RU2438009C1 - Способ разработки газогидратных месторождений - Google Patents
Способ разработки газогидратных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- RU2438009C1 RU2438009C1 RU2010117812/03A RU2010117812A RU2438009C1 RU 2438009 C1 RU2438009 C1 RU 2438009C1 RU 2010117812/03 A RU2010117812/03 A RU 2010117812/03A RU 2010117812 A RU2010117812 A RU 2010117812A RU 2438009 C1 RU2438009 C1 RU 2438009C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- water
- reservoir
- hydrates
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 30
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 21
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 3
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract description 15
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 20
- 238000010494 dissociation reaction Methods 0.000 description 12
- 230000005593 dissociations Effects 0.000 description 12
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 8
- 239000002594 sorbent Substances 0.000 description 8
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 5
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 4
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 4
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 2
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 2
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007710 freezing Methods 0.000 description 1
- 230000008014 freezing Effects 0.000 description 1
- -1 gas hydrate hydrocarbon Chemical class 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
Images
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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0099—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 specially adapted for drilling for or production of natural hydrate or clathrate gas reservoirs; Drilling through or monitoring of formations containing gas hydrates or clathrates
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)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов. Обеспечивает создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин за счет снижения водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, и, как следствие, снижение вероятности самоконсервации гидратов. Сущность изобретения: способ заключается в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта. Затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта. Одновременно осуществляют сепарацию газожидкостной смеси в скважине. При этом добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к области разработки газогидратных месторождений углеводородов.
Известен способ разработки газогидратного месторождения, включающий бурение эксплуатационных скважин до уровня залегания подошвы газогидратного пласта, и последующую эксплуатацию газовых скважин на депрессии, позволяющий добывать газ без образования гидратов в стволе и призабойной зоне скважины, при этом поступление газа в ствол скважины обеспечивается за счет снижения пластового давления и, соответственно, начала процесса диссоциации гидратов (Богатыренко Р.С., Особенности разработки и эксплуатации газогидратных залежей на примере Мессояхского месторождения, диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук, МИНХ и ГП им. И.М.Губкина).
К недостаткам способа следует отнести неизбежное снижение температуры на забое скважины вследствие как диссоциации гидратов, происходящей с поглощением большого количества тепла, так и процесса дросселирования газа в призабойной зоне пласта, дополнительно приводящего к снижению температуры. Снижение температуры в призабойной зоне приводит к началу образования вторичных гидратов, при этом фронт вторичных гидратов начинает образовываться от забоя скважины. Оба указанных фактора приводят к постепенному снижению дебита газовой скважины вплоть до прекращения добычи газа из скважины. Одновременно с сокращением добычи газа растет водонасыщенность пласта в призабойной зоне за счет диссоциации гидратов и увеличения количества свободной воды.
Также известен способ добычи газа из твердых газогидратов, основанный на создании неравновесных термобарических условий путем снижения давления и подвода тепла, при этом теплоотвод осуществляется введением в зону залегания твердых газовых гидратов через скважину твердого сорбента, способного поглощать пары воды или жидкую воду с удельным тепловыделением, большим теплоты диссоциации твердых газовых гидратов, с последующим выносом сорбента потоками образующегося газа и регенерацией сорбента (RU 2159323).
Недостатком известного способа является проблема удаления твердого сорбента с забоя скважины, т.к. дебиты газовых скважин газогидратных месторождений незначительны и не обеспечивают вынос твердых частиц сорбента на поверхность. Применение компрессора для подачи сухого, очищенного метана на забой скважины для удаления сорбента делает этот способ экономически нерентабельным по следующим причинам - часть добываемого газа консервируется для циркуляции в скважине и удаления сорбента, а часть газа сжигается для обеспечения регенерации сорбента. В результате снижается общий объем добываемого газа и значительно увеличивается количество оборудования, размещаемого на каждой эксплуатационной скважине.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сути и достигаемому результату является способ разработки газогидратной залежи, заключающийся в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта, осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой, затем производят нагнетание в скважину теплоносителя и отбор газожидкостной смеси с подъемом ее на поверхность и с последующей сепарацией (WO 2007/072172).
Недостатками указанного решения являются большие энергетические затраты на нагрев теплоносителя и необходимость подъема пластовой воды на устье. Поскольку практически все газогидратные месторождения расположены в зоне многолетнемерзлых пород либо в шельфовой части морей и океанов, т.е. в зонах в низкой температурой, разделение газа и жидкости в скважине и последующая подача жидкости на поверхность связана с необходимостью обеспечения ее фазового состояния и принятием мер для предотвращения ее замерзания.
При этом неравновесные термобарические условия создаются исключительно за счет нагнетания в скважину теплоносителя, закачка которого приводит к смещению условия равновесия, при этом уменьшения водонасыщенности в призабойной зоне не происходит, так как теплоноситель нагнетается постоянно. Указанное приводит к снижению отбора газа.
Задачей изобретения является создание способа разработки газогидратных месторождений, обеспечивающего увеличение отбора газа и продление срока безгидратной эксплуатации скважин за счет снижения водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта, и, как следствие, снижение вероятности самоконсервации гидратов, а также сокращение энергозатрат за счет исключения подъема пластовой воды на поверхность и использования теплононосителя.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки газогидратной залежи производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта, затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине, причем добычу газа осуществляют по затрубному пространству скважины, а жидкости с растворенным газом - по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий изолированный водоносный пласт.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором показана принципиальная схема установки для реализации предлагаемого способа.
Способ осуществляют следующим образом.
Производят бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего изолированного водоносного пласта 2.
В пробуренной скважине 1 осуществляют перфорацию 3 в зоне водоносного пласта 2 и в зоне контакта газ-вода 4 продуктивного пласта 5. На насосно-компрессорных трубах 6 опускают насосную установку 7 с погружным электродвигателем 8 ниже динамического уровня 9. Устанавливают пакер 10 между продуктивным пластом 5 и изолированным водоносным пластом 2. Связь погружного электродвигателя 8 со станцией управления 11 осуществляют с помощью внутрискважинного кабеля 12 и поверхностного кабеля 13. Управление работой погружного электродвигателя 8 осуществляют с помощью трансформатора 14 и частотного преобразователя 15.
Посредством насосной установки 7 производят отбор газожидкостной смеси. В результате отбора газожидкостной смеси пластовое давление в газогидратном пласте 5 снижается. Начинается процесс диссоциации гидрата и поступления газа в газонасыщенную часть пласта. Одновременно, в результате отбора воды, происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта 5. С изменением газонасыщенности меняются также фазовые проницаемости для газа и воды. Фазовая проницаемость для газа увеличивается с ростом газонасыщенности, что обеспечивает поступление газа в скважину.
Разделение газожидкостной смеси происходит в скважине 1 и осуществляется посредством газосепаратора, входящего в состав погружной насосной установки 7. Далее газ по затрубью скважины поступает на поверхность в шлейф 16 и далее на установку подготовки газа и к потребителю, а воду после разделения газожидкостной смеси с помощью погружной насосной установки 7 закачивают в нижележащий изолированный водоносный пласт 2.
Таким образом, в предлагаемом способе обеспечивается создание неравновесных термобарических условий за счет снижения давления на забое скважины в процессе отбора газожидкостной смеси с помощью насосной установки 7.
Вероятность самоконсервации гидратов при реализации способа значительно снижается, т.к. уменьшается количество воды, участвующей в процессе вторичного гидратообразования. Не происходит и снижения температуры газа на забое эксплуатационной скважины, поскольку добывается газожидкостная смесь, а не чистый газ и дроссель-эффект не проявляется.
Ниже приведен пример конкретной реализации предлагаемого способа.
Пример представлен для случая эксплуатации скважин Мессояхского газогидратного месторождения. Определим равновесные термобарические условия существования гидратов Мессояхского месторождения. Состав газа Мессояхского месторождения в основном представлен метаном ((98-99 об.%). Поэтому для дальнейших расчетов можно принять, что условия диссоциации гидратов Мессояхского месторождения соответствуют условиям диссоциации чистого метана и составляют при пластовой температуре 10,5°С величину 6,8 МПа. Следовательно, при давлении ниже 6,8 МПа происходит диссоциация существующих гидратов.
Начальное пластовое давление и температура Мессояхского месторождения составляют соответственно 7,5 МПа и 10,5°С. Для начала диссоциации гидратов нужно снизить давление в подошве газогидратной области месторождения на величину 0,7 МПа.
Фильтрационно-емкостные свойства пласта следующие - проницаемость k=93,1 мД; пористость m=25%. Принимая, что в водоносной части пласта фильтрационно-емкостные параметры остаются теми же, можно рассчитать отбор пластовой воды, при котором начнется снижение давления в области пласта, расположенной ниже газогидратов.
В соответствии с предлагаемой технологией осуществляют бурение скважины 1 со вскрытием нижележащего изолированного водоносного пласта 2. Эксплуатационные скважины Мессояхского месторождения имеют следующую конструкцию:
- Кондуктор ⌀ 219 мм - до глубины 450,0-500,0 м;
- Эксплуатационная колонна ⌀ 146 мм - до глубины 870,0-900,0 м, т.е. практически до забоя;
- Лифтовая колонна - НКТ d=73 мм.
Газоводяной контакт 4 устанавливается по данным геозифизических исследований. На расстоянии 10 метров ниже газоводяного контакта производится перфорация 3 и устанавливается насосная установка 7 с погружным электродвигателем 8. Наиболее подходящий типоразмер установки погружного центробежного насоса для рассматриваемого примера - УЭЦН5А-360-600.
Коэффициент продуктивности скважины при принятых допущениях составит - 50,18 т/(сут·МПа) (расчет производился для следующих условий - плотность пластовой воды - 1043 кг/м3; толщина пласта 10 м; радиус контура питания - 300 м; приведенный радиус скважины - 0,2 м; вязкость пластовой воды - 1,08 мПа·с). Дебит пластовой жидкости, рассчитанный по формуле Дюпюи, составляет 351,26 т/сутки.
Диаметр НКТ эксплуатационных скважин способен обеспечить рассчитанный дебит по жидкости.
Пакер 10 устанавливают между продуктивным пластом 5 и изолированным водоносным пластом 2. При закачке пластовой жидкости в пласт осуществляют следующую компоновку подземного оборудования: эксплуатационный пакер типа 2 ПД-ЯГ-118-500 с наружным диаметром 118 мм, для скважин с эксплуатационнной колонной диаметром 139.7 мм - пакер типа АПД-ЯГ-112-500.
Связь погружного электродвигателя 8 со станцией управления 11 осуществляют с помощью внутрискважинного кабеля 12 и поверхностного кабеля 13. Управление работой погружного электродвигателя осуществляют с помощью трансформатора 14 и частотного преобразователя 15.
В результате работы насоса и отбора газожидкостной смеси пластовое давление в подошве газогидратного пласта 5 снижается.
Распределение давления в области дренирования определим для случая плоскорадиальной фильтрации при забойном давлении 5,0 МПа и пластовом давлении 7,5 МПа; радиус контура питания - 300 метров, приведенный радиус скважины - 0,2 м.
Результаты расчетов приведены в таблице.
| Расстояние r, м | 1 | 5 | 10 | 15 | 20 | 25 | 35 | 50 | 150 | 300 |
| Давление на расстоянии r, МПа | 5,55 | 6,1 | 6,34 | 6,48 | 6,58 | 6,65 | 6,77 | 6,89 | 7,26 | 7,50 |
Результаты расчетов показывают, что пластовое давление в области дренирования на расстоянии до 50 метров ниже давления начала диссоциации гидратов.
Одновременно, в результате отбора воды, происходит снижение водонасыщенности в зоне, расположенной ниже подошвы газогидратного пласта.
Разделение газожидкостной смеси происходит в скважине 1. Далее газ по затрубью поступает на поверхность в шлейф 16, где производят его подготовку, а вода закачивается в нижележащий водоносный пласт 2.
При диссоциации гидратов образуется 160 м3 газа и 1 м3 воды. Для рассматриваемой конструкции скважины при поступлении воды динамический уровень изменяется на 59 метров на каждый кубометр поступившей в скважину воды. При достижении водой определенного уровня происходит самозадавливание скважин пластовой водой и выбытие скважин из эксплуатации. Производительность выбранного насоса позволяет постоянно удалять воду из скважины и поддерживать давление в призабойной зоне пласта, обеспечивающего диссоциацию гидратов. При этих условиях поступление газа в скважину будет происходить постоянно без риска образования вторичных гидратов до величины газонасыщенности в пласте 5-10%, когда фазовая проницаемость для газа будет равна нулю. Общий отбор газа из газогидратного пласта составит при этом 90-95%.
При использовании известной технологии при разработке Мессояхского газогидратного месторождения коэффициент извлечения газа составил лишь 60%, после чего месторождение из-за обводнения скважин было переведено в режим консервации.
Claims (1)
- Способ разработки газогидратной залежи, заключающийся в том, что производят бурение скважины со вскрытием продуктивного пласта и нижележащего изолированного водоносного пласта, затем осуществляют спуск в скважину насосно-компрессорных труб с погружной насосной установкой и производят отбор газожидкостной смеси на границе газоводяного контакта продуктивного пласта с одновременной сепарацией газожидкостной смеси в скважине, причем добычу газа осуществляют по затрубному пространству, а жидкости с растворенным газом по насосно-компрессорным трубам, которую с помощью вышеупомянутой погружной насосной установки закачивают в нижележащий водоносный пласт.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117812/03A RU2438009C1 (ru) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Способ разработки газогидратных месторождений |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010117812/03A RU2438009C1 (ru) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Способ разработки газогидратных месторождений |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2438009C1 true RU2438009C1 (ru) | 2011-12-27 |
Family
ID=45782893
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010117812/03A RU2438009C1 (ru) | 2010-05-04 | 2010-05-04 | Способ разработки газогидратных месторождений |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2438009C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2602621C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ разработки газогидратных месторождений |
| CN108169050A (zh) * | 2017-12-28 | 2018-06-15 | 黑龙江科技大学 | 一种瓦斯水合物饱和度监测装置 |
| RU2665930C1 (ru) * | 2015-02-16 | 2018-09-05 | Осман Зюхтю ГЁКСЕЛЬ | Система и способ добычи газа из газогидратных формаций |
| RU2708771C1 (ru) * | 2018-12-03 | 2019-12-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ депрессионной добычи газа из гидратов |
| RU2819884C1 (ru) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления |
-
2010
- 2010-05-04 RU RU2010117812/03A patent/RU2438009C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2665930C1 (ru) * | 2015-02-16 | 2018-09-05 | Осман Зюхтю ГЁКСЕЛЬ | Система и способ добычи газа из газогидратных формаций |
| RU2602621C1 (ru) * | 2015-10-07 | 2016-11-20 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Способ разработки газогидратных месторождений |
| CN108169050A (zh) * | 2017-12-28 | 2018-06-15 | 黑龙江科技大学 | 一种瓦斯水合物饱和度监测装置 |
| CN108169050B (zh) * | 2017-12-28 | 2020-04-07 | 黑龙江科技大学 | 一种瓦斯水合物饱和度监测装置 |
| RU2708771C1 (ru) * | 2018-12-03 | 2019-12-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ депрессионной добычи газа из гидратов |
| RU2819884C1 (ru) * | 2023-08-10 | 2024-05-28 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Способ добычи конвенционального и гидратного газа многопластового месторождения и устройство для его осуществления |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7530392B2 (en) | Method and system for development of hydrocarbon bearing formations including depressurization of gas hydrates | |
| CN103410488B (zh) | 天然气水合物排水采气开采装置及其开采方法 | |
| CN108104776B (zh) | 一种结合降压的水流侵蚀法海洋天然气水合物开采装置 | |
| RU2736840C2 (ru) | Установка для подводной добычи метана | |
| US8925632B2 (en) | In situ process to recover methane gas from hydrates | |
| CN110644963A (zh) | 一种基于多分支井开采水合物的方法 | |
| RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2438009C1 (ru) | Способ разработки газогидратных месторождений | |
| RU2011117402A (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| RU2485291C1 (ru) | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком | |
| CA2998423C (en) | Pressurization of lean zones with ncg injection | |
| RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| CN211448630U (zh) | 一种降压和双管注入改性流体开采天然气水合物的装置 | |
| RU2519243C1 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой | |
| RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2602621C1 (ru) | Способ разработки газогидратных месторождений | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| CN109915085B (zh) | 一种基于气水平衡的天然气水合物开采方法 | |
| RU2545580C1 (ru) | Способ разработки углеводородных месторождений | |
| RU2469183C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN109388771B (zh) | 一种深层稠油泡沫油降粘吞吐井生产参数的计算方法 | |
| CN116658137B (zh) | 一种含水层co₂封存与自流注水增产原油方法与系统 | |
| CN114135257B (zh) | Co2驱注采耦合时率图版制作方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140505 |