RU2490437C1 - Procedure for development of hydrocarbon deposit - Google Patents
Procedure for development of hydrocarbon deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2490437C1 RU2490437C1 RU2012102312/03A RU2012102312A RU2490437C1 RU 2490437 C1 RU2490437 C1 RU 2490437C1 RU 2012102312/03 A RU2012102312/03 A RU 2012102312/03A RU 2012102312 A RU2012102312 A RU 2012102312A RU 2490437 C1 RU2490437 C1 RU 2490437C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- gas
- reservoir
- liquefied gas
- oil
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки месторождений углеводородов и направлено на повышение эффективности разработки залежей трудноизвлекаемых запасов нефти, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, закачка воды в которые невозможна.The invention relates to the field of development of hydrocarbon deposits and is aimed at increasing the efficiency of developing deposits of hard-to-recover oil reserves confined to low-permeable terrigenous reservoir rocks with a high content of clay fractions, water injection into which is impossible.
Известен способ разработки нефтяных залежей, включающий размещение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющей жидкости через нагнетательные и отбор продукции через добывающие скважины, при этом в процессе разработки определяют скорость обводнения добываемой продукции, а на поздней стадии разработки нефтяных залежей в зависимости от скорости обводнения добываемой продукции при эксплуатации скважин поэтапно переводят под нагнетание в первую очередь обводнившиеся. добывающие скважины первой группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 15-20%, или проводят их ликвидацию, затем переводят скважины второй группы, обводненность продукции которых за год увеличивается на 5-15% с предварительной закачкой оторочки загущенного вытесняющего агента, затем переводят скважины третьей группы, расположенные ближе к стягивающим рядам добывающих скважин и застойным зонам нефти, обводненность продукции которых за год увеличивается на 1-5% (RU 2381354).A known method of developing oil deposits, including the placement of production and injection wells, injection of displacing fluid through injection and selection of products through production wells, while in the process of development determine the rate of watering of produced products, and at a late stage of development of oil deposits, depending on the rate of watering of produced products during operation of wells, waterlogged, first of all, are gradually phased in for injection. production wells of the first group, the water cut of which increases by 15-20% per year, or is liquidated, then the wells of the second group are transferred, the water cut of which increases by 5-15% per year with preliminary injection of the rim of the thickened displacing agent, then the wells are transferred the third group, located closer to the tightening rows of production wells and stagnant zones of oil, the water cut of which increases by 1-5% per year (RU 2381354).
Недостатком известного способа является низкий коэффициент нефтеотдачи при разработке месторождений с повышенным содержанием глинистых фракций, что обусловлено реакцией, протекающей между глинистыми породами и водой, в результате которой глина, содержащаяся в породе, «разбухает», что приводит к полной потере фильтрационной способности.The disadvantage of this method is the low oil recovery coefficient in the development of deposits with a high content of clay fractions, which is due to the reaction between clay rocks and water, as a result of which the clay contained in the rock "swells", which leads to a complete loss of filtration capacity.
Также известен способ разработки залежи углеводородного сырья путем поддержания пластового давления закачкой попутного газа через нагнетательные скважины в поглощающий горизонт, в качестве которого используют пласт, содержащий остаточные нефть и/или газ и/или пластовую воду, расположенный ниже продуктивного пласта (RU 2416023).Also known is a method of developing a hydrocarbon deposit by maintaining reservoir pressure by pumping associated gas through injection wells into an absorbing horizon, which is used as a reservoir containing residual oil and / or gas and / or produced water located below the reservoir (RU 2416023).
Указанный способ предусматривает поддержание начального давления закачки попутного газа не ниже давления раскрытия природных трещин, имеющихся в поглощающем горизонте, регистрацию изменения объемов и давления закачиваемого попутного газа, причем после стабилизации режимов закачки делают вывод о влиянии закачки попутного газа на продуктивный пласт, создают в продуктивном пласте давление, превышающее его начальное значение, и при отсутствии влияния закачки попутного газа на продуктивный пласт закачивают попутный газ в дополнительные приемные пласты.The specified method involves maintaining the initial injection pressure of associated gas not lower than the opening pressure of natural cracks in the absorbing horizon, recording changes in the volumes and pressure of the injected associated gas, and after stabilization of the injection regimes, it is concluded that the associated gas injection affects the reservoir, create in the reservoir pressure exceeding its initial value, and in the absence of the influence of associated gas injection on the reservoir, associated gas is pumped into additional receiving layers.
Известный способ позволяет повысить эффективность процесса поддержания аномально высокого пластового давления и, как следствие, увеличить степень нефтеизвлечения.The known method allows to increase the efficiency of the process of maintaining an abnormally high reservoir pressure and, as a result, to increase the degree of oil recovery.
Однако данный способ не обеспечивает протекание режима «поршневого» вытеснения нефти, так как газ в силу своей высокой подвижности опережает фронт вытесняемого флюида, достигая тем самым эффекта смешивания, но, не достигая эффекта вытеснения.However, this method does not ensure the flow of the "piston" oil displacement, since the gas, due to its high mobility, is ahead of the front of the displaced fluid, thereby achieving a mixing effect, but without achieving the displacement effect.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому способу является способ разработки нефтяных залежей, относящиеся к группе методов смешивающегося вытеснения, предусматривающие использование в качестве вытесняющего агента сжиженного нефтяного газа (М.М. Иванова и др., Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа, «Недра», 1985, с.202-203).Of the known technical solutions, the closest to the proposed method is a method of developing oil deposits, belonging to the group of miscible displacement methods, involving the use of liquefied petroleum gas as a displacing agent (M.M. Ivanova et al., Oil and gas field geology and geological fundamentals of oil field development and gas, "Nedra", 1985, p.202-203).
Недостатком известного способа является его малая эффективность и ограниченные возможности применения. Способ эффективен только при определенных компонентных и фазовых составах нефти и давлении, при котором может происходить процесс смешивания. Применение рассматриваемого способа целесообразно для залежей с большими глубинами залегания пластов, при вязкости нефти менее 5 мПас и при толщине пластов до 10-15 м.The disadvantage of this method is its low efficiency and limited application. The method is effective only with certain component and phase compositions of oil and pressure at which a mixing process can occur. The application of the method under consideration is advisable for deposits with large depths of occurrence of layers, with an oil viscosity of less than 5 mPas and with a thickness of layers of up to 10-15 m
Недостатком всех известных способов смешивающегося вытеснения является воздействие на пласт только за счет поддержания пластового давления и влияния на вязкость нефти.The disadvantage of all known methods of miscible displacement is the impact on the reservoir only by maintaining reservoir pressure and affecting the viscosity of the oil.
В основу настоящего изобретения положена задача создания способа разработки месторождений углеводородов, приуроченных к низкопроницаемым терригенным породам-коллекторам с повышенным содержанием глинистых фракций, обеспечивающего повышение эффективности освоения трудноизвлекаемых запасов нефти и увеличение нефтеотдачи глинисто-сланцевых и песчано-глинистых пластов за счет реализации режима газо-жидкостного смешивающе-поршневого вытеснения импульсным воздействием на пласт и, как следствие, вовлечение в разработку дополнительных объемов условно связанной нефти.The basis of the present invention is the creation of a method of developing hydrocarbon deposits confined to low-permeable terrigenous rocks-reservoirs with a high content of clay fractions, providing increased efficiency in the development of hard-to-recover oil reserves and an increase in oil recovery from shale and sand-clay formations due to the implementation of the gas-liquid regime mixing-piston displacement by impulse action on the formation and, as a result, involvement in the development of additional amounts conventionally associated oil.
Поставленная задача достигается тем, что в способе разработки залежи углеводородного сырья после падения пластового давления до начального значения или ниже производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины газа в газообразной фазе под давлением, превышающим пластовое давление в 1,2-2,0 раза, с обеспечением режима смешивающегося вытеснения до стабилизации дебитов нефти в добывающих скважинах, после чего при понижении пластового давления до начального пластового производят закачку в поглощающий горизонт через нагнетательные скважины сжиженного газа под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения пластового флюида до точки фазового перехода закачиваемого сжиженного газа в газообразное состояние, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку газа в газообразной фазе и сжиженного газа осуществляют в циклическом режиме.The problem is achieved in that in the method of developing a hydrocarbon deposit after the formation pressure drops to the initial value or lower, gas is injected into the absorbing horizon through the injection wells in the gaseous phase under a pressure 1.2-2.0 times higher than the reservoir pressure providing a mode of miscible displacement until stabilization of oil production in production wells, after which, when the reservoir pressure is reduced to the initial reservoir, injection into the absorbing horizon through non-producing wells of liquefied gas under pressure, providing the maximum possible radius of piston displacement of the formation fluid to the phase transition point of the injected liquefied gas into a gaseous state, determined by thermobaric reservoir conditions, with a further transition to the mixing displacement mode, while gas is injected in the gaseous phase and liquefied gas cyclic mode.
А также тем, что давление закачки сжиженного газа превышает пластовое давление в 2-2,5 раза.And also because the injection pressure of liquefied gas exceeds the reservoir pressure by 2-2.5 times.
Сущность изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 приведена принципиальная схема реализации способа, на фиг.2 приведена диаграмма изменения пластового давления во времени.The invention is illustrated in the drawing, where figure 1 shows a schematic diagram of the implementation of the method, figure 2 shows a diagram of changes in reservoir pressure over time.
На фиг 1. отображено размещение нагнетательной 1 и добывающей 2 скважин.In Fig 1. shows the location of the
Сущность предлагаемого способа заключается в импульсной циклической закачке в продуктивный (целевой) пласт газа, попеременно, в жидкой и газообразной фазах.The essence of the proposed method consists in a pulsed cyclic injection into a productive (target) layer of gas, alternately, in the liquid and gaseous phases.
В период разработки залежи без поддержания пластового давления после падения его значения до начального значения или ниже в первой фазе цикла в продуктивный пласт закачивают под давлением газ в газообразном состоянии до стабилизации дебитов нефти в соседних добывающих скважинах. При понижении дебитов в пласт начинают закачивать сжиженный газ для обеспечения режима поршневого вытеснения до достижения дебитов добывающих скважин планируемого уровня, после чего вновь закачивают газ в газообразной фазе.During the development of the reservoir without maintaining reservoir pressure after its value drops to the initial value or lower in the first phase of the cycle, gas in a gaseous state is pumped into the reservoir under pressure until oil production rates in neighboring production wells are stabilized. With a decrease in flow rates, liquefied gas is pumped into the reservoir to ensure piston displacement until the production wells of the planned level are reached, after which gas is again pumped in the gaseous phase.
При закачке в нагнетательные скважины 1 сжиженного газа под давлением, значительно превышающим пластовое (от 2 до 2.5 раз), в ближней зоне нагнетательных скважин происходит поршневое вытеснение закаченным газом пластового флюида (фиг.1). При дальнейшем продвижении закаченного газа по пласту в сторону добывающей скважины сжиженный газ переходит в газообразное состояние и с этого радиуса начинается смешивающееся вытеснение, закаченный попутный газ растворяется в нефти, улучшая тем самым ее реологические свойства (подвижность) и поддерживая пластовое давление. Далее продолжают закачивать технический газ в газообразном состоянии под давлением, превышающим пластовое в 1.2-2,0 раза. Когда давление в пласте за счет интенсивных отборов нефти снижается до нормального пластового, цикл начинают заново, закачивая сжиженный газ.When liquefied gas is injected into
После закачки газа в жидком состоянии на определенном расстоянии от нагнетательной скважины, которое зависит от термобарических условий пласта, происходит фазовый переход закачиваемого жидкого газа в газообразное состояние. Таким образом, в этой зоне будет происходить переход от поршневого вытеснения пластового флюида к смешивающемуся вытеснению, обусловленному растворением нагнетаемого газа в пластовой нефти. Радиус поршневого вытеснения будет постепенно увеличиваться в соответствии с объемами нагнетаемого газа и длительностью воздействия.After injecting gas in a liquid state at a certain distance from the injection well, which depends on the thermobaric conditions of the formation, a phase transition of the injected liquid gas into a gaseous state occurs. Thus, in this zone, there will be a transition from piston displacement of the formation fluid to miscible displacement due to the dissolution of the injected gas in the formation oil. The piston displacement radius will gradually increase in accordance with the volumes of injected gas and the duration of exposure.
При фазовом переходе объем нагнетаемого флюида увеличивается от нескольких раз до нескольких сот раз, тем самым выделяется дополнительная энергия, воздействующая на нефть для ее вытеснения, а также улучшаются реологические свойства (текучесть) нефти.During the phase transition, the volume of injected fluid increases from several times to several hundred times, thereby additional energy is released that acts on the oil to displace it, and the rheological properties (fluidity) of the oil are improved.
Состав закачиваемого газа не имеет решающего значения, однако наиболее эффективным будет нагнетание сжиженного попутного нефтяного газа или сжиженного атмосферного воздуха.The composition of the injected gas is not critical, but the injection of liquefied petroleum gas or liquefied atmospheric air will be most effective.
В добывающей скважине целесообразно проводить замеры пластового давления и регулировать темпы отбора пластовой нефти с тем, чтобы давление успевало восстанавливаться. Закачка сжиженного газа должна полностью компенсировать падение давления за счет добычи нефти через эксплуатационную скважину.In the production well, it is advisable to measure formation pressure and adjust the rate of formation oil so that the pressure has time to recover. The injection of liquefied gas should fully compensate for the pressure drop due to oil production through the production well.
Поршневой эффект дополняется разжижением пластовой нефти, что приводит к увеличению дебитов на добывающей скважине. В течение времени, зона, в которой нагнетаемый газ находится в жидком состоянии, увеличивает свой радиус за счет повышения пластового давления и уменьшения пластовой температуры. Поршневой эффект вытеснения нефти нагнетаемым флюидом в течение времени разработки залежи имеет тенденцию к возрастанию и, например, в условиях баженовской свиты может составлять от 25 до 500 метров.The piston effect is complemented by the dilution of reservoir oil, which leads to an increase in production rates at the producing well. Over time, the zone in which the injected gas is in a liquid state increases its radius by increasing the reservoir pressure and decreasing the reservoir temperature. The piston effect of oil displacement by the injected fluid during the development of the reservoir tends to increase and, for example, in the Bazhenov formation can be from 25 to 500 meters.
Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает:Thus, the proposed method provides:
- поддержание пластового давления на необходимом для эффективной разработки уровне;- maintaining reservoir pressure at the level necessary for effective development;
- поршневое вытеснение пластовой нефти закачиваемым сжиженным газом;- piston displacement of reservoir oil by injected liquefied gas;
- при фазовом переходе сжиженного газа в газообразное состояние он растворяется в пластовой нефти, тем самым увеличивая ее подвижность.- during the phase transition of liquefied gas to a gaseous state, it dissolves in the reservoir oil, thereby increasing its mobility.
- при фазовом переходе за счет увеличения объема газа в поровой среде возникает дополнительное давление.- during a phase transition due to an increase in gas volume in the pore medium, additional pressure arises.
Применение данного способа позволит избежать проблем, связанных с разбуханием глины из-за реакции с водой, увеличит коэффициент извлечения нефти за счет поршневого вытеснения нефти сжиженным газом, обеспечит поддержание пластового давления на необходимом уровне и улучшит реологические свойства (увеличить подвижность) насыщающей пласт нефти в режиме смешивающегося вытеснения.The application of this method will avoid the problems associated with clay swelling due to a reaction with water, increase the oil recovery rate due to piston displacement of oil by liquefied gas, ensure that the reservoir pressure is maintained at the required level and improve the rheological properties (increase mobility) of the oil saturating the reservoir in the mode miscible displacement.
Данный способ также полностью исключает обводнение добываемой жидкости.This method also completely eliminates the flooding of the produced fluid.
Ниже приведен конкретный пример реализации способа на примере организации воздействия на пласт на Средне-Назымском нефтяном месторождении. Целевым пластом при проведении опытных работ были выбраны отложения нижнетутлеймской подсвиты (аналог баженовской свиты), характеризующиеся следующими параметрами: общая мощность составляет 21 м, начальное пластовое давление 3,39*104 МПа, пластовая температура 115°С, интегральный коэффициент открытой пористости был принят 7%, а коэффициент проницаемости изменяется в пределах 0,1-10*10-15 м2. Отложения представлены коричневато-черными аргиллитами а также глинистыми и глинисто-кремнистыми известняками, прослоями битуминозных глинистых сланцев и обладают очень низкими коллекторскими свойствами. Эти параметры целевого пласта позволяют отнести связанные с ним запасы нефти к категории трудно извлекаемых. Опытные работы проводились на двух скважинах №219 и №3000, расположенных на расстоянии 250 м. Скважина №219 использовалась как нагнетательная, а №3000 как эксплуатационная. После начала эксплуатации скважины №3000 давление в ней снизилось до 2,6 МПа, а в скв. №219 - снизилось до 2,8 МПа. Средний дебит в начальный период добычи составил 35 т/с, затем снизился до 4 т/с. На I фазе поддержания пластового давления после воздействия на пласт через нагнетательную скв. №219, путем закачки газа в газообразном состоянии под давлением 5,0 МПа, давление в скважине №3000 выросло до 3,2 МПа, а устойчивый дебит возрос до 17 т/с. После прекращения закачки газа в газообразной фазе давление в пласте по замерам в скважине №219 опять снизилось до пластового начального, а дебит в добывающей скв. №3000 снизился до 7 т/с.Длительность первой фазы составила 51 сутки. II фазой воздействия на пласт стала закачка газа в жидкой фазе под давлением 6,9 МПа, в результате чего давление в эксплуатационной скважине №3000 повысилось до 3,2 МПа, а дебит увеличился до 23 т/с. Длительность второй фазы составила 78 суток. Радиус поршневого вытеснения составил по расчетам около 100 метров.The following is a specific example of the implementation of the method on the example of the organization of the impact on the reservoir at the Sredne-Nazym oil field. Deposits of the Lower Tutleim formation (an analogue of the Bazhenov formation) were selected as the target reservoir during the experimental work: they are characterized by the following parameters: total thickness is 21 m, initial reservoir pressure is 3.39 * 10 4 MPa, reservoir temperature is 115 ° C, and the integrated coefficient of open porosity was adopted 7%, and the permeability coefficient varies between 0.1-10 * 10 -15 m 2 . The deposits are represented by brownish-black mudstones as well as clayey and clayey-siliceous limestones, interlayers of tar shale and have very low reservoir properties. These parameters of the target reservoir make it possible to attribute the oil reserves associated with it to the category of hardly recoverable. Experimental work was carried out at two wells No. 219 and No. 3000, located at a distance of 250 m. Well No. 219 was used as injection and No. 3000 as production. After the start of operation of well No. 3000, the pressure in it decreased to 2.6 MPa, and in the well. No. 219 - decreased to 2.8 MPa. The average flow rate in the initial period of production was 35 t / s, then decreased to 4 t / s. In phase I, the maintenance of reservoir pressure after exposure to the reservoir through the injection well. No. 219, by injecting gas in a gaseous state under a pressure of 5.0 MPa, the pressure in well No. 3000 increased to 3.2 MPa, and a steady flow rate increased to 17 t / s. After the cessation of gas injection in the gaseous phase, the pressure in the reservoir by measurements in well No. 219 again decreased to the initial reservoir, and the flow rate in the producing well. No. 3000 decreased to 7 t / s. The duration of the first phase was 51 days. The second phase of the stimulation of the formation was gas injection in the liquid phase under a pressure of 6.9 MPa, as a result of which the pressure in production well No. 3000 increased to 3.2 MPa, and the flow rate increased to 23 t / s. The duration of the second phase was 78 days. The radius of the piston displacement was estimated at about 100 meters.
Таким образом, предложенный способ показал свою эффективность при разработке трудноизвлекаемых нефти, связанных с залежами, приуроченными к коллекторам с низкими фильтрационно-емкостными свойствами.Thus, the proposed method has shown its effectiveness in the development of hard-to-recover oil associated with reservoirs confined to reservoirs with low filtration-capacitive properties.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012102312/03A RU2490437C1 (en) | 2012-01-24 | 2012-01-24 | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012102312/03A RU2490437C1 (en) | 2012-01-24 | 2012-01-24 | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2490437C1 true RU2490437C1 (en) | 2013-08-20 |
Family
ID=49162860
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012102312/03A RU2490437C1 (en) | 2012-01-24 | 2012-01-24 | Procedure for development of hydrocarbon deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2490437C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541961C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-02-20 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ТИНГ) | Method for oil mobility improvement due to recovery of formation pressure and gas resolution in oil |
| RU2732936C2 (en) * | 2019-01-29 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive low-permeable bed |
| RU2750458C1 (en) * | 2020-12-30 | 2021-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU634596A1 (en) * | 1976-02-18 | 1979-01-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method of excavating gas-condensate field |
| RU2043485C1 (en) * | 1992-04-29 | 1995-09-10 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method for increase of condensate recovery in development of gas-condensate pool |
| RU2117753C1 (en) * | 1996-12-19 | 1998-08-20 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2170342C1 (en) * | 2000-12-07 | 2001-07-10 | Кашик Алексей Сергеевич | Process of exploitation of multipool oil deposit |
| CN101387195A (en) * | 2007-09-14 | 2009-03-18 | 刘坤芳 | Reverse-branch Hole gravity oil drainage extraction technology |
-
2012
- 2012-01-24 RU RU2012102312/03A patent/RU2490437C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU634596A1 (en) * | 1976-02-18 | 1979-01-30 | Всесоюзный научно-исследовательский институт природных газов | Method of excavating gas-condensate field |
| RU2043485C1 (en) * | 1992-04-29 | 1995-09-10 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Method for increase of condensate recovery in development of gas-condensate pool |
| RU2117753C1 (en) * | 1996-12-19 | 1998-08-20 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2170342C1 (en) * | 2000-12-07 | 2001-07-10 | Кашик Алексей Сергеевич | Process of exploitation of multipool oil deposit |
| CN101387195A (en) * | 2007-09-14 | 2009-03-18 | 刘坤芳 | Reverse-branch Hole gravity oil drainage extraction technology |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ИВАНОВА М.М. и др. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1985, с.202-203. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2541961C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-02-20 | Закрытое акционерное общество "Тюменский институт нефти и газа" (ТИНГ) | Method for oil mobility improvement due to recovery of formation pressure and gas resolution in oil |
| RU2732936C2 (en) * | 2019-01-29 | 2020-09-24 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of productive low-permeable bed |
| RU2750458C1 (en) * | 2020-12-30 | 2021-06-28 | Общество с ограниченной ответственностью «Газпромнефть Научно-Технический Центр» (ООО «Газпромнефть НТЦ») | Method for developing hydrocarbon deposits by cyclic gas injection |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Shakiba et al. | Investigation of oil recovery and CO2 storage during secondary and tertiary injection of carbonated water in an Iranian carbonate oil reservoir | |
| US8215392B2 (en) | Gas-assisted gravity drainage (GAGD) process for improved oil recovery | |
| US9488040B2 (en) | Cyclic solvent hydrocarbon recovery process using an advance-retreat movement of the injectant | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US9982520B2 (en) | Oil recovery method | |
| RU2656282C2 (en) | Method, system and composition for producing oil | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CA2872120C (en) | Recovering hydrocarbons from an underground reservoir | |
| MX2011003125A (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation. | |
| Chang et al. | The use of oil-soluble polymers to enhance oil recovery in hard to recover hydrocarbons reserves | |
| RU2490437C1 (en) | Procedure for development of hydrocarbon deposit | |
| WO2016090089A1 (en) | Hydrocarbon recovery using complex water and carbon dioxide emulsions | |
| US3480081A (en) | Pressure pulsing oil production process | |
| Zhao et al. | Performance improvement of CO2 flooding using production controls in 3D areal heterogeneous models: Experimental and numerical simulations | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| Chen et al. | Experimental study on injection strategy of CO2 Near-miscible flooding in low permeability reservoirs with high water cut | |
| RU2737455C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of formation in conditions of high-dissected high-conductivity reservoir with low stress contrast of bridges | |
| US3251413A (en) | Secondary recovery from plural producing horizons | |
| Amadi et al. | Understanding water cut trends in Permian Basin unconventional reservoirs and their relationship to development and production strategies | |
| US11739620B1 (en) | Methodology to improve the efficiency of gravity drainage CO2 gas injection processes | |
| RU2483201C1 (en) | Method for increasing oil recovery of production wells | |
| RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
| RU2706978C2 (en) | Polymer flooding method in a weakly cemented manifold | |
| RU2696686C2 (en) | Method of treatment of bottomhole zone of wells in order to intensify oil and gas production |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20140620 |
|
| RH4A | Copy of patent granted that was duplicated for the russian federation |
Effective date: 20141114 |
|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20160805 |