RU2661513C1 - Method of processing low-drained areas of oil drawings - Google Patents
Method of processing low-drained areas of oil drawings Download PDFInfo
- Publication number
- RU2661513C1 RU2661513C1 RU2017125791A RU2017125791A RU2661513C1 RU 2661513 C1 RU2661513 C1 RU 2661513C1 RU 2017125791 A RU2017125791 A RU 2017125791A RU 2017125791 A RU2017125791 A RU 2017125791A RU 2661513 C1 RU2661513 C1 RU 2661513C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- wells
- oil
- temperature
- magnesium
- Prior art date
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/2405—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection in association with fracturing or crevice forming processes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of heterogeneous oil deposits with the presence of weakly drained areas.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий бурение и подготовку к эксплуатации по меньшей мере двумя парами скважин, состоящими из нагнетательной скважины, которая заканчивается в залежи, и добывающей скважины, которая заканчивается в залежи ниже уровня нагнетательной скважины, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. Для увеличения проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважиной перед пуском в эксплуатацию в каждой скважине производят гидроразрыв с закачкой слоя пропанта (патент РФ №2310744, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.11.2007). A known method of developing a multilayer oil reservoir, including drilling and preparing for operation by at least two pairs of wells, consisting of an injection well that ends in the reservoir, and a production well that ends in a reservoir below the level of the injection well, creates a permeable zone between the injection and production wells, pumping coolant into the injection well and simultaneously taking hydrocarbons from the producing well. To increase the permeable zone between the production and injection wells before commissioning in each well, hydraulic fracturing is carried out with the injection of a layer of proppant (RF patent No. 2310744, CL EV 43/24, publ. 20.11.2007).
Недостатком известного способа является то, что в процессе добычи закачанный пропант может выноситься из добывающих скважин высоковязкой углеводородной жидкостью. Вынос пропанта приводит к смыканию трещин, образованных при гидроразрыве, уменьшению проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, снижению добычи и, соответственно, уменьшению коэффициента нефтеизвлечения.The disadvantage of this method is that in the production process, the injected proppant can be carried out from production wells by a highly viscous hydrocarbon fluid. The removal of proppant leads to the closure of cracks formed during hydraulic fracturing, a decrease in the permeable zone between the producing and injection wells, a decrease in production and, accordingly, a decrease in the oil recovery coefficient.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является способ добычи высоковязкой нефти и битума, включающий разработку залежи по меньшей мере одной парой скважин, состоящей из нагнетательной скважины, воздействующей на кровельную часть продуктивного пласта, и добывающей скважины, эксплуатирующей подошвенную часть продуктивного пласта, проведение гидроразрыва с закачкой пропанта в каждую скважину, создание проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, закачку теплоносителя в нагнетательную скважину и одновременный отбор углеводородов из добывающей скважины. В известном способе при проведении гидроразрыва используют пропант, смешанный с гранулированным магнием в соотношении от 5:1 до 2:1, а после смеси пропанта и гранулированного магния производят закачивание соляной кислоты в количестве, достаточном для полного реагирования гранулированного магния (патент РФ №2387821, кл. Е21В43/24, опубл. 27.04.2010 - прототип).Closest to the technical nature of the proposed method is a method of producing highly viscous oil and bitumen, including the development of deposits of at least one pair of wells, consisting of an injection well, acting on the roofing of the reservoir, and a producing well, operating the bottom of the reservoir, hydraulic fracturing with the injection of proppant into each well, the creation of a permeable zone between the injection and production wells, the injection of coolant into the injection well fluid and the simultaneous selection of hydrocarbons from the producing well. In the known method, when carrying out hydraulic fracturing, proppant mixed with granular magnesium in a ratio of 5: 1 to 2: 1 is used, and after a mixture of proppant and granular magnesium, hydrochloric acid is pumped in an amount sufficient to fully react granular magnesium (RF patent No. 2387821, C. E21B43 / 24, publ. 04/27/2010 - prototype).
Известный способ позволяет повысить эффективность добычи высоковязкой нефти и битума из подземной залежи за счет предотвращения выноса пропанта и сохранения полученного после гидроразрыва размера проницаемой зоны между добывающей и нагнетательной скважинами, а также за счет предотвращения выноса породы из призабойной зоны добывающей скважины и ускорения создания проницаемой зоны между нагнетательной и добывающей скважинами, но не предусматривает выработку слабодренируемых участков нефтяной залежи с высокими значениями остаточных запасов нефти.The known method allows to increase the efficiency of production of highly viscous oil and bitumen from an underground deposit by preventing proppant removal and maintaining the size of the permeable zone obtained between the production and injection wells after fracturing, as well as by preventing the removal of rock from the bottom-hole zone of the production well and accelerating the creation of a permeable zone between injection and producing wells, but does not provide for the development of weakly drained sections of the oil reservoir with high residual values x oil reserves.
В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of weakly drained sections of the oil reservoir.
Задача решается тем, что в способе выработки слабодренируемых участков нефтяной залежи, включающем выработку запасов нефти скважинами, проведение исследований скважин, проведение гидроразрыва пласта, применение внутрипластовой термохимической обработки с использованием гранулированного магния и соляной кислоты, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению подбирают залежь с накопленным отбором нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50%, на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта и строят карты распределения температуры пласта по площади залежи, выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более, предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%, промывают и отбирают продукты реакции, затем на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят гидроразрыв пласта, в котором 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта, причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают, после чего закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью, скважины осваивают и пускают в работу, в дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины.The problem is solved in that in a method for producing weakly drained sections of an oil deposit, including producing oil reserves by wells, conducting well research, conducting hydraulic fracturing, using in-situ thermochemical treatment using granular magnesium and hydrochloric acid, injecting a working agent into injection wells and selecting production from production wells wells, according to the invention select a reservoir with accumulated oil recovery from the initial recoverable reserves of at least 50%, on the well stock, pr drilled on this reservoir, conduct research to determine the current temperature of the reservoir and build maps of the distribution of temperature of the reservoir by the area of the reservoir, identify areas in which the current reservoir temperature is lower than the initial by 5% or more, previously each well of the selected sections is cleaned of deposits on the pipe walls with using sequential injection of granular magnesium in a volume of 20-40% of the volume of the production string and 60-80% of hydrochloric acid with a concentration of 12-18%, the reaction products are washed and selected, then to the wells In the selected areas where there is no oil-water contact, a hydraulic fracturing is carried out, in which 10-40% of the injected proppant by mass is replaced by granular magnesium of the same fraction as the proppant fraction, and first the proppant and magnesium of the larger fraction are pumped, then the size of the injected fraction is sequentially proppant and magnesium are reduced, after which two to four times rims of 12-18% hydrochloric acid are pumped and squeezed with technical fluid, the wells are mastered and put into operation, further development with maintenance of the reservoir tovogo injection pressure lead working agent - water, preheated to a temperature of the sum of the initial reservoir temperature and the calculated heat loss through the wellbore.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Разработка неоднородной нефтяной залежи с наличием слабодренируемых участков характеризуется недовыработкой остаточных запасов, низким коэффициентом охвата пластов и невысокой нефтеотдачей. Существующие технические решения не в полной мере позволяют осуществлять наиболее полную выработку нефти из таких залежей. В предложенном изобретении решается задача повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи. Задача решается следующим образом.The development of a heterogeneous oil reservoir with the presence of poorly drained areas is characterized by underdevelopment of residual reserves, low reservoir coverage coefficient and low oil recovery. Existing technical solutions do not fully allow for the most complete production of oil from such deposits. The proposed invention solves the problem of increasing oil recovery of weakly drained sections of the oil reservoir. The problem is solved as follows.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Залежь нефти разбуривают по проектной сетке добывающими и нагнетательными скважинами, ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку рабочего агента в нагнетательные скважины.An oil deposit is drilled along the design grid by production and injection wells, products are selected from production wells and the working agent is injected into injection wells.
При накопленном отборе нефти от начальных извлекаемых запасов не менее 50% на фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта. По полученным данным строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. По результатам проведенных исследований на залежи выделяют участки, в которых текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и более. Согласно расчётам, если отбор от начальных извлекаемых запасов составляет менее 50%, то разработка залежи может осуществляться и без применения предлагаемых в данном способе мероприятий, требующих операционных затрат, т.к. при этом рассматриваемый способ увеличивает нефтеотдачу незначительно. Согласно исследованиям при текущей температуре пласта менее чем 5% от начальной, эффективность данного способа может быть мала ввиду погрешности оборудования.With the accumulated oil withdrawal from the initial recoverable reserves of at least 50% at the well stock drilled for this reservoir, studies are carried out to determine the current temperature of the reservoir. According to the data obtained, maps of the distribution of reservoir temperature over the area of the reservoir are built. According to the results of the studies, deposits are identified in the deposits in which the current reservoir temperature is 5% or more lower than the initial one. According to the calculations, if the selection from the initial recoverable reserves is less than 50%, then the development of the deposit can be carried out without the use of measures proposed in this method that require operating costs, because while the considered method increases oil recovery slightly. According to studies at a current reservoir temperature of less than 5% of the initial temperature, the effectiveness of this method may be small due to equipment errors.
В процессе эксплуатации скважин на стенках труб образуются асфальто-смолисто-парафиновые отложения, присутствие которых может значительно снизить эффективность гидроразрыва пласта (ГРП). Реакция соляной кислоты с магнием приводит к термохимической реакции с выделением тепла. Поэтому предварительно каждую скважину выделенных участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20-40% от объема эксплуатационной колонны и 60-80% - соляной кислоты с концентрацией 12-18%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Согласно исследованиям при объеме гранулированного магния менее 20%, а, соответственно, кислоты более 80%, получают незначительный эффект ввиду слабого повышения температуры. Аналогично при объеме гранулированного магния более 40%, и, соответственно, кислоты менее 60%, воздействие кислотой снижается, что приводит к неполному растворению магния и уменьшает эффект. Как показали расчеты, концентрация соляной кислоты ниже 12% не дает положительного эффекта, а при концентрации выше 18% приводит к повреждению промыслового оборудования.During the operation of wells on the pipe walls, asphalt-resinous-paraffin deposits are formed, the presence of which can significantly reduce the efficiency of hydraulic fracturing. The reaction of hydrochloric acid with magnesium leads to a thermochemical reaction with the release of heat. Therefore, preliminarily, each well of the selected sections is cleaned of deposits on the pipe walls by successive injection of granular magnesium in the amount of 20-40% of the production string and 60-80% hydrochloric acid with a concentration of 12-18%. Then the reaction products are washed and selected. According to studies, when the volume of granular magnesium is less than 20%, and, accordingly, the acid is more than 80%, they get insignificant effect due to a slight increase in temperature. Similarly, when the volume of granular magnesium is more than 40%, and, accordingly, the acid is less than 60%, exposure to acid is reduced, which leads to incomplete dissolution of magnesium and reduces the effect. According to calculations, the concentration of hydrochloric acid below 12% does not give a positive effect, and at a concentration above 18% it leads to damage to fishing equipment.
Далее на скважинах выделенных участков, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят ГРП. В присутствии водонефтяного контакта появляется риск резкого обводнения скважин после ГРП и необходимость применения водоизоляционных технологий, эффект которых обычно кратковременен. В каждом ГРП 10-40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции, затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают. После этого закачивают два-четыре раза оторочки 12-18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.Next, in the wells of the selected areas where there is no oil-water contact, hydraulic fracturing is carried out. In the presence of water-oil contact, there is a risk of a sharp watering of the wells after hydraulic fracturing and the need to use waterproofing technologies, the effect of which is usually short-lived. In each hydraulic fracturing, 10-40% of the injected proppant by mass is replaced by granular magnesium of the same fraction as the proppant fraction. Moreover, first the proppant and magnesium of the larger fraction are pumped, then the size of the fraction of the injected proppant and magnesium is successively reduced. After that, rims of 12-18% hydrochloric acid are pumped two or four times and squeezed with technical fluid.
Согласно исследованиям замена пропанта на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта на величину менее чем 10% по массе практически не приводит к необходимому повышению температуры в пласте, тогда как более чем 40% снижает эффективность ввиду меньшего количества закачиваемого пропанта, частичного смыкания трещин, а также негативного воздействия высокой температуры на оборудование ГРП. Последовательное уменьшение размера фракции закачиваемого пропанта и магния позволяет закрепить трещины разных размеров, вплоть до мелких. Последующая закачка оторочки соляной кислоты приводит к термохимической реакции с выделением тепла, что позволяет снизить вязкость нефти. Концентрация соляной кислоты ниже 12% не дает положительного эффекта, а при концентрации выше 18% – приводит к повреждению промыслового оборудования.According to studies, the replacement of proppant with granular magnesium of the same fraction as the proppant fraction by less than 10% by mass practically does not lead to the necessary temperature increase in the formation, while more than 40% reduces efficiency due to the smaller amount of proppant injected, partial crack closure as well as the negative effects of high temperature on hydraulic fracturing equipment. Successive reduction in the size of the fraction of injected proppant and magnesium allows fixing cracks of various sizes, up to small ones. Subsequent injection of the rim of hydrochloric acid leads to a thermochemical reaction with the release of heat, which reduces the viscosity of the oil. A concentration of hydrochloric acid below 12% does not give a positive effect, and at a concentration above 18% it leads to damage to fishing equipment.
Затем скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины во избежание охлаждения пласта.Then the wells are mastered and put into operation. In the future, development with maintaining reservoir pressure is carried out by injecting a working agent - water, heated to a temperature that is the sum of the initial reservoir temperature and the estimated heat loss along the wellbore to avoid formation cooling.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи. Development is carried out until the full economically viable development of deposits.
Результатом внедрения данного способа является повышение нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.The result of the implementation of this method is to increase oil recovery of poorly drained sections of the oil reservoir.
Примеры конкретного выполнения способаExamples of specific performance of the method
Пример 1. Залежь нефти представлена неоднородными терригенными отложениями. Абсолютная проницаемость коллектора составляет 50-300 мД, средняя нефтенасыщенная толщина – 6 м, глубина залегания кровли пласта – 1050 м, начальное пластовое давление – 10 МПа, вязкость нефти в пластовых условиях – 50 мПа·с, начальная пластовая температура 30°С. Залежь разбуривают по пятиточечной схеме 23-мя вертикальными скважинами с расстоянием между скважинами 300 м. Ведут отбор продукции из добывающих скважин и закачку сточной воды в нагнетательные скважины. Example 1. An oil reservoir is represented by heterogeneous terrigenous deposits. The absolute permeability of the reservoir is 50-300 mD, the average oil-saturated thickness is 6 m, the depth of the formation roof is 1050 m, the initial reservoir pressure is 10 MPa, the viscosity of the oil in the reservoir is 50 MPa · s, and the initial reservoir temperature is 30 ° C. The deposit is drilled according to a five-point pattern by 23 vertical wells with a distance between the wells of 300 m. Products are being taken from production wells and sewage is pumped into injection wells.
Через 10 лет разработки накопленный отбор нефти от начальных извлекаемых запасов по залежи составил 50%. На фонде скважин, пробуренном на данную залежь, проводят исследования по определению текущей температуры пласта. По полученным данным строят карты распределения температуры пласта по площади залежи. По результатам проведенных исследований на залежи выявляют участок, состоящий из 5 скважин, в котором текущая пластовая температура ниже начальной на 5% и составляет 28,7°С. After 10 years of development, the accumulated oil recovery from the initial recoverable reserves for the reservoir amounted to 50%. At the well stock drilled for this reservoir, studies are being conducted to determine the current temperature of the formation. According to the data obtained, maps of the distribution of reservoir temperature over the area of the reservoir are built. According to the results of the studies, a section consisting of 5 wells is identified in the deposits, in which the current reservoir temperature is 5% lower than the initial one and amounts to 28.7 ° С.
Предварительно каждую из 5 скважин выделенного участков очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 20% от объема эксплуатационной колонны и 80% соляной кислоты с концентрацией 12%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Далее на 4 скважинах выделенного участка, где отсутствует водонефтяной контакт, проводят ГРП. В одной из скважин присутствует водонефтяной контакт, поэтому в ней ГРП не проводят. В каждом ГРП 40% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. Причем сначала закачивают пропант и магний большей фракции (12/18 меш), затем последовательно размер фракции закачиваемого пропанта и магния уменьшают (до 20/40 меш). После этого закачивают два раза оторочки 12% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.Previously, each of the 5 wells of the selected sections is cleaned of deposits on the pipe walls by successive injection of granular magnesium in the amount of 20% of the production string and 80% hydrochloric acid with a concentration of 12%. Then the reaction products are washed and selected. Then, in 4 wells of the selected area where there is no oil-water contact, hydraulic fracturing is carried out. In one of the wells there is a water-oil contact, therefore, hydraulic fracturing is not carried out in it. In each hydraulic fracturing, 40% of the injected proppant by mass is replaced by granular magnesium of the same fraction as the proppant fraction. Moreover, first the proppant and magnesium of the larger fraction (12/18 mesh) are pumped, then the size of the fraction of the injected proppant and magnesium is successively reduced (to 20/40 mesh). After that, the rims of 12% hydrochloric acid are pumped twice and squeezed with technical fluid.
Скважины осваивают и пускают в работу. В дальнейшем разработку с поддержанием пластового давления на участке ведут закачкой рабочего агента – воды, подогретой до температуры, составляющей сумму начальной пластовой температуры и расчетных теплопотерь по стволу скважины, т.е. при температуре закачиваемой сточной воды на забое 30єС.Wells are mastered and put into operation. In the future, development with maintaining reservoir pressure in the area is carried out by pumping a working agent - water, heated to a temperature that is the sum of the initial reservoir temperature and the calculated heat loss along the wellbore, i.e. at a temperature of injected wastewater at the bottom 30 ° C.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки залежи.Development is carried out until the full economically viable development of deposits.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Коллектор характеризуется иными геолого-физическими характеристиками. Предварительно каждую из скважин выделенного участка очищают от отложений на стенках труб с помощью последовательной закачки гранулированного магния в объеме 40% от объема эксплуатационной колонны и 60% соляной кислоты с концентрацией 18%. Затем промывают и отбирают продукты реакции. Далее на данных скважинах проводят ГРП. В каждом ГРП 10% закачиваемого пропанта по массе заменяют на гранулированный магний той же фракции, что и фракция пропанта. После этого закачивают четыре раза оторочки 18% соляной кислоты и продавливают технической жидкостью.Example 2. Perform as example 1. The reservoir is characterized by other geological and physical characteristics. Previously, each of the wells of the selected area is cleaned of deposits on the pipe walls by successive injection of granular magnesium in the amount of 40% of the volume of the production string and 60% hydrochloric acid with a concentration of 18%. Then the reaction products are washed and selected. Then, hydraulic fracturing is carried out at these wells. In each hydraulic fracturing, 10% of the injected proppant by mass is replaced by granular magnesium of the same fraction as the proppant fraction. After that, four times the rims of 18% hydrochloric acid are pumped and squeezed with technical fluid.
В результате разработки, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 710 тыс. т нефти, коэффициент нефтеизвлечения (КИН) составил 0,485 д. ед. По прототипу при прочих равных условиях было добыто 600 тыс. т нефти, КИН составил 0,410 д. ед. Прирост КИН по предлагаемому способу – 0,075 д. ед.As a result of development, which limited the achievement of water cut to 98%, 710 thousand tons of oil were produced, the oil recovery factor (CIN) was 0.485 units. According to the prototype, ceteris paribus, 600 thousand tons of oil was produced, oil recovery factor amounted to 0.410 units. The increase in recovery factor by the proposed method is 0.075 d.
Предлагаемый способ позволяет повысить коэффициент нефтеизвлечения неоднородных залежей с наличием слабодренируемых участков, увеличить проницаемость коллектора, повысить охват и равномерность выработки запасов за счет выявления данных слабодренируемых участков, применения очистки скважин и оптимизированной технологии гидроразрыва пласта с термохимическим воздействием. The proposed method allows to increase the oil recovery coefficient of heterogeneous deposits with the presence of weakly drained areas, to increase the permeability of the reservoir, to increase the coverage and uniformity of the development of reserves by identifying data of slightly drained areas, using well cleaning and optimized fracturing technology with thermochemical effects.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения нефтеотдачи слабодренируемых участков нефтяной залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing oil recovery of weakly drained sections of the oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125791A RU2661513C1 (en) | 2017-07-18 | 2017-07-18 | Method of processing low-drained areas of oil drawings |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125791A RU2661513C1 (en) | 2017-07-18 | 2017-07-18 | Method of processing low-drained areas of oil drawings |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2661513C1 true RU2661513C1 (en) | 2018-07-17 |
Family
ID=62916989
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017125791A RU2661513C1 (en) | 2017-07-18 | 2017-07-18 | Method of processing low-drained areas of oil drawings |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2661513C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2708746C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2713047C1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2741883C1 (en) * | 2020-09-23 | 2021-01-29 | Глеб Александрович Королев | Low-permeability formation development method |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5036917A (en) * | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs |
| RU2310744C1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit |
| RU2387821C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to produce high-viscosity oil and bitumen |
| RU2460874C1 (en) * | 2011-05-03 | 2012-09-10 | Семен Сергеевич Демичев | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2526430C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
| RU2579095C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина) | Method of developing low-permeability oil reservoirs |
-
2017
- 2017-07-18 RU RU2017125791A patent/RU2661513C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5036917A (en) * | 1989-12-06 | 1991-08-06 | Mobil Oil Corporation | Method for providing solids-free production from heavy oil reservoirs |
| RU2310744C1 (en) * | 2006-06-05 | 2007-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for heavy and/or highly-viscous hydrocarbon production from underground deposit |
| RU2387821C1 (en) * | 2008-12-23 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to produce high-viscosity oil and bitumen |
| RU2460874C1 (en) * | 2011-05-03 | 2012-09-10 | Семен Сергеевич Демичев | Development method of non-homogeneous oil formation |
| RU2526430C1 (en) * | 2013-10-14 | 2014-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure |
| RU2579095C1 (en) * | 2015-04-29 | 2016-03-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д.Шашина) | Method of developing low-permeability oil reservoirs |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713047C1 (en) * | 2019-03-04 | 2020-02-03 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2708746C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation |
| RU2741883C1 (en) * | 2020-09-23 | 2021-01-29 | Глеб Александрович Королев | Low-permeability formation development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2459934C1 (en) | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit | |
| RU2526430C1 (en) | Development of low-permeability oil pools by horizontal wells with maintenance of seam pressure | |
| RU2661513C1 (en) | Method of processing low-drained areas of oil drawings | |
| RU2708746C1 (en) | Method for proppant multistage hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| WO2014048119A1 (en) | New mining process for underground in-situ drilling corrosion of nonmetallic mineral | |
| RU2681796C1 (en) | Method for developing super-viscous oil reservoir with clay bridge | |
| RU2547847C1 (en) | Method for development of shale oil and gas bearing deposits and process system of equipment for its application | |
| RU2528757C1 (en) | Development of low-permeability oil deposits by horizontal wells under natural conditions | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2459938C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2713047C1 (en) | Method for proppant hydraulic fracturing of oil formation | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| Al-Jasmi et al. | Improving well productivity in North Kuwait well by optimizing radial drilling procedures | |
| RU2732744C1 (en) | Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit | |
| RU2731973C1 (en) | Development method of oil deposits by radial well netting | |
| RU2264533C2 (en) | Method for oil reservoir development in carbonate or terrigenous formation with developed macrocracks | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
| RU2580671C1 (en) | Procedure for development of multi-pay oil deposits | |
| RU2600255C1 (en) | Method of further development of oil deposit | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir |