RU2301882C1 - Cyclic method for oil reservoir development - Google Patents
Cyclic method for oil reservoir development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2301882C1 RU2301882C1 RU2005137534/03A RU2005137534A RU2301882C1 RU 2301882 C1 RU2301882 C1 RU 2301882C1 RU 2005137534/03 A RU2005137534/03 A RU 2005137534/03A RU 2005137534 A RU2005137534 A RU 2005137534A RU 2301882 C1 RU2301882 C1 RU 2301882C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- energy
- injection
- pipe
- oil
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для разработки газонефтеводяной залежи, начиная с любого периода добычи углеводородов, причем наибольший эффект достигается в случае применения с начальной стадии разработки месторождения.The invention relates to the oil industry and can be used to develop gas and oil deposits, starting from any period of hydrocarbon production, with the greatest effect achieved when applied from the initial stage of field development.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки воды в нагнетательные скважины при остановленной работе добывающих скважин с последующим пуском их в работу после остановки нагнетательных скважин [1].There is a method of developing an oil reservoir by pumping water into injection wells when the production wells are stopped, followed by putting them into operation after the injection wells stop [1].
Длительность такого цикла составляет 45 суток: 15 суток - закачка при остановленных добывающих скважинах и 30 суток - работа добывающего фонда без закачки.The duration of this cycle is 45 days: 15 days - injection with stopped production wells and 30 days - the operation of the production fund without injection.
Недостатком известного способа является то, что он не позволяет извлекать нефть из низкопроницаемых коллекторов и тупиковых зон, что снижает его эффективность.The disadvantage of this method is that it does not allow to extract oil from low permeability reservoirs and dead ends, which reduces its effectiveness.
Известен также циклический способ разработки нефтяной залежи, преимущественно в период падающей добычи [2], выбранный в качестве прототипа заявленного способа. Каждый цикл такого способа состоит из трех этапов, в первом из которых осуществляют многократное, интенсивное импульсное нагнетание воды в нефтеносный пласт-коллектор при остановленных добывающих скважинах, во втором этапе производят отбор продукции при остановленных нагнетательных скважинах, а в третьем этапе действуют одновременно и добывающие, и нагнетательные скважины.There is also a cyclic method for developing an oil reservoir, mainly during the period of falling production [2], selected as a prototype of the claimed method. Each cycle of this method consists of three stages, in the first of which multiple, intense pulsed injection of water into the oil-bearing reservoir is carried out when the production wells are stopped, in the second stage, production is taken when the injection wells are stopped, and in the third stage, the production wells act simultaneously, and injection wells.
Недостатком прототипа является то, что положительный эффект этого способа по дебиту нефти и по снижению ее обводненности достигается ценой большого расформирования залежи нефти. Это расформирование является следствием двух причин, первой из которых является превышение в каждом цикле начального пластового давления на 15-30% за счет многократной интенсивной закачки воды, объем которой превышает объем добываемой жидкости каждого цикла, что усугубляется последующей выдержкой во времени перед добычей продукции для выравнивания давления по площади залежи. Второй причиной является наличие в цикле третьего этапа, который является традиционным способом добычи нефти с одновременной работой добывающих и нагнетательных скважин, и во время работы которых образуются локализованные, неуправляемые потоки нагнетаемой воды, в том числе и за пределы залежи, уносящие с собой нефть. Это в большей мере свойственно анизотропным коллекторам, наличию в их объеме трещин, суперколлекторов, то есть слоев с повышенной проницаемостью как по воде, так и по нефти.The disadvantage of the prototype is that the positive effect of this method for oil production and to reduce its water cut is achieved at the cost of a large dissolution of the oil reservoir. This disbandment is the result of two reasons, the first of which is an increase in the initial reservoir pressure in each cycle by 15-30% due to multiple intensive injection of water, the volume of which exceeds the volume of produced fluid of each cycle, which is aggravated by subsequent exposure in time before production for alignment pressure over the area of the reservoir. The second reason is the presence in the cycle of the third stage, which is a traditional way of oil production with the simultaneous operation of production and injection wells, and during which localized, uncontrolled flows of injected water are formed, including those outside the reservoir that carry oil with them. This is more typical of anisotropic reservoirs, the presence of cracks in their volume, super collectors, that is, layers with increased permeability both in water and in oil.
Фактическое расформирование залежей, на которых испытывался известный способ, видно из приведенной в описании этого способа таблицы с фактическими показателями разработки участков залежей трех месторождений нефти. Во всех случаях этих разработок имеется огромное превышение закачанной воды (пункт 8 таблицы) над количеством добытой жидкости (пункт 3 таблицы), что и свидетельствует о расформировании этих залежей. Так как эта разница в объемах жидкостей при не имеющих физических ограничений (герметичных стенок) в пористом участке коллектора не может быть локализована, то по закону сообщающихся сосудов этот избыток жидкости вместе с нефтью выйдет за пределы этих участков, в том числе и в зону с подошвенной водой, и в зону газовой шапки, поскольку они, как правило, сопутствуют нефтяной залежи. Анализ базовых показателей той же таблицы, относящихся только к традиционному способу добычи нефти, также показывает аналогичный результат - расформирование этих залежей нефти на всех трех участках, что говорит о нецелесообразности совмещения третьего этапа с первыми двумя.The actual disbandment of the deposits in which the known method was tested can be seen from the table given in the description of this method with actual indicators of the development of the areas of the deposits of the three oil fields. In all cases of these developments, there is a huge excess of the injected water (paragraph 8 of the table) over the amount of produced fluid (paragraph 3 of the table), which indicates the dissolution of these deposits. Since this difference in the volumes of liquids with no physical restrictions (tight walls) in the porous section of the reservoir cannot be localized, according to the law of communicating vessels, this excess liquid together with the oil will go beyond these areas, including the zone with the bottom water, and into the zone of the gas cap, since they usually accompany the oil reservoir. An analysis of the basic indicators of the same table, referring only to the traditional method of oil production, also shows a similar result - the disbandment of these oil deposits in all three areas, which indicates the inappropriateness of combining the third stage with the first two.
Технической задачей изобретения является повышение экономической эффективности разработки залежей углеводородов и предотвращение расформирования залежей нефти.An object of the invention is to increase the economic efficiency of the development of hydrocarbon deposits and to prevent the formation of oil deposits.
Поставленная цель достигается совокупностью улучшения двух сторон процесса добычи: энергетического режима эксплуатации и реализацией предлагаемого режима эксплуатации.The goal is achieved by a combination of improving two sides of the production process: the energy mode of operation and the implementation of the proposed mode of operation.
Для этого в циклическом способе разработки газонефтеводяной залежи, каждый цикл которого состоит из режима истощения пластовой энергии (РИПЭ), в котором извлекают продукт добывающими скважинами, и сменяющего его режима искусственного нагнетания энергии (РИНЭ), в котором в продуктивный пласт-коллектор нагнетательными скважинами закачивают воду, восстанавливающую в нем объем жидкости и энергию, и, согласно изобретению, извлечение продукции в РИПЭ производят с заданной степенью ее обводненности в каждом цикле в течение периодов до начала уменьшения заданного дебита нефти.To do this, in the cyclic method of developing a gas-oil and gas reservoir, each cycle of which consists of a reservoir energy depletion mode (RIPE), in which the product is extracted by producing wells, and a successive artificial energy injection regime (RINE), in which injection wells are pumped into a productive reservoir-reservoir water, restoring the volume of liquid and energy in it, and, according to the invention, the extraction of products in the RIPE is carried out with a given degree of water cut in each cycle during the periods before decrease the set oil flow rate.
При этом РИПЭ осуществляют с заданным газовым фактором и одновременно с добычей нефти добывают газ и конденсат.At the same time, RIPE is carried out with a given gas factor and gas and condensate are produced simultaneously with oil production.
Кроме того, в РИНЭ восстанавливают пластовую энергию коллектора нагнетанием в него термохимически подготовленной воды в количестве, соответствующем объему добытой из него жидкости при температуре выше пластовой, а также нагнетанием в зону газовой шапки газа при температуре выше пластовой, причем в РИНЭ нагнетание термохимически подготовленной воды в коллектор производят с объемной скоростью не ниже дебита жидкости в РИПЭ, но ниже, приводящей к гидроразрыву пластов.In addition, the reservoir energy is restored in the RINE by injection of thermochemically prepared water into it in an amount corresponding to the volume of liquid extracted from it at a temperature above the reservoir, as well as injection of gas into the gas cap zone at a temperature above the reservoir, and in the RINE, the injection of thermochemically prepared water into the collector is produced with a space velocity not lower than the fluid flow rate in the RIPE, but lower, leading to hydraulic fracturing.
Кроме того, в РИПЭ производят раздельный отбор фракций углеводородов из различных зон коллектора с помощью создания наклоненных в нем скважин, имеющих псевдогоризонтальный ствол (ПГС), в который продлевают до его конца обсадную колонну, которую выполняют секционной внутри в зоне ПГС.In addition, a separate selection of hydrocarbon fractions from different zones of the reservoir is carried out in the RIPE by creating wells bent in it having a pseudo-horizontal wellbore (CBC), into which the casing is extended to its end, which is made sectional inside in the CBC zone.
При этом всю обсадную колонну снаружи цементируют и перфорируют ее в зоне ПГС, а секции внутри обсадной колонны в зоне ПГС создают в основном путем размещения внутри нее двух соосных труб с отверстиями и пакеров, причем труба большего диаметра короче трубы меньшего диаметра в зоне ПГС, между обсадной колонной и трубой большего диаметра устанавливают гидравлический якорь и пакер, после чего в этой трубе выполняют отверстия, а на конце трубы размещают сужающийся патрубок; трубу меньшего диаметра крепят гидравлическим якорем в трубе большего диаметра, по окончании которой у трубы меньшего диаметра пакером отделяют часть этой трубы, в которой создают отверстия, а конец ее перекрывают конусообразной заглушкой; внутрь трубы меньшего диаметра до отверстий в ней вводят нагреватель, причем соосность труб в обсадной колонне в зоне ПГС дополнительно обеспечивают путем установки опорных колец, имеющих направляющие конусообразные отверстия для прохода труб и отверстия для прохода жидкостей.At the same time, the entire casing string is cemented outside and perforated in the ASG zone, and the sections inside the casing string in the ASG zone are created mainly by placing two coaxial pipes with holes and packers inside it, the larger diameter pipe being shorter than the smaller diameter pipe in the ASG zone, between a hydraulic anchor and a packer are installed by the casing and the pipe of a larger diameter, after which holes are made in this pipe, and a tapering pipe is placed at the end of the pipe; a pipe of a smaller diameter is fastened with a hydraulic anchor in a pipe of a larger diameter, at the end of which a part of this pipe is separated by a packer from a pipe of a smaller diameter, in which holes are created, and its end is closed with a conical plug; a heater is introduced into the pipes of a smaller diameter to the holes in it, and the coaxiality of the pipes in the casing in the ASG zone is additionally provided by installing support rings having conical guide holes for pipe passage and a hole for fluid passage.
Соответственно, в РИНЭ нагнетание термохимически подготовленной воды в нефтяной коллектор и нагнетание в зону газовой шапки газа осуществляют тоже раздельно с помощью скважин, оборудованных секционными колоннами в зоне ПГС, аналогично секционным колоннам добывающих скважин для РИПЭ в зоне ПГС.Accordingly, in RINE, the injection of thermochemically prepared water into the oil reservoir and injection into the gas cap zone of the gas is also carried out separately using wells equipped with sectional columns in the ASG zone, similar to sectional columns of production wells for RIPE in the ASG zone.
Циклический режим в заявленном способе состоит только из циклов с режимом истощения пластовой энергии, в котором ведут лишь добычу продукции, и с режимом искусственного нагнетания энергии, в котором ведут лишь восполнение количества вещества и энергии в коллекторе. Это восполнение осуществляют нагнетанием термохимически подготовленной воды в нефтяную и водонефтяную зоны коллектора, а также горячего газа в зону газовой шапки. У всех этих энергоносителей, вводимых в коллектор (термохимически подготовленной воды и горячего газа), температуру поднимают дополнительно перед поступлением в коллектор до величины выше пластовой. При этом не допускают превышения объемов закачки этой воды над объемами добываемых жидкостей.The cyclic mode in the claimed method consists only of cycles with a mode of depletion of reservoir energy, in which only production is conducted, and with a mode of artificial injection of energy, in which only replenishment of the amount of substance and energy in the collector is conducted. This replenishment is carried out by injection of thermochemically prepared water into the oil and water-oil zones of the reservoir, as well as hot gas into the gas cap zone. For all these energy carriers introduced into the collector (thermochemically prepared water and hot gas), the temperature is raised additionally before entering the collector to a value higher than the reservoir. At the same time, they do not allow the excess of injection volumes of this water over the volumes of produced fluids.
Усиление РИПЭ каждого цикла достигают за счет получения продукции с заданной степенью ее обводненности подошвенной водой в течение периодов времени до начала снижения заданного дебита нефти. Заданную степень обводненности продукции достигают величиной депрессии на пласт, превышающей критическую, соответствующую добыче безводной нефти, чем достигают повышенного дебита нефти, что до определенных величин обводненности ее экономически эффективно, рентабельно.Strengthening the RIPE of each cycle is achieved by obtaining products with a given degree of water cut with bottom water for periods of time before the start of the reduction of the set oil flow rate. A predetermined degree of water cut of the product is achieved by the value of the depression per formation, exceeding the critical one corresponding to the production of anhydrous oil, which results in an increased oil production rate, which, up to certain values of the water cut, is cost-effective, cost-effective.
Так, согласно работе [3], стр.164-170, рис.3.12, максимальный дебит нефти при заданной степени обводненности продукции, например при 30-95%, не снижается в течение времени, равного 0,8 года, за счет чего коэффициент извлечения нефти (КИН) в этих случаях намного превышает за этот же срок КИН практически безводной нефти (1% обводненности) - рис.3.11 [3]. Поэтому выбранный подобным образом период времени для разработки этого и других участков любого месторождения будет оптимальным сроком для осуществления РИПЭ каждого цикла, после чего следует осуществлять РИНЭ. Различия в КИН при повышении заданной степени обводненности продукции весьма существенны по сравнению с КИН для 1% обводненности в случае непрерывного РИПЭ, а при циклическом проведении РИПЭ в сочетании с периодическим РИНЭ этот положительный эффект будет накапливаться. При этом период осуществления РИНЭ может быть равным или короче, чем период РИПЭ, но объемная скорость закачки воды в коллектор не должна приводить к гидроразрыву пластов.So, according to [3], pp. 164-170, Fig. 3.12, the maximum oil production rate for a given degree of water cut, for example, at 30-95%, does not decrease over a period of 0.8 years, due to which the coefficient oil recovery (CIN) in these cases far exceeds the CIN of practically anhydrous oil (1% water cut) over the same period - Fig. 3.11 [3]. Therefore, the time period chosen in this way for the development of this and other areas of any field will be the optimal time for the implementation of the RIPE for each cycle, after which the RINE should be carried out. Differences in CIN with an increase in the given degree of water cut of the product are very significant compared with the CIN for 1% water cut in the case of continuous RIPE, and with the cyclic RIPE in combination with periodic RINE this positive effect will accumulate. At the same time, the period of the RINE implementation may be equal to or shorter than the period of the RIPE, but the space velocity of water injection into the reservoir should not lead to hydraulic fracturing.
Усиление эффективности процесса в РИПЭ достигают также за счет применения режима добычи нефти с заданным газовым фактором. При этом одновременно с нефтью добывают фракцию газоконденсата и газа, что само по себе экономически выгодно, так как не надо для добычи этой фракции строить отдельную скважину.Strengthening the efficiency of the process in RIPE is also achieved through the application of the regime of oil production with a given gas factor. At the same time, a fraction of gas condensate and gas are extracted simultaneously with oil, which in itself is economically profitable, since it is not necessary to build a separate well for the extraction of this fraction.
Усиление эффективности процесса добычи продукции состоит и в том, что используют раздельную добычу фракций углеводородов из различных зон коллектора по вертикали, что позволяет создавать большие депрессии для их отбора по сравнению с совместным отбором этих фракций.Strengthening the efficiency of the production process consists in the fact that they use separate production of hydrocarbon fractions from different zones of the reservoir vertically, which allows you to create large depressions for their selection compared to the joint selection of these fractions.
Подобно раздельной добыче углеводородов в РИПЭ, также и в РИНЭ раздельно возвращают энергию и восполняют количество вещества в этих зонах так, что газ нагнетают лишь в зону газовой шапки, а термохимически подготовленную воду - в нижележащий коллектор с нефтью.Like separate hydrocarbon production in RIPE, also in RINE they separately return energy and replenish the amount of substance in these zones so that gas is pumped only into the zone of the gas cap, and thermochemically prepared water is transferred to the underlying reservoir with oil.
От расформирования залежи нефти, кроме вышерассмотренных действий, частично предотвращает газовая воронка, образующаяся в РИПЭ, поскольку в РИНЭ она будет служить в качестве «депо» для нефти, препятствуя ее уходу за пределы разрабатываемого участка, что дополнительно оправдывает применение режима с заданным газовым фактором - воронка больше. Этот эффект усиливается, так как в заявленном способе применяют наклоненные в коллекторе, псевдогоризонтальные стволы (ПГС) в скважинах для РИПЭ и для РИНЭ.Apart from the actions described above, the gas funnel formed in the RIPE partially prevents the oil deposit from being disbanded, since it will serve as a “depot” for oil in the RINE, preventing it from leaving the developed area, which additionally justifies the application of the regime with a given gas factor - funnel more. This effect is enhanced, since in the inventive method, inclined in the reservoir, pseudo-horizontal boreholes (ASG) are used in wells for RIPE and for RINE.
Применение таких скважин в РИПЭ приводит уже не к воронке, а к оврагообразованию над добывающей скважиной, работающей в режиме с заданным газовым фактором, что еще лучше предохраняет залежь нефти от расформирования.The use of such wells in the RIPE no longer leads to a funnel, but to ravine formation above a production well operating in a mode with a given gas factor, which even better protects the oil pool from disintegration.
Реализацию преимуществ заявленного изобретения достигают и усиливают конструктивным оформлением скважин с ПГС - см. чертеж, а именно тем, что внутрь ПГС продлевают обсадную колонну, при этом снаружи цементируют всю обсадную колонну, а перфорируют лишь часть обсадной колонны, расположенную вдоль ПГС как у добывающих, так и у нагнетательных скважин. Этим достигают возможность уменьшения влияния анизотропных свойств коллектора на процесс добычи, так как рассредоточенная перфорация удлиненных скважин усиливает равномерность воздействия на коллектор и не допускает образования укрупненных локальных потоков воды, свойственных работе вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, а также скважинам с ПГС, но без обсадной колонны в нем, следовательно, низкоэффективных по КИН и приводящих к быстрой нерентабельной обводненности продукции нагнетаемой водой.The realization of the advantages of the claimed invention is achieved and enhanced by the design of wells with ASG - see the drawing, namely, that the casing is extended inside the ASG, while the entire casing is cemented from the outside, and only part of the casing located along the ASG perforated is perforated, and in injection wells. This makes it possible to reduce the influence of the anisotropic properties of the reservoir on the production process, since the dispersed perforation of elongated wells enhances the uniformity of impact on the reservoir and prevents the formation of enlarged local water flows characteristic of vertical production and injection wells, as well as wells with ASG, but without casing in it, therefore, low efficiency in terms of oil recovery factor and leading to quick unprofitable watering of the products with pumped water.
Предлагаемую раздельную добычу фракций и раздельное нагнетание энергоносителей осуществляют с помощью секционного внутреннего обустройства части обсадной колонны, размещенной в ПГС, как показано на чертеже.The proposed separate extraction of fractions and separate injection of energy is carried out using a sectional internal arrangement of the casing string, placed in the ASG, as shown in the drawing.
Часть обсадной колонны 1, зацементированная и перфорированная, пакерами 2 и 3 разделена на три секции, сообщающиеся с кольцевыми полостями, образованными с помощью двух соосных, входящих одна в другую труб: трубы 4 и меньшей ее по диаметру, но большей по длине трубы 5. Обе эти трубы введены в обсадную колонну 1 от устья скважины.Part of the casing 1, cemented and perforated, by packers 2 and 3 is divided into three sections communicating with annular cavities formed by two coaxial pipes entering one another: pipe 4 and smaller in diameter but larger in length of pipe 5. Both of these pipes are inserted into the casing 1 from the wellhead.
Длиной соответствующей секции обсадной колонны 1, числом, размером и расположением отверстий, а также величиной депрессии в каждой секции добывающих скважин и величиной репрессии в каждой секции нагнетательных скважин ведут двойное управление потоками жидкостей в РИПЭ и в период РИНЭ.The length of the corresponding section of the casing string 1, the number, size and location of the holes, as well as the magnitude of the depression in each section of the producing wells and the magnitude of the repression in each section of the injection wells, double control the flow of fluids in the RIPE and during the RINE.
Соосность обсадной колонны 1 и соосных труб 4, 5 поддерживают с помощью опорных колец 6, 7 и 8, имеющих направляющее конусообразное отверстие, облегчающее сборку всей конструкции, и отверстия для прохода жидкостей или газов. В торце обсадной колонны 1 оставляют цементную пробку 9. Чтобы эта пробка 9 не разрушалась при нагнетании энергоносителя и во время ремонтных работ, конец трубы 5 снабжают конусообразной заглушкой 10, что облегчает также и сборку конструкции, а отверстия 11 для входа в эту трубу жидкостей или выхода их из нее располагают выше конусообразной заглушки 10. Между обсадной колонной и трубами 4 и 5 до пакеров устанавливают гидравлические якори 12 и 13, предотвращающие несанкционированное перемещение труб 4, 5 вдоль оси. Труба 4 имеет отверстия 14 для прохода жидкостей между этой трубой и трубой 5. Конусообразный патрубок конца трубы 4 также облегчает сборку конструкции из этих труб.The alignment of the casing 1 and the coaxial pipes 4, 5 is supported by supporting rings 6, 7 and 8 having a conical guide hole that facilitates the assembly of the entire structure and openings for the passage of liquids or gases. At the end of the casing 1, a cement plug 9 is left. To prevent this plug 9 from collapsing during the pumping of the energy carrier and during repair work, the end of the pipe 5 is provided with a conical plug 10, which also facilitates assembly of the structure, and the holes 11 for entering liquids into this pipe or their exit from it is placed above the conical plug 10. Between the casing and pipes 4 and 5, hydraulic anchors 12 and 13 are installed to the packers, preventing unauthorized movement of the pipes 4, 5 along the axis. The pipe 4 has openings 14 for the passage of liquids between this pipe and the pipe 5. The cone-shaped pipe end of the pipe 4 also facilitates the assembly of the structure from these pipes.
Внутри трубы 5 до отверстий в ней размещен нагреватель 15, с помощью которого повышают температуру в фракции с подошвенной водой, чем увеличивают выделение из нее газов и паров, что облегчает подъем этой фракции к устью. В процессе этого подъема через поверхность трубы 5 ведут нагрев другой фракции, с большим содержанием нефти, вызывая или поддерживая газлифтный режим у нее. А по кольцевой полости, между обсадной трубой и трубой 4 производят отбор газа и конденсата.A heater 15 is placed inside the pipe 5 to the holes in it, with the help of which the temperature in the fraction with plantar water is increased, which increases the release of gases and vapors from it, which facilitates the rise of this fraction to the mouth. In the process of this ascent, another fraction with a high oil content is heated through the surface of the pipe 5, causing or maintaining a gas-lift regime for it. And in the annular cavity, between the casing and pipe 4, gas and condensate are taken.
Кроме того, такой нагрев фракций препятствует выделению парафина и образованию гидратов нефти и осаждению их на стенках не только этих труб, но и на трубопроводах при дальнейшей транспортировке нефти до очистных заводов.In addition, such heating of the fractions prevents the release of paraffin and the formation of oil hydrates and their deposition on the walls of not only these pipes, but also on pipelines during further transportation of oil to refineries.
В нагнетательной колонне подогревом термохимически подготовленной воды изнутри трубы 5 компенсируют потерю ее температуры и температуры жидкости и газа при прохождении через верхние слои от устья скважины в других секциях, чем также предотвращают выделение парафина и гидратов из нефти, но уже в порах коллектора, а также предотвращают повышение вязкости нефти (что было бы при смешении ее с остывшей водой) и, наоборот, дополнительно обеспечивают подъем пластовой энергии.In the injection column, heated thermochemically prepared water from the inside of the pipe 5 compensates for the loss of its temperature and the temperature of the liquid and gas when passing through the upper layers from the wellhead in other sections, which also prevents the release of paraffin and hydrates from oil, but already in the pores of the collector, as well as prevent increasing the viscosity of oil (which would be when mixing it with cooled water) and, conversely, additionally provide a rise in reservoir energy.
Источники информацииInformation sources
1. Цыпкова О.Э. и др. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. М., Недра, 1993, с.158.1. Tsypkova O.E. and others. Hydrodynamic methods of increasing oil recovery. M., Nedra, 1993, p. 158.
2. RU 2176312 С2.2. RU 2176312 C2.
3. Закиров С.Н. и др. Новые принципы и технологии разработки месторождений нефти и газа. М., РАН ИПНГ, 2004 г.3. Zakirov S.N. and others. New principles and technologies for the development of oil and gas fields. Moscow, RAS IPNG, 2004
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137534/03A RU2301882C1 (en) | 2005-12-02 | 2005-12-02 | Cyclic method for oil reservoir development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005137534/03A RU2301882C1 (en) | 2005-12-02 | 2005-12-02 | Cyclic method for oil reservoir development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2301882C1 true RU2301882C1 (en) | 2007-06-27 |
Family
ID=38315544
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005137534/03A RU2301882C1 (en) | 2005-12-02 | 2005-12-02 | Cyclic method for oil reservoir development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2301882C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459937C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459936C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2530948C1 (en) * | 2013-08-21 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2588502C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of increasing oil recovery of hydrophilic formations |
-
2005
- 2005-12-02 RU RU2005137534/03A patent/RU2301882C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЦИНКОВА О.Э. и др. Гидродинамические методы увеличения нефтеотдачи. - М.: Недра, 1993, с.158. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459937C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459936C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2530948C1 (en) * | 2013-08-21 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2588502C1 (en) * | 2015-03-25 | 2016-06-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Method of increasing oil recovery of hydrophilic formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10927655B2 (en) | Pressure assisted oil recovery | |
| RU2334095C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development | |
| RU2522369C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil and/or bitumen deposits with oil-water zones | |
| US7861770B2 (en) | System for cyclic injection and production from a well | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| CN104981584A (en) | Fluid injection in light tight oil reservoirs | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2274742C1 (en) | Method for high-viscous oil or bitumen field development | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2301882C1 (en) | Cyclic method for oil reservoir development | |
| CA2898065C (en) | Pressure cycling with mobilizing fluid circulation for heavy hydrocarbon recovery | |
| RU2342520C2 (en) | Method of development of hydrocarbon deposits (versions) | |
| CA2935652A1 (en) | Heavy oil extraction using liquids swept along by gas | |
| RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2319831C1 (en) | Method for oil production from low-permeable reservoirs | |
| RU2494247C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2584467C1 (en) | Method of developing high-viscosity oil field | |
| RU2339802C1 (en) | Cyclic method for oil deposit development | |
| RU2288354C2 (en) | Method for complex processing of oil deposit with gas cap | |
| RU2693055C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit with water-saturated zones | |
| RU2599124C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposit | |
| RU2626482C1 (en) | Recovery method of high-viscosity oil or bitumen deposit, using hydraulic fractures | |
| RU2285789C1 (en) | Oil deposit development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20101203 |