RU2457322C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2457322C1 RU2457322C1 RU2011105603/03A RU2011105603A RU2457322C1 RU 2457322 C1 RU2457322 C1 RU 2457322C1 RU 2011105603/03 A RU2011105603/03 A RU 2011105603/03A RU 2011105603 A RU2011105603 A RU 2011105603A RU 2457322 C1 RU2457322 C1 RU 2457322C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- gas
- water
- injection
- reservoir
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений и может найти применение при термических способах разработки залежей высоковязких нефтей и природных битумов.The invention relates to the field of development of oil fields and may find application in thermal methods of developing deposits of high viscosity oils and natural bitumen.
Известен способ вытеснения нефти из пласта, включающий закачку воды по затрубному пространству нагнетательной скважины и, одновременно, газа по ее насосно-компрессорным трубам, образование на забое скважины эжектированием водогазовой смеси и вытеснение нефти к добывающим скважинам, при этом в нагнетаемую воду периодически добавляют поверхностно-активное вещество с концентрацией 0,5-1,1% (патент РФ №2170814, опубл. 20.07.2001 г.).A known method of displacing oil from a formation, including injecting water through the annulus of an injection well and, at the same time, gas through its tubing, forming bottom hole by ejecting a water-gas mixture and displacing oil to production wells, while surface water is periodically added to the injected water active substance with a concentration of 0.5-1.1% (RF patent No. 2170814, publ. July 20, 2001).
Недостатками известного способа является то, что при закачке ненагретых воды и газа понижается температура нефти в пласте, тем самым увеличивается ее вязкость и снижается подвижность, что влечет за собой снижение нефтеотдачи. Другими недостатками способа являются необходимость периодического извлечения из скважины эжектора с обратным клапаном для их ревизии и ремонта, кроме того, попутно добываемый с нефтью и закачиваемый обратно в пласт через нагнетательные скважины углеводородсодержащий газ является ценным сырьем.The disadvantages of this method is that during the injection of unheated water and gas, the temperature of the oil in the reservoir decreases, thereby increasing its viscosity and mobility, which leads to a decrease in oil recovery. Other disadvantages of the method are the need for periodically extracting an ejector with a check valve from the well for inspection and repair, in addition, hydrocarbon-containing gas produced along with oil and pumped back into the formation through injection wells is a valuable raw material.
Наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта и закачку в нагнетательные скважины воздуха и рабочего агента, после извлечения 45-50% извлекаемых запасов в нагнетательные скважины в качестве рабочего агента закачивают горячую воду температурой не ниже 60°С, плотностью 1,000-1,005 г/см3 и вязкостью, превышающей вязкость закаченного воздуха, при этом горячую воду закачивают через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи, добывающие скважины с обводненностью 99% закрывают и обеспечивают теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка (патент РФ №2404357, опубл. 20.11.2010 г.).Closest to the proposed method is a method of developing an oil reservoir, which includes taking oil through production wells, igniting the oil reservoir and injecting air and a working agent into injection wells, after extracting 45-50% of recoverable reserves into the injection wells, hot water is pumped with temperature not lower than 60 ° C, a density of 1,000-1,005 g / cm 3 and a viscosity greater than the viscosity of the injected air, in which hot water is pumped through the injection well with the highest reservoir tamper round in the center of the selected section of the developed deposit, production wells with a water cut of 99% are closed and provide heat transfer from the zone of high temperature of the deposit to the zone of its low temperatures with coverage of areas exceeding the size of the selected section (RF patent No. 2404357, published on November 20, 2010) .
Недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеотдачи, связанный с быстрым прорывом нагнетаемой воды по наиболее проницаемым прослоям и зонам пласта, а также дополнительные энергозатраты, связанные с необходимостью механизированного отбора жидкости из добывающих скважин из-за снижения ее газосодержания, как следствие, - увеличения гидростатического давления столба добываемой жидкости на забой, и прекращением фонтанирования скважин. Кроме того, образующийся при горении нефтяного пласта негорючий газ рассеивается в атмосфере, загрязняя ее.The disadvantage of this method is the low oil recovery coefficient associated with a quick breakthrough of injected water in the most permeable interlayers and zones of the formation, as well as additional energy costs associated with the need for mechanized fluid withdrawal from production wells due to a decrease in its gas content, and, as a result, an increase in hydrostatic pressure a column of produced fluid to the bottom, and the cessation of well flowing. In addition, a non-combustible gas formed during the burning of an oil reservoir is scattered in the atmosphere, polluting it.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи залежи, снижение энергозатрат на добычу нефти и сокращение выбросов вредных веществ в атмосферу.The aim of the invention is to increase oil recovery deposits, reducing energy consumption for oil production and reducing emissions of harmful substances into the atmosphere.
Необходимый технический результат достигается тем, что по способу разработки нефтяной залежи, включающему отбор нефти через добывающие скважины, розжиг нефтяного пласта, закачку в нагнетательные скважины воздуха, а после извлечения 45-50% извлекаемых запасов нефти закачку горячей воды температурой не ниже 60°С, плотностью 1,000-1,005 г/см3 через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи, теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка, согласно изобретению совместно с горячей водой закачивают горячий газ и поверхностно-активное вещество с образованием водогазовой смеси, при этом в качестве газа используют газообразные продукты горения нефтяного пласта.The required technical result is achieved by the fact that, according to the method of developing an oil deposit, including oil extraction through production wells, ignition of an oil reservoir, injection of air into injection wells, and after extraction of 45-50% of recoverable oil reserves, injection of hot water with a temperature of at least 60 ° C, density of 1,000-1,005 g / cm 3 through the injection well with the highest reservoir temperature at the center of the selected portion of the developed deposits, heat transfer from the high temperature zone deposit in its low temperature region covering about astey exceeding the dimensions of the selected portion, of the invention together with the hot water pumped into the hot gas and the surfactant to form a water-gas mixture, the gas used as a gaseous combustion products of the oil reservoir.
Сущность данного технического решения заключается в том, что фронт горения движется в нефтяном пласте по наиболее проницаемым зонам и прослоям, оставляя невыработанные области из-за прорыва закачиваемого воздуха к добывающим скважинам. Оставшаяся в невыработанных зонах нефть нагрета до высокой температуры прошедшим стороной фронтом горения посредством теплопередачи скелета породы и насыщающих ее флюидов, при этом ее подвижность существенно увеличивается по сравнению с начальными пластовыми условиями. Вытеснение нефти в невыработанных зонах посредством закачки воздуха невозможно, так как при горении уже образовались высокопроницаемые каналы, по которым происходит его прорыв к добывающим скважинам без совершения полезной работы. Таким образом, вытеснение остаточной нефти необходимо осуществлять рабочим агентом с существенно более низкой подвижностью, чем у воздуха, например водой. Кроме того, с целью более полного использования тепловой энергии, оставшейся после прохождения фронта горения, закачку менее подвижного рабочего агента следует осуществлять через нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой в центре выбранного участка разрабатываемой залежи. При этом будет происходить теплоперенос из зоны высоких температур залежи в зоны ее низких температур с охватом областей, превышающих размеры выбранного участка, нагрев нефти в менее нагретых областях, увеличение ее подвижности и, как следствие - увеличение коэффициента нефтеотдачи залежи.The essence of this technical solution lies in the fact that the combustion front moves in the oil reservoir along the most permeable zones and interbeds, leaving undeveloped areas due to a breakthrough of the injected air to the producing wells. The oil remaining in the undeveloped zones is heated to a high temperature by the passing side of the combustion front by heat transfer of the rock skeleton and fluids saturating it, while its mobility increases significantly compared to the initial reservoir conditions. Oil displacement in undeveloped areas by means of air injection is impossible, since burning has already formed highly permeable channels through which it breaks through to production wells without performing useful work. Thus, the displacement of residual oil must be carried out by a working agent with a significantly lower mobility than air, for example water. In addition, in order to make fuller use of the thermal energy remaining after passing the combustion front, the injection of a less mobile working agent should be carried out through an injection well with the highest formation temperature in the center of the selected area of the developed deposit. In this case, heat transfer from the zone of high temperature of the deposit to the zone of its low temperature will occur, covering areas exceeding the size of the selected area, heating of oil in less heated areas, an increase in its mobility and, as a result, an increase in the oil recovery coefficient of the deposit.
Известно (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти, М., "Недра", 1974 г., стр.123), что нефтеотдача коллектора в значительной степени зависит от соотношения подвижностей воды и нефтиIt is known (Sh.K. Gimatudinov, Oil production reference book, M., Nedra, 1974, p. 123) that the reservoir recovery depends to a large extent on the ratio of the mobilities of water and oil
М=Кв/µв:Кн/µн,M = K in / µ in : K n / µ n ,
где Кв и Кн - фазовые проницаемости для воды и нефти,where K in and K n - phase permeability for water and oil,
µв и µн - динамическая вязкость воды и нефти.µ in and µ n - dynamic viscosity of water and oil.
При значительной величине М, характерной для залежей высоковязких нефтей и природных битумов, возникает вязкостная неустойчивость фронта вытеснения, сопровождающаяся быстрыми прорывами воды к эксплуатационным скважинам при низких значениях коэффициента нефтеотдачи. Уменьшение подвижности воды может быть достигнуто за счет повышения ее вязкости. При этом значительно повышается эффективность вытеснения нефти из неоднородного коллектора также вследствие выравнивания фронта вытеснения. Вязкость воды может быть повышена растворением в ней газов, а также образованием водогазовых смесей.With a significant value of M, which is characteristic of deposits of highly viscous oils and natural bitumen, a viscous instability of the displacement front occurs, accompanied by rapid breakthroughs of water to production wells at low oil recovery rates. A decrease in water mobility can be achieved by increasing its viscosity. At the same time, the efficiency of oil displacement from an inhomogeneous reservoir is significantly increased also due to the alignment of the displacement front. The viscosity of water can be increased by dissolving gases in it, as well as the formation of water-gas mixtures.
Использование водогазовой смеси для вытеснения вязкой нефти повышает коэффициент вытеснения и, как следствие, нефтеотдачу, а также способствует интенсификации процесса вытеснения (Дроздов А.Н., Телков В.П., Егоров Ю.А. и др. Исследование эффективности вытеснения высоковязкой нефти водогазовыми смесями // Нефтяное хозяйство. - 2007. - №1. - С.58-59).The use of a water-gas mixture to displace viscous oil increases the displacement coefficient and, as a consequence, oil recovery, and also helps to intensify the displacement process (Drozdov AN, Telkov VP, Egorov Yu.A. et al. Study of the efficiency of displacement of high-viscosity oil by gas-water mixtures // Oil industry. - 2007. - No. 1. - S.58-59).
Кроме того, установлено (патент РФ №2142557, опубл. 10.12.1999 г.), что при растворении в воде 5-10% углекислого газа наблюдалось увеличение ее вязкости на 20-30%, уменьшение фактора подвижности в 2-3 раза, при растворении углекислого газа в нефти наблюдалось снижение ее вязкости в 1,5-2,5 раза, снижается межфазное натяжение на границе нефть - вода, происходит увеличение объема нефти (объемный эффект) и доотмыв остаточной нефти. Углекислый газ является одним из продуктов горения нефтяного пласта Мордово-Кармальского месторождения сверхвязкой нефти, его объемное содержание в газовой фазе составляет 12-14%. Компонентный состав газообразных продуктов горения нефтяного пласта приведен в табл.1.In addition, it was established (RF patent No. 2142557, publ. 10.12.1999) that when dissolved in water 5-10% carbon dioxide, an increase in its viscosity by 20-30%, a decrease in the mobility factor by 2-3 times, was observed, When dissolving carbon dioxide in oil, a decrease in its viscosity by 1.5-2.5 times was observed, interfacial tension at the oil-water interface was reduced, an increase in oil volume (volume effect) and residual oil were washed out. Carbon dioxide is one of the products of combustion of the oil layer of the Mordovo-Karmal super-viscous oil field, its volumetric content in the gas phase is 12-14%. The composition of the gaseous products of combustion of the oil reservoir is given in table 1.
Способ осуществляют следующим образом. Первоначально осуществляют розжиг нефтяного пласта, ведут разработку залежи сухим внутрипластовым горением. После прорыва в добывающие скважины закачиваемого воздуха и газообразных продуктов горения и значительного снижения их дебита выбирают участок залежи из условия наличия в нем пластовой температуры не ниже 60°С, при которой вязкость и подвижность высоковязкой нефти и природного битума приближаются к вязкости и подвижности обычных нефтей. Это позволяет производить вытеснение высоковязкой нефти и природного битума водой или еще более вязким рабочим агентом. На разрабатываемой залежи используют пробуренные системы добывающих и нагнетательных скважин. В центре участка выбирают нагнетательную скважину с наибольшей пластовой температурой и осуществляют закачку в нее горячей водогазовой смеси температурой выше 60°С. За счет закачки горячей водогазовой смеси вязкостью, значительно превышающей вязкость воды, снижается вероятность прорыва рабочего агента к добывающим скважинам. Высокопроницаемые каналы заполняются вязкой водогазовой смесью, увеличивается фильтрационное сопротивление при ее движении по поровому пространству, увеличивается давление закачки, тем самым в разработку вовлекаются прогретые, но не охваченные воздействием внутрипластового горения малопроницаемые нефтенасыщенные пропластки и зоны залежи. При обводненности добывающей скважины 99% ее закрывают, давая возможность продвигаться горячей водогазовой смеси в прилегающие к нагретой зоне области, прогревая и вытесняя находящуюся в них высоковязкую нефть или природный битум к более удаленным добывающим скважинам. Таким образом производится теплоперенос из зоны высоких температур в зоны низких температур без теплопотерь на нагрев рабочего агента в пластовых условиях, что позволяет охватить воздействием обширные области, превышающие размеры первоначального участка, и ввести в эксплуатацию большее количество добывающих скважин. В конечном итоге это ведет к увеличению коэффициента нефтеотдачи залежи.The method is as follows. Initially, they carry out the ignition of the oil reservoir, are developing deposits with dry in-situ combustion. After a breakdown of the injected air and gaseous combustion products into production wells and a significant reduction in their flow rate, a section of the deposit is selected from the condition that the reservoir temperature in it is at least 60 ° C, at which the viscosity and mobility of high-viscosity oil and natural bitumen approach the viscosity and mobility of conventional oils. This allows the displacement of highly viscous oil and natural bitumen with water or an even more viscous working agent. On the developed reservoir using drilled systems of producing and injection wells. In the center of the site, the injection well with the highest reservoir temperature is selected and hot water-gas mixture is injected into it with a temperature above 60 ° C. Due to the injection of a hot water-gas mixture with a viscosity significantly higher than the viscosity of the water, the probability of a breakthrough of the working agent to the producing wells is reduced. Highly permeable channels are filled with a viscous water-gas mixture, filtration resistance increases as it moves along the pore space, injection pressure increases, thereby low-permeable oil-saturated interlayers and reservoir zones are heated but not covered by the effect of in-situ combustion. At a water well of a production well of 99%, it is closed, making it possible to move the hot water-gas mixture into areas adjacent to the heated zone, warming and displacing the high viscosity oil or natural bitumen located in them to more distant production wells. In this way, heat is transferred from the high temperature zone to the low temperature zone without heat loss to heat the working agent in reservoir conditions, which makes it possible to cover large areas exceeding the size of the initial section and put into operation a larger number of production wells. Ultimately, this leads to an increase in the oil recovery coefficient of the reservoir.
При закачке горячей водогазовой смеси из-за высоких фильтрационных сопротивлений движению пластовое давление на линии нагнетания значительно выше, чем при закачке горячей воды, что ведет к увеличению депрессии на забое добывающей скважины. В связи с высоким газосодержанием водогазовой смеси ее плотность намного ниже плотности воды, что снижает гидростатическое давление столба водогазовой смеси на забой скважины. Указанные факторы позволяют эксплуатировать добывающие скважины в режиме фонтанирования без дополнительных энергозатрат на механизированный отбор жидкости.When injecting a hot water-gas mixture due to high filtration resistance to movement, the reservoir pressure on the injection line is much higher than when injecting hot water, which leads to an increase in depression at the bottom of the producing well. Due to the high gas content of the water-gas mixture, its density is much lower than the density of water, which reduces the hydrostatic pressure of the column of the gas-water mixture at the bottom of the well. These factors make it possible to operate production wells in a gushing mode without additional energy costs for mechanized fluid withdrawal.
С целью сокращения выбросов вредных веществ в атмосферу для приготовления водогазовой смеси используют горячие газообразные продукты горения нефтяного пласта, поступающие на установку подготовки нефти совместно с добываемой жидкостью. На установке подготовки нефти, расположенной на промысле, производят разделение добываемой продукции на газовую и жидкую фазы. Для улучшения процесса разделения жидкости на нефть и воду, ее нагревают. Нагретая и очищенная от нефтепродуктов отделенная вода совместно с отсепарированным горячим газом закачивается в нагнетательные скважины. При этом нет необходимости в очистке газообразных продуктов горения от вредных соединений, содержащихся в них, достигается крупный экологический эффект, защита воздушного бассейна. Достоинством способа является то, что для увеличения нефтеотдачи используется газ, подлежащий утилизации, без дополнительных затрат на его подготовку. Закачку водогазовой смеси можно вести с одновременным использованием компрессорного и насосного оборудования, с применением эжектора, или любыми другими известными способами. Выделяющееся при сжатии газа тепло также с пользой утилизируется для увеличения температуры водогазовой смеси.In order to reduce emissions of harmful substances into the atmosphere, hot gaseous products of combustion of the oil reservoir are used to prepare the water-gas mixture, which are supplied to the oil treatment unit together with the produced fluid. At the oil treatment facility located in the field, the production is separated into gas and liquid phases. To improve the process of separating liquid into oil and water, it is heated. The separated water heated and purified from oil products together with the separated hot gas is pumped into injection wells. At the same time, there is no need to clean the gaseous products of combustion from the harmful compounds contained in them, a major environmental effect is achieved, the protection of the air basin. The advantage of this method is that to increase oil recovery uses gas to be disposed of, without additional costs for its preparation. The gas-water mixture can be injected with the simultaneous use of compressor and pumping equipment, using an ejector, or by any other known methods. The heat released during gas compression is also utilized with advantage to increase the temperature of the gas-water mixture.
С целью стабилизации водогазовой смеси в воду добавляют пенообразующее поверхностно-активное вещество.In order to stabilize the water-gas mixture, a foaming surfactant is added to the water.
Преимущества от закачки в пласт воды, отобранной с установки подготовки нефти: экономия тепловой энергии за счет исключения специального нагрева воды, экономия затрат за счет исключения технологического оборудования для нагрева воды.The advantages of injecting water taken from the oil treatment unit into the reservoir: saving heat energy by eliminating special heating of water, saving costs by eliminating process equipment for heating water.
Согласно предлагаемому способу с полезным эффектом используется тепло установки подготовки нефти, изолируются ее отходы, при этом горячая вода используется в качестве теплоносителя. Попутно добываемая вода переходит в продуктивные нефтяные пласты в химически родственную среду, поэтому загрязнения нефтяного пласта не происходит.According to the proposed method, the heat of the oil treatment unit is used with a beneficial effect, its waste is isolated, while hot water is used as a heat carrier. Along the way, the produced water goes into productive oil reservoirs in a chemically related environment, so pollution of the oil reservoir does not occur.
Новизной является то, что в качестве газовой фазы для водогазовой смеси используются горячие газообразные продукты горения нефтяного пласта, отобранные с установки подготовки нефти, дополнительно нагреваемые при их сжатии.The novelty is that as the gas phase for the gas-water mixture, hot gaseous products of combustion of the oil reservoir are used, selected from the oil treatment unit, additionally heated during their compression.
Пример 1. Разрабатывают участок нефтяной залежи площадью 4,5 га с 18 добывающими и 2 нагнетательными скважинами методом пластового горения до извлечения 45% от начальных извлекаемых запасов, составляющих 103,4 тыс.т нефти. Коллектор сложен рыхлым слабосцементированным песчаником, эффективная толщина которого в пределах данного участка в среднем составляет 10,8 м, пористость 30%, проницаемость 0,52 мкм2; глубина залежи 68-70 м; остаточная после прохождения фронта горения пластовая температура 82°С; пластовое давление 0,53 МПа; нефтенасыщенность 73%; вязкость нефти в пластовых условиях при t=82°С составляет 20-50 мПа*сек.Example 1. Develop a section of oil deposits with an area of 4.5 hectares with 18 producing and 2 injection wells by the method of reservoir combustion to extract 45% of the initial recoverable reserves of 103.4 thousand tons of oil. The collector is composed of loose, slightly cemented sandstone, the effective thickness of which within this section is on average 10.8 m, porosity 30%, permeability 0.52 μm 2 ; depth of the deposit is 68-70 m; residual formation temperature 82 ° C after passing through the combustion front; reservoir pressure 0.53 MPa; oil saturation 73%; the viscosity of the oil in reservoir conditions at t = 82 ° C is 20-50 MPa * sec.
После прорыва в добывающие скважины закачиваемого воздуха и газообразных продуктов горения и значительного снижения их дебита при внутрипластовом горении прекращают закачку воздуха и начинают процесс закачки водогазовой смеси температурой не ниже 60°С. Водогазовую смесь закачивают через как минимум 1 нагнетательную скважину в среднегодовом объеме 20-50 тыс.м3 воды и 50-100 нм3 газообразных продуктов горения нефтяного пласта. Отбирают нефть из залежи 18 добывающих скважин фонтанным способом.After a breakthrough of injected air and gaseous combustion products into production wells and a significant decrease in their flow rate during in-situ combustion, the air injection is stopped and the water-gas mixture is injected with a temperature of at least 60 ° C. The gas-gas mixture is pumped through at least 1 injection well in an average annual volume of 20-50 thousand m 3 of water and 50-100 nm 3 of gaseous products of combustion of the oil reservoir. Oil is taken from the reservoir 18 of the producing wells in a fountain way.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011105603/03A RU2457322C1 (en) | 2011-02-15 | 2011-02-15 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011105603/03A RU2457322C1 (en) | 2011-02-15 | 2011-02-15 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2457322C1 true RU2457322C1 (en) | 2012-07-27 |
Family
ID=46850740
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011105603/03A RU2457322C1 (en) | 2011-02-15 | 2011-02-15 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2457322C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534306C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU860553C (en) * | 1979-06-19 | 1996-01-20 | Ю.В. Желтов | Method of mining oil pool |
| RU2055170C1 (en) * | 1993-05-18 | 1996-02-27 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт | Method for stimulation of oil recovery |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2065935C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-27 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method of developing oil pool |
| RU2312983C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method to develop oil deposit with gas cap (variants) |
| WO2009038777A1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-03-26 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
| RU2403383C1 (en) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Oil deposit development method |
-
2011
- 2011-02-15 RU RU2011105603/03A patent/RU2457322C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU860553C (en) * | 1979-06-19 | 1996-01-20 | Ю.В. Желтов | Method of mining oil pool |
| RU2060378C1 (en) * | 1993-04-06 | 1996-05-20 | Александр Константинович Шевченко | Method for developing oil stratum |
| RU2055170C1 (en) * | 1993-05-18 | 1996-02-27 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский геологоразведочный институт | Method for stimulation of oil recovery |
| RU2065935C1 (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-27 | Акционерное общество открытого типа "Булгарнефть" | Method of developing oil pool |
| RU2312983C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method to develop oil deposit with gas cap (variants) |
| WO2009038777A1 (en) * | 2007-09-18 | 2009-03-26 | Vast Power Portfolio, Llc | Heavy oil recovery with fluid water and carbon dioxide |
| RU2403383C1 (en) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Oil deposit development method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2534306C1 (en) * | 2013-10-04 | 2014-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil deposit development by thermal and water-gas simulation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| Zhou et al. | The dominant mechanism of enhanced heavy oil recovery by chemical flooding in a two-dimensional physical model | |
| Shakiba et al. | Investigation of oil recovery and CO2 storage during secondary and tertiary injection of carbonated water in an Iranian carbonate oil reservoir | |
| Holm | CO2 flooding: its time has come | |
| US6325147B1 (en) | Enhanced oil recovery process with combined injection of an aqueous phase and of at least partially water-miscible gas | |
| US8215392B2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery | |
| US10851632B2 (en) | Heat scavenging method for thermal recovery process | |
| GB1563788A (en) | Process for recovering oil from a subterranean resevoir bymeans of injection of steam | |
| EA032858B1 (en) | Method for fracturing a formation in a reservoir | |
| US20190093463A1 (en) | Hydraulic Fracturing with Nanobubbles | |
| Ma et al. | Evaluation of the effectiveness of chemical flooding using heterogeneous sandpack flood test | |
| Pei et al. | Effect of polymer on the interaction of alkali with heavy oil and its use in improving oil recovery | |
| Seyyedi et al. | Experimental investigation of the coupling impacts of new gaseous phase formation and wettability alteration on improved oil recovery by CWI | |
| EA027516B1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| Song et al. | Effect of water injection on subsequent polymer floods in viscous oil reservoirs | |
| EA024787B1 (en) | Oil recovery process | |
| RU2457322C1 (en) | Oil deposit development method | |
| Jin | Principles of enhanced oil recovery | |
| EA028262B1 (en) | Petroleum recovery process and system | |
| RU2109133C1 (en) | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves | |
| EA032749B1 (en) | Petroleum recovery process | |
| RU2223398C1 (en) | Process of recovery of viscous oil or bitumen from formation | |
| US20220364441A1 (en) | Systems, Methods and Devices for Geologic Storage of CO2 from Modular Point Sources | |
| Han | Optimum Water-Alternating-Gas (CO 2-WAG) Injection in the Bakken Formation | |
| Zhang et al. | Laboratory investigation of enhanced light-oil recovery by CO/Flue gas huff-n-puff process |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140216 |