RU2732936C2 - Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта - Google Patents
Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2732936C2 RU2732936C2 RU2019102335A RU2019102335A RU2732936C2 RU 2732936 C2 RU2732936 C2 RU 2732936C2 RU 2019102335 A RU2019102335 A RU 2019102335A RU 2019102335 A RU2019102335 A RU 2019102335A RU 2732936 C2 RU2732936 C2 RU 2732936C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- well
- product
- temperature
- liquid
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 83
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims abstract description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 239000012071 phase Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 13
- 229930195734 saturated hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 12
- 239000007792 gaseous phase Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 4
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 73
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 19
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 18
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000004939 coking Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000011551 heat transfer agent Substances 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000012263 liquid product Substances 0.000 description 1
- 210000004072 lung Anatomy 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 0.000 description 1
- 238000009834 vaporization Methods 0.000 description 1
- 230000008016 vaporization Effects 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
- 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
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из продуктивных низкопроницаемых пластов. Техническим результатом является повышение содержания насыщенных углеводородов добываемой продукции и увеличение коэффициента нефтеизвлечения за счет термического воздействия на призабойную зону пласта. Способ включает закачку после падения пластового давления до заданного значения или ниже через скважину вытесняющего агента в газообразном состоянии под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения продукции пласта до точки фазового перехода газообразного состояния в жидкость, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку жидкости в газообразной фазе и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме. До начала эксплуатации скважины проводят исследования кернов из данного продуктивного пласта для определения граничной температуры продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта, а также определение заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной воды, находящейся в продукции пласта, в газообразное состояние - пар и обратно в жидкость. После чего в горизонтальный участок и/или участок с восходящим забоем скважины спускают теплообменник, через который прокачивают теплоноситель с температурой не менее граничной температуры. Вытеснение продукции пласта к забою скважины обеспечивается парами легких фракций и/или воды, нагреваемыми теплообменником, а после снижения температуры под воздействием вакуума, создаваемого при фазовом переходе паров обратно в жидкое состояние, в призабойной зоне скважины формируется сеть трещин, увеличивающих охват пласта. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче нефти из продуктивных низкопроницаемых пластов.
Известен способ вторичного вскрытия продуктивного низкопроницаемого пласта (патент RU № 2236565, МПК Е21В 43/117, опубл. в Бюл. № 5 от 20.02.2004), включающий кумулятивную перфорацию пласта, причем в пласт закачивают воздух в объеме, в два раза превышающем расчетный объем порового пространства, и в ранее перфорированной зоне пласта производят кумулятивную перфорацию с возможностью повышения давления до 100 МПа и температуры до 1000°С в зоне продуктивного пласта.
Недостатками данного способа являются неконтролируемое вскрытие продуктивного пласта, что может привести к приобщению рядом находящихся водоносных и/или высокопроницаемых пластов с подтягиванием воды и/или продукции этих пластов, исключая добычу нефти, а большой и/или резкий перепад давлений и температур может привести к кольматации уже вскрытых интервалов, за счет коксования высоковязкой составляющей продукции низкопроницаемого пласта.
Известен также способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты (патент RU № 2513963, МПК Е21В 43/16, опубл. в Бюл. № 11 от 20.04.2014), включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин и закачку в пласт метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, причем реализуют последовательность технологических операций в чередующихся циклах, каждый из которых включает три этапа; на первом этапе в нагнетательную скважину газ закачивают в течение времени T1, за которое обеспечивают повышение пластового давления, растворение жидких углеводородов и высвобождение их из связанного состояния в керогенсодержащей матрице; на втором этапе нагнетательная и добывающие скважины после времени T1 простаивают в течение времени (T2-T1), за которое продолжают растворение указанных углеводородов и выравнивают пластовое давление, сопровождающееся дальнейшим проникновением газа в низкопроницаемую керогенсодержащую матрицу; на третьем этапе в эксплуатацию вводят добывающие скважины на период времени (Т3-T2); после этого вновь начинают процесс закачки газа в нагнетательную скважину; время T1 принимают равным около 1-3 месяцев, продолжительность периода (T2-T1) устанавливают на основе промысловых исследований из условия максимизации накопленной добычи нефти добывающими скважинами к моменту времени T2, а момент времени Т3 соответствует моменту, когда дебит добывающей скважины по нефти достигает заданного минимального значения; добываемые растворенный и закачиваемый газы после сепарации обратно закачивают в пласт, что способствует сокращению поставок стороннего газа.
Недостатками данного способа являются узкая область применения и/или высокие материальные затраты, так как при закачке метансодержащего - попутного нефтяного или природного газа, который при низком газосодержании в добываемой продукции будет необходимо доставлять из других месторождений, при этом не учитываются и не применяются термические способы воздействия на продукцию пласта, способствующие повышению извлечения насыщенных углеводородов и увеличению коэффициента нефтеизвлечения (КИН)
Наиболее близким по технической сущности является Способ разработки залежи углеводородного сырья (патент RU № 2490437, МПК Е21В 43/18, опубл. в Бюл. № 23 от 20.08.2013), заключающийся в том, что 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.
Недостатками данного способа являются узкая область применения и высокие материальные затраты, так как при закачке газа в газообразной фазе под давлением, который при низком газосодержании в добываемой продукции будет необходимо доставлять и нагнетать, а при закачке сжиженного газа - будет необходимо доставлять и сжижать, при этом не учитываются и не применяются термические способы воздействия на продукцию пласта, способствующие повышению содержания насыщенных углеводородов и увеличению коэффициента нефтеизвлечения (КИН).
Техническими задачами предполагаемого изобретения являются снижение материальных затрат за счет использования для создания трещин и вытеснения продукции из пласта только компонентов самой продукции, повышение содержания насыщенных углеводородов и коэффициента нефтеизвлечения (КИН) за счет термического воздействия на призабойную зону пласта.
Технические задачи решаются способом разработки продуктивного низкопроницаемого пласта, включающим закачку после падения пластового давления до заданного значения или ниже его через скважину вытесняющего агента в газообразном состоянии под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения продукции пласта до точки фазового перехода газообразного состояния в жидкость, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку жидкости в газообразной фазе и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме.
Новым является то, что до начала эксплуатации скважины проводят исследования кернов из данного продуктивного пласта для определения граничной температуры продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта, а также определение заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной воды, находящейся в продукции пласта, в газообразное состояние – пар и обратно в жидкость, после чего в горизонтальный участок и/или участок с восходящим забоем скважины спускают теплообменник, через который прокачивают теплоноситель с температурой не менее граничной температуры, причем вытеснение продукции пласта к забою скважины обеспечивается парами легких фракций и/или воды, нагреваемыми теплообменником, а после снижения температуры под воздействием вакуума, создаваемого при фазовом переходе паров обратно в жидкое состояние, в призабойной зоне скважины формируется сеть трещин, увеличивающих охват пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ реализуется следующим образом.
Выбирают месторождение с продуктивным низкопроницаемым пластом 1 (не более 2 мД ≈ 0,002 мкм2). Примером таких коллекторов могут служить доманиковые отложения на территории Республики Тататрстан. В зависимости от строения пласта строят (см. патенты RU №№ 2471064, 2612385, 2613215) скважину 2 горизонтальным стволом 3 (в однородных пластах толщиной до 20 м) и/или скважину 2 с наклонно-направленный стволом (в массивных пластах и/или послойно неоднородных пластах – не показан) в пласте 1, восходящим к забою с уклоном. В ходе строительства скважины 2 проводят отбор кернов, по результатам исследования которых определяют граничную температуру продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта 1, и заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта 1 происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной («реликтовой») воды (при ее наличии), находящейся в продукции пласта, в пар и обратно. В горизонтальном 3 или наклонном участке скважины 2 производят перфорацию 4 обсадной колонны 5 (или при строительстве на этом участке 2 снабжают обсадную колонну 5 фильтрами - не показаны). После чего в скважину 2 спускают герметичный нагреватель 6 (например, выполненный в виде трубы 7 в трубе 8, параллельных замкнутых труб (не показаны) или т.п.), который заполняют теплоносителем и подключают к теплогенератору 9 (например, к теплообменнику или нагревательному котлу). Так как нагреватель 6 герметичный, то для любых видов пластов 1 и с любой продукцией в качестве теплоносителя можно использовать перегретую воду или любые высокотемпературные теплоносители, в том числе и синтетические масла (например, «Therminol» фирмы «Solutia Inc.» - теплоноситель, предназначенный для работы в диапазоне температур от - 115°С до +400°С в жидкой и паровой фазе или аналогичные масла других производителей: Sasol, BP, Shell и т.д.), которые позволяют в участке 3 скважины 2 создать граничную температуру (на месторождениях Татарстана граничная температура Tгр= 300 ч 350 °С). Нагревателем 6 производят нагрев теплоносителя, который насосом 10 прокачивают во внутреннюю трубу 7 до заглушенного конца 11 наружной трубы 8, откуда он по межтрубному пространству этих труб 7 и 8 поднимается на поверхность и далее зацикливается в теплогенераторе 9. В результате продукцию пласта 1 в скважине 2 и призабойной зоне пласта (показано условно) разогревают до граничной температуры, обеспечивающей увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта 1, что контролируется температурными датчиками (не показаны), которыми оснащается скважина 2 при строительстве. Так как пласт 1 низкопроницаемый, то потери тепла за счет интенсивного перетока жидкости из нагретой зоны пласта будут минимальны и, как следствие, потери тепла будут незначительными. После достижения граничной температуры проводят технологическую выдержку для увеличения процентного содержания насыщенных углеводородов и начинают отбор продукции пласта 1 насосом 12. В результате давление в скважине 1 и прискважинной зоне падает легкие фракции продукции пласта 1 и вода (при наличии) вскипают (что фиксируется ростом давления на устье скважины манометром 13 и снижением температуры в скважине) и пар, имеющий гораздо большую проницаемость, чем жидкость, нагнетается в неохваченные нагревом поры пласта, вытесняет жидкую продукцию пласта 1 (более тяжелые фракции) в скважину 2, из которой ее отбирают на поверхность. После снижения температуры и давления в призабойной зоне пласта 1 до точки фазового перехода пара в жидкость, отбор продукции насосом прекращают. При этом при конденсации паров легких фракций и/или водяных паров в призабойной зоне пласта 1, охваченной прогревом и эксплуатацией скважины 2, резко создаётся пониженное давление (вакуум, что фиксируется манометром 13), а в порах с продукцией пласта 1, не охваченных прогревом, остается пластовое давление, в результате создается перепад давлений, приводящей к образованию сети трещин (не показаны) и расширению призабойной зоны пласта 1, охваченного прогревом и вытеснением нефти. По вновь образовавшимся трещинам продукция пласта 1 поступает к скважине 2, что фиксируется повышением давления до начального. Так как прогрев ведется нагревателем 6 в постоянном режиме, то циклы прогрева, отбора и вытеснения продукции пласта 1 повторяются. Так как градиент повышенного давления при парообразовании и пониженного давления при конденсации паров в призабойной зоне пласта 1 направлен соответственно от скважины 2 или к скважине 2 то сеть трещин формируется в этом направлении, что увеличивает проницаемость и охват пласта 1 именно в направлении данной скважины 2, облегчая отбор продукции. Регулируют потоки жидкости, пара и теплоносителя вентилями 14.
Технологические элементы конструкции скважины 2, не влияющие на работоспособность, на чертеже не показаны.
Поскольку производят прогрев продукции пласта 1 в призабойной зоне до граничной температуры, то обеспечивается увеличение в ней процентного содержания насыщенных углеводородов. При этом отбор на начальном этапе происходит более тяжелых фракций, не переходящих в парообразное состояние, что способствует снижению вязкости, остающейся в пласте 1 продукции, играющей в дальнейшем роль углеводородного растворителя.
Исследования, стендовые испытания и расчеты, показали, что при граничной температуре нагрева продукции пластов доманиковых отложений Tгр= 300 ч 320 °С происходит увеличение на 23 ч 30% насыщенных углеводородов в продукции пласта 1. При падении давления в пласте до 0,9 МПа, в процессе отбора продукции пласта и снижении температуры нагрева призабойной зоны пласта 1 равной 175 °С происходит фазовый переход паров обратно в жидкое состояние, образуя вакуум, который в призабойной зоне скважины формирует сеть трещин, направленных к скважине и увеличивающих охват пласта. При циклическом температурном воздействии дебит скважин возрастёт как минимум в 2 раза, а КИН повысится на 10 – 25 %. Отсутствие необходимости бурения дополнительной нагнетательной скважины и подвоза из внешних источников вытесняющих агентов (газ, вода и т.п.) значительно снижает материальные затраты на освоение месторождения с продуктивными низкопроницаемыми пластами.
Предлагаемый способ разработки нефти из продуктивного низкопроницаемого пласта позволяет снизить материальные затраты за счет использования для создания трещин и вытеснения продукции из пласта только компонентов самой продукции, повысить содержание насыщенных углеводородов добываемой продукции и увеличить КИН за счет термического воздействия на призабойную зону пласта.
Claims (1)
- Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта, включающий закачку после падения пластового давления до заданного значения или ниже через скважину вытесняющего агента в газообразном состоянии под давлением, обеспечивающим максимально возможный радиус поршневого вытеснения продукции пласта до точки фазового перехода газообразного состояния в жидкость, определяемого термобарическими пластовыми условиями, с дальнейшим переходом на режим смешивающего вытеснения, причем закачку жидкости в газообразной фазе и отбор продукции осуществляют в циклическом режиме, отличающийся тем, что до начала эксплуатации скважины проводят исследования кернов из данного продуктивного пласта для определения граничной температуры продукции пласта, выше которой происходит увеличение процентного содержания насыщенных углеводородов в продукции пласта, а также определение заданного значения давления, при котором при температуре нагрева призабойной зоны пласта происходит фазовый переход легких фракций продукции пласта и/или связанной воды, находящейся в продукции пласта, в газообразное состояние – пар и обратно в жидкость, после чего в горизонтальный участок и/или участок с восходящим забоем скважины спускают теплообменник, через который прокачивают теплоноситель с температурой не менее граничной температуры, причем вытеснение продукции пласта к забою скважины обеспечивается парами легких фракций и/или воды, нагреваемыми теплообменником, а после снижения температуры под воздействием вакуума, создаваемого при фазовом переходе паров обратно в жидкое состояние, в призабойной зоне скважины формируется сеть трещин, увеличивающих охват пласта.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019102335A RU2732936C2 (ru) | 2019-01-29 | 2019-01-29 | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019102335A RU2732936C2 (ru) | 2019-01-29 | 2019-01-29 | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2019102335A RU2019102335A (ru) | 2020-07-29 |
| RU2019102335A3 RU2019102335A3 (ru) | 2020-07-29 |
| RU2732936C2 true RU2732936C2 (ru) | 2020-09-24 |
Family
ID=71950007
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019102335A RU2732936C2 (ru) | 2019-01-29 | 2019-01-29 | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2732936C2 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769942C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
| RU2769942C9 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110272153A1 (en) * | 2009-01-29 | 2011-11-10 | Boone Thomas J | Method and System For Enhancing A Recovery Process Employing One or More Horizontal Wellbores |
| RU2485291C1 (ru) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком |
| RU2485295C1 (ru) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком |
| RU2490437C1 (ru) * | 2012-01-24 | 2013-08-20 | Александр Вячеславович Лобусев | Способ разработки залежи углеводородного сырья |
| RU2513963C1 (ru) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты |
-
2019
- 2019-01-29 RU RU2019102335A patent/RU2732936C2/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20110272153A1 (en) * | 2009-01-29 | 2011-11-10 | Boone Thomas J | Method and System For Enhancing A Recovery Process Employing One or More Horizontal Wellbores |
| RU2485291C1 (ru) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком |
| RU2485295C1 (ru) * | 2012-01-11 | 2013-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного пласта с низкопроницаемым участком |
| RU2490437C1 (ru) * | 2012-01-24 | 2013-08-20 | Александр Вячеславович Лобусев | Способ разработки залежи углеводородного сырья |
| RU2513963C1 (ru) * | 2012-10-08 | 2014-04-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Способ разработки залежи нефти в отложениях баженовской свиты |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2769942C1 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-04-11 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивности пласта газовых скважин |
| RU2769942C9 (ru) * | 2021-01-13 | 2022-06-07 | Акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" (АО "СевКавНИПИгаз") | Способ крепления призабойной зоны продуктивного пласта газовых скважин |
| RU2776516C1 (ru) * | 2021-11-25 | 2022-07-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2019102335A (ru) | 2020-07-29 |
| RU2019102335A3 (ru) | 2020-07-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6318464B1 (en) | Vapor extraction of hydrocarbon deposits | |
| US10989028B2 (en) | Steam foam methods for steam-assisted gravity drainage | |
| RU2455475C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей с малыми толщинами пластов методом циклической закачки растворителя и пара в одиночные наклонно направленные скважины | |
| CA2867873C (en) | Methods and systems for downhole thermal energy for vertical wellbores | |
| US9033039B2 (en) | Producer snorkel or injector toe-dip to accelerate communication between SAGD producer and injector | |
| US8770289B2 (en) | Method and system for lifting fluids from a reservoir | |
| US20150107834A1 (en) | Method for producing heavy oil | |
| RU2274742C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума | |
| CN108026766A (zh) | 用于重油采收的移动注入重力泄油 | |
| US2876838A (en) | Secondary recovery process | |
| CA2844345A1 (en) | Single vertical or inclined well thermal recovery process | |
| RU2506417C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| US20140000887A1 (en) | Sagdox operation in leaky bitumen reservoirs | |
| US3118499A (en) | Secondary recovery procedure | |
| US4040483A (en) | Recovery of oil by circulating hot fluid through a gas-filled portion of a network interconnected fractures | |
| RU2342520C2 (ru) | Способ разработки залежей углеводородов (варианты) | |
| RU2732936C2 (ru) | Способ разработки продуктивного низкопроницаемого пласта | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| RU2643056C1 (ru) | Способ разработки залежей сверхтяжелой нефти или природного битума | |
| RU2301882C1 (ru) | Циклический способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2741644C1 (ru) | Способ разработки месторождений трудноизвлекаемых углеводородов | |
| RU2199004C2 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| RU2408783C1 (ru) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти | |
| RU2640608C1 (ru) | Способ разработки зонально-неоднородной залежи высоковязкой нефти или битума | |
| US20140251608A1 (en) | Single vertical or inclined well thermal recovery process |