A EA034629B1 (ru) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Способ термогазовой обработки пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201800338A EA034629B1 (ru) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Способ термогазовой обработки пласта |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201800338A1 EA201800338A1 (ru) | 2019-11-29 |
| EA034629B1 true EA034629B1 (ru) | 2020-02-28 |
Family
ID=68653580
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201800338A EA034629B1 (ru) | 2018-05-18 | 2018-05-18 | Способ термогазовой обработки пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA034629B1 (ru) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN114352250B (zh) * | 2022-03-16 | 2022-05-13 | 中国石油大学(华东) | 一种基于烟道气组分优化蒸汽驱的采油方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| RU2386801C1 (ru) * | 2009-02-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
| RU2433258C1 (ru) * | 2010-07-28 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ термогазовой обработки пласта |
| CN106677751A (zh) * | 2016-08-01 | 2017-05-17 | 中嵘能源科技集团有限公司 | 一种向油层注入泡沫空气和富氧高温裂解热化学复合空气驱采油方法 |
-
2018
- 2018-05-18 EA EA201800338A patent/EA034629B1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| RU2386801C1 (ru) * | 2009-02-27 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти с использованием внутрипластового горения |
| RU2433258C1 (ru) * | 2010-07-28 | 2011-11-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт имени академика А.П. Крылова" (ОАО "ВНИИнефть") | Способ термогазовой обработки пласта |
| CN106677751A (zh) * | 2016-08-01 | 2017-05-17 | 中嵘能源科技集团有限公司 | 一种向油层注入泡沫空气和富氧高温裂解热化学复合空气驱采油方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201800338A1 (ru) | 2019-11-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2525386C2 (ru) | Термогазохимический состав и способ применения для обработки призабойной и удаленной зоны продуктивного пласта | |
| RU2373385C1 (ru) | Способ обработки призабойных зон добывающих скважин | |
| CA2744556C (en) | Methods of treating the near-wellbore zone of the reservoir | |
| CN107100604B (zh) | 一种利用纳米助燃剂点火进行火烧油层开采的方法 | |
| WO2017041772A1 (en) | Method for extracting hydrocarbons using exothermic gas generating chemical reactions fracturing the rock formation | |
| US9945219B2 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| CA2754554A1 (en) | Process for producing mineral oil from underground mineral oil deposits | |
| EA034629B1 (ru) | Способ термогазовой обработки пласта | |
| EP0186663B1 (en) | Gel and process for retarding fluid flow | |
| Sakamoto et al. | Gas hydrate extraction from marine sediments by heat stimulation method | |
| CN104265257B (zh) | 压裂支撑剂充填辅助催化点火的火烧油层吞吐采油方法 | |
| US20230295487A1 (en) | Method for stabilizing co2 microbubble by injecting nanoparticles to enhance geological storage | |
| US3566967A (en) | Thermal plugging with silicate solutions | |
| RU2456444C2 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны нефтяного пласта | |
| RU2223398C1 (ru) | Способ добычи вязкой нефти или битума из пласта | |
| RU2433258C1 (ru) | Способ термогазовой обработки пласта | |
| RU2456443C1 (ru) | Газогенератор для нефтяных и газовых скважин | |
| RU2475635C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
| CN113736440A (zh) | 一种增产排泡剂及其制备方法和应用 | |
| RU2675617C1 (ru) | Способ термокислотной обработки нефтегазоносных пластов (варианты) | |
| RU2498056C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN104453819A (zh) | 一种火烧油层的化学点火方法 | |
| SU1645475A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
| RU2607849C1 (ru) | Способ добычи природного газа из гидратов | |
| JP2007120257A (ja) | 熱水と窒素の同時圧入によるメタンハイドレート貯留層の浸透性改善および分解促進技術 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): AZ RU |