RU2663521C1 - Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами - Google Patents
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2663521C1 RU2663521C1 RU2017124649A RU2017124649A RU2663521C1 RU 2663521 C1 RU2663521 C1 RU 2663521C1 RU 2017124649 A RU2017124649 A RU 2017124649A RU 2017124649 A RU2017124649 A RU 2017124649A RU 2663521 C1 RU2663521 C1 RU 2663521C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- zones
- wells
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 13
- 238000011161 development Methods 0.000 title description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 35
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 25
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 25
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 19
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 18
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000001757 thermogravimetry curve Methods 0.000 claims abstract description 10
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 4
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 claims description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 3
- 241000167854 Bourreria succulenta Species 0.000 abstract 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 abstract 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 5
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 4
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 3
- 238000001879 gelation Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 244000007835 Cyamopsis tetragonoloba Species 0.000 description 1
- 229920001222 biopolymer Polymers 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000006837 decompression Effects 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
- E21B33/138—Plastering the borehole wall; Injecting into the formation
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/04—Directional drilling
- E21B7/046—Directional drilling horizontal drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами не менее 180°С, исключение саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса с одновременным снижением материальных затрат. Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят последовательное перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой. Перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры. Геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева. После чего ближе не менее 10 м к устью относительно выявленных зон закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты. При эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора. 2 ил., 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежи высоковязкой и битумной нефти.
Известен способ разработки нефтяной залежи в трещиноватых коллекторах с водонефтяными зонами (патент RU №2578134, МПК Е21В 43/20, опубл. Бюл. №8 от 20.03.2016), включающий строительство вертикальных скважин, определение вскрытых в каждой скважине зон трещиноватости или разуплотнения залежи и нефтенасыщенных уплотненных прослоев, бурение добывающих горизонтальных скважин в нефтенасыщенных уплотненных прослоях ниже кровли пласта на расстоянии 2-5 м и выше водонефтяного контакта на расстоянии не менее 10 м, изоляцию вышеопределенных зон с двух сторон пакерами с установкой между ними управляемых клапанов, закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины до достижения обводненности добываемой нефти более 75%, после чего в горизонтальные скважины проводят периодическую закачку водоизолирующих вязких композиций, устойчивых к размыванию водой при открытых управляемых клапанах до повышения давления закачки от начального на 30-50%, но не превышающим давления раскрытия трещин коллектора, таким образом, что выравнивают пластовое давление в горизонтальном стволе добывающей скважины и обеспечивают равномерное вытеснение нефти из пор коллектора снизу вверх по разрезу подошвенной водой.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, так как невозможно использовать при термических методах разработки высоковязкой нефти из-за нестабильности водоизолирующих составов, неполное воздействие на пласт, ограниченное интервалом между двумя пакерами, высокая стоимость пакеров с управляемыми клапанами.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами (патент RU №2522369, МПК Е21В 43/24, опубл. бюл. №19 от 10.07.2014), включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, причем в качестве вытесняющего агента используют теплоноситель с температурой не менее 80°С, а перед эксплуатацией скважин проводят исследования для определения водоносных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего обсадную колонну, примыкающую к водоносным зонам этой скважины, последовательно от забоя к устью заполняют водоизолирующим составом, разрушающимся при превышении температуры стабильности данного состава, которую подбирают ниже температуры теплоносителя, после технологической выдержки изолирующего состава скважины вводят в эксплуатацию в обычном режиме.
Недостатками известного способа являются узкая область применения, с учетом того что водоизолирующий состав разрушается при термическом воздействии при превышении температуры стабильности данного состава, что может быть легко достигнуто при добыче высоковязкой нефти с закачкой высокотемпературного пара (более 180°С), также во время эксплуатации погружным насосом происходит частичный вынос некоторого количества водоизолирующего состава ввиду его нестабильности при термическом воздействии и отложение на элементах насоса, в результате снижается эффективность водоизоляционных работ, также снижается производительность насоса вплоть до полного отказа.
Техническими задачами предлагаемого способа являются расширение функциональных возможностей за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снижение материальных затрат из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключение возможности саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса.
Поставленная задача решается способом разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающим строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой.
Новым является то, что перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры, геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева, после чего ближе не менее 10 м к устью относительно выявленных зон закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты, а продолжительность технологической выдержки определяется временем до полного гелеобразования водоизолирующего состава, при эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора.
На фиг. 1 изображена схема расположения нагнетательной и добывающих скважин с прилегающей водонасыщенной зоной в разрезе нефтяного пласта.
На фиг. 2 изображено изменение термограммы вдоль ствола добывающей скважины до и после установки водоизолирующего состава.
Способ осуществляется следующим образом.
Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами включает строительство в продуктивном пласте горизонтальной добывающей скважины 1 (фиг. 1) и нагнетательной скважины 2, расположенной выше и параллельно добывающей скважине, установку обсадных колонн с щелями - щелевыми фильтрами (на чертеже не показаны), прогрев пласта закачкой пара температурой не менее 180°С в обе скважины 1 и 2 с созданием паровой камеры. Причем коэффициент расхода пара на один погонный метр фильтровой части горизонтальной скважины составляет для нагнетательной скважины 2 - 8,3-8,6 т/м и для добывающей скважины 1 - 6,4-6,6 т/м при давлении, не превышающем давления гидроразрыва пласта. После этого проводят геофизические исследования со снятием термограммы вдоль ствола добывающей скважины 1 для определения как минимум одной водонасыщенной зоны 3 с пониженной температурой прогрева (фиг. 2), после чего ближе не менее 10 метров к устью относительно выявленных зон 3 (фиг. 1) закачивают термостойкий водоизолирующий состав 4, разрушаемый под действием соляной кислоты. В качестве водоизолирующего состава 4, например, могут использоваться высокопрочные, температуроустойчивые, гелеобразующие композиции на базе биополимера гуары. После технологической выдержки на время до полного гелеобразования начинают эксплуатировать нагнетательную скважину 2 в режиме закачки теплоносителя (пара), а добывающую - 1 в режиме отбора продукции. После установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1 и 2, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы (фиг. 2) вдоль ствола скважины 1 (фиг. 1), водоизолирующий состав 4 разрушают воздействием соляной кислоты. После чего добывающую скважину 1 опять эксплуатируют в режиме отбора. Пример конкретного выполнения способа.
На Ашальчинском месторождении сверхвязкой нефти, находящемся на глубине 93 м, коллектор представлен неоднородными пластами толщиной 15-20 м с наличием водонасыщенных зон, пластовой температурой 8°С, давлением 0,5 МПа, нефтенасыщенностью 0,7 д. ед., пористостью 30%, проницаемостью 2,65 мкм2, плотностью битума в пластовых условиях 960 кг/м3, вязкостью 22000 мПа, пробурили пару горизонтальных скважин: добывающую 1 и нагнетательную 2 на расстоянии примерно 5 м друг от друга, длиной 853 м. Провели прогрев пласта закачкой пара температурой 200°С в обе скважины 1 и 2 с созданием паровой камеры, при этом в верхнюю нагнетательную скважину 2 закачали объем пара 7100 тонн со среднесуточным расходом 120 т/сут, в нижнюю добывающую скважину 1 закачали объем пара 5320 тонн со среднесуточным расходом 95 т/сут. Далее после выдержки на термокапиллярной пропитке на 15 суток провели термобарометрические измерения в добывающей скважине 1 посредством геофизических исследований. По результатам данных исследований определили, что ниже глубины 668 м находится водонасыщенная зона 3 с пониженной температурой прогрева (фиг. 2), после чего в добывающую скважину 1 (фиг. 1) на глубину 651 м (ближе от зоны 3 к устью на 17 м) спустили компоновку НКТ и установкой КУДР-8 (на фиг. 1 не показаны) закачали водоизолирующий состав 4 в объеме 7,6 м3, заполняющий пространство фильтра до забоя. После технологической выдержки - на 48 часов, обеспечивающей полное гелеобразование водоизолирующего состава, спустили электроцентробежный насос - ЭЦН (не показан) на глубину 423 м и начали отбор продукции, обводненность составила 88%, дебит по нефти - 9,6 т/сут. После 5 месяцев эксплуатации и установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами 1 и 2, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением температуры на термограмме (фиг. 2) вдоль ствола скважины 1 (фиг. 1), провели обработку соляной кислотой для разрушения водоизолирующего состава 4. После повторного запуска добывающей скважины в добычу дебит по нефти в течение месяца увеличился до 13,5 т/сут. В ходе технического обслуживания ЭЦН на его конструктивных элементах отложений водоизолирующего состава не обнаружено.
Предлагаемый способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами позволяет расширить функциональные возможности за счет стабильности водоизолирующего состава при воздействии на него в течение продолжительного времени высокими температурами (не менее 180°С), снизить материальные затраты из-за непроизводительной эксплуатации водонасыщенных зон пласта, исключить возможность саморазрушения водоизолирующего состава до создания устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, увеличить эффективность работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на вход насоса.
Claims (1)
- Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами, включающий строительство горизонтальных добывающей и расположенной выше нагнетательной скважин с установкой обсадных колонн, закачку вытесняющего агента с удельным весом ниже удельного веса пластовой воды в нагнетательную скважину и отбор продукции из добывающей скважины, проведение исследований для определения водонасыщенных зон, примыкающих к добывающей скважине, после чего в обсадной колонне, примыкающей к водоносным зонам этой скважины, производят перекрытие этих зон заполнением от забоя к устью водоизолирующим составом, разрушающимся при определенном воздействии, с последующей технологической выдержкой, отличающийся тем, что перед исследованиями теплоноситель в виде пара температурой не менее 180°С закачивают в обе скважины до образования паровой камеры, геофизические исследования проводят перед отбором продукции в виде снятия термограммы вдоль ствола добывающей скважины для определения как минимум одной водонасыщенной зоны с пониженной температурой прогрева, после чего ближе не менее 10 м к устью относительно выявленных зон закачивают термостойкий водоизолирующий состав, разрушаемый под действием соляной кислоты, а продолжительность технологической выдержки определяется временем до полного гелеобразования водоизолирующего состава, при эксплуатации после установления устойчивой термогидродинамической связи между скважинами, характеризующейся повышением температуры добываемой жидкости, а также повышением термограммы вдоль ствола скважины, водоизолирующий состав разрушают воздействием соляной кислоты, после чего добывающую скважину опять эксплуатируют в режиме отбора.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124649A RU2663521C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017124649A RU2663521C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2663521C1 true RU2663521C1 (ru) | 2018-08-07 |
Family
ID=63142641
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017124649A RU2663521C1 (ru) | 2017-07-07 | 2017-07-07 | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2663521C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814235C1 (ru) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
| RU2612693C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-03-13 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования |
-
2017
- 2017-07-07 RU RU2017124649A patent/RU2663521C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4804043A (en) * | 1987-07-01 | 1989-02-14 | Mobil Oil Corp. | Process for selective placement of polymer gels for profile control in thermal oil recovery |
| RU2522369C1 (ru) * | 2012-12-11 | 2014-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами |
| RU2527051C1 (ru) * | 2012-12-27 | 2014-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей или битумов при тепловом воздействии |
| RU2015111300A (ru) * | 2015-03-27 | 2016-10-27 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУВПО КФУ) | Способ разработки залежи углеводородных флюидов при тепловом воздействии |
| RU2612693C1 (ru) * | 2016-02-12 | 2017-03-13 | Закрытое акционерное общество "ХИМЕКО-ГАНГ" | Способ ограничения водопритоков в добывающих скважинах без подъема глубинонасосного оборудования |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814235C1 (ru) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2522369C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума с водонефтяными зонами | |
| RU2485296C1 (ru) | Способ улучшения гидродинамической связи скважины с продуктивным пластом | |
| RU2531775C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2582251C1 (ru) | Способ разработки послойно-зонально-неоднородной залежи сверхвязкой нефти или битума | |
| RU2387819C1 (ru) | Способ разработки залежи вязкой нефти и битума | |
| RU2496979C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом закачки пара в пласт | |
| US3172470A (en) | Single well secondary recovery process | |
| RU2626845C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума с применением трещин гидроразрыва пласта | |
| RU2448240C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти в карбонатных коллекторах с водонефтяными зонами | |
| RU2522366C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2681796C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с глинистой перемычкой | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2684262C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2663521C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2663524C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2564312C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| RU2690586C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2693055C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2012114259A (ru) | Способ повышения добычи нефтей, газоконденсатов и газов из месторождений и обеспечения бесперебойной работы добывающих и нагнетательных скважин | |
| RU2584467C1 (ru) | Способ разработки месторождения высоковязкой нефти | |
| RU2690588C2 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти | |
| RU2735008C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонасыщенными зонами | |
| RU2560036C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и/или битума методом пароциклического воздействия на пласт | |
| RU2679423C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водоносными интервалами |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190708 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20210310 |