RU2744535C1 - Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения - Google Patents
Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2744535C1 RU2744535C1 RU2019143049A RU2019143049A RU2744535C1 RU 2744535 C1 RU2744535 C1 RU 2744535C1 RU 2019143049 A RU2019143049 A RU 2019143049A RU 2019143049 A RU2019143049 A RU 2019143049A RU 2744535 C1 RU2744535 C1 RU 2744535C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- gas
- formation
- condensate
- production
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 43
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 40
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000008235 industrial water Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 3
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 17
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 17
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 12
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 47
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 9
- 229910052740 iodine Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000011630 iodine Substances 0.000 description 8
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 7553-56-2 Chemical compound [I] ZCYVEMRRCGMTRW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 description 3
- MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N Hydrogen peroxide Chemical compound OO MHAJPDPJQMAIIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 210000002105 tongue Anatomy 0.000 description 2
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 2
- ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N Chlorine atom Chemical compound [Cl] ZAMOUSCENKQFHK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 101710186414 N-succinylglutamate 5-semialdehyde dehydrogenase Proteins 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052801 chlorine Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000460 chlorine Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000012452 mother liquor Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000008520 organization Effects 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition 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
- E21B43/20—Displacing by water
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, а именно к доразработке газоконденсатной залежи на завершающей стадии эксплуатации, и может быть использовано для совместной добычи и освоения остаточных углеводородов и пластовых промышленных вод. Техническим результатом является повышение углеводородоотдачи, эффективности разработки месторождения и диверсификация продукции скважин за счет доизвлечения остаточных газа и конденсата, добычи и переработки пластовой промышленной воды. Способ включает закачку воды через сетку нагнетательных скважины в продуктивный пласт и отбор пластовых флюидов через сетку добывающих скважин, доразработку ведут по участкам, связанным с основными тектоническими блоками месторождения, закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта с достижением пьезометрического уровня в стволе скважины, отбор пластового флюида осуществляют насосной добычей с дебитом, соответствующим притоку флюида на забой добычной скважины при максимально возможной по всем видам ограничений депрессии в пульсирующем режиме по величине дебита скважины. 1 з.п. ф-лы, 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к доразработке газоконденсатной залежи на завершающей стадии эксплуатации, и может быть использовано для совместной добычи и освоения остаточных углеводородов и пластовых промышленных вод.
Известно, что процесс разработки газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения в режиме истощения сопровождается постоянным снижением пластового давления, что приводит к таким негативным явлениям, как обводнение залежи и выпадение конденсата в жидкую фазу. За счет прорыва языков обводнения краевой или подошвенной пластовой воды по наиболее проницаемым участкам пласта происходит защемление больших объемов газа. Выпадение конденсата в жидкую фазу приводит к образованию значительных конденсатонасыщенных объемов (до 15%) порового пространства вмещающих пород. Как защемленный газ, так и выпавший конденсат практически выпадают из разряда продукции добычи и в связи с этим остаются недоизвлеченными большие объемы углеводородов. В тоже время пластовые воды, обводняющие продуктивные пласты, зачастую относятся к промышленным по содержанию ценных компонентов и могут быть использованы в качестве гидроминерального сырья для получения ценной химической и редкометальной продукции.
Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, включающем снижение пластового давления в газовой залежи до величины давления забрасывания посредством оптимального распределения дебитов скважин, что обеспечивает плановый отбор газа и высокий коэффициент газоотдачи и сопутствующее выпадение конденсата в пласт. Затем осуществляют заводнение пласта и извлечение жидкости (воды и конденсата) с целью повышения конденсатоотдачи (см. С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: Струна, 1998. - С. 457-458, 506-507).
Недостатком данного способа является относительно низкая степень газоотдачи пласта, а также наличие проблемы утилизации попутно добываемых пластовых вод.
Известен способ разработки обводненной газоконденсатной залежи, в котором путем отбора пластовой воды при установленных ее дебитах извлекают выпавший в жидкую фазу конденсат (см. а.с. №1716106, опубл. 29.02.1992).
Недостатком способа является то, что в нем не учитывается наличие в обводненной залежи защемленного газа и возможности эффективного использования этого газа для повышения конденсатоотдачи, а также наличие проблемы утилизации попутно добываемой пластовой воды.
Известен способ разработки совместно залегающих месторождений нефти и гидроминерального сырья путем отбора пластовых флюидов (нефти и пластовой воды) через добывающие скважины, расположенные для воды за контуром нефтеносности, а для нефти в центре нефтеносной зоны данного горизонта и закачки отработанной воды в нефтеносную зону пласта через нагнетательные скважины (см. патент РФ №2148159, опубл. 27.04.2000). В данном способе пластовая вода является целевым продуктом добычи. Способ позволяет диверсифицировать продукцию добычи скважин за счет использования пластовых промышленных воды в качестве гидроминерального сырья для извлечения ценных компонентов.
Недостатком данного способа является низкая степень углеводородоотдачи и неэффективность его использования для газоконденсатных залежей, т.к. он не предусматривает вовлечение в добычу защемленного газа и выпавшего конденсата.
Известен способ разработки газоконденсатной залежи, включающий отбор пластовой воды обводнившимися скважинами за счет которого снижается пластовое давление, что обеспечивает возврат подвижности защемленного газа, и образование водогазовой смеси при его взаимодействии с внедрившейся краевой или подошвенной водой (см. патент РФ №2137917, опубл. 20.09.1999). В процессе фильтрации в поровом пространстве водогазовая смесь взаимодействует с конденсатом, и образующийся сложный флюид извлекается добычными скважинами. Способ обеспечивает создание в пласте водогазового воздействия на выпавший конденсат и его извлечение через добывающие скважины.
Недостатками способа являются необходимость наличия разгрузочных скважин для отбора только пластовой воды, которые рекомендуется добуривать, и сложность поддержания требуемых градиентов давления. Не предусматривается также использование добываемых пластовых промышленных вод в качестве гидроминерального сырья.
Наиболее близким к предполагаемому изобретению является способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений, включающий бурение перепускных и эксплуатационных скважин с последующей добычей через эксплуатационные скважины углеводородного сырья с поддержанием давления в разрабатываемой залежи путем перепуска пластовой воды из нижележащего горизонта в вышележащий, при этом бурение перепускных скважин проводят за контуром нефтеносности до глубины, вскрывающих автономную зону сверхгидростатических давлений (СГСД) и создают подвижный регулируемый газоводяной вал на контуре нефтеносности углеводородной залежи путем регулируемого перепуска пластовой газонасыщенной термальной воды через пробуренные перепускные скважины из зоны сверхгидростатических давлений под нефтяную зону разрабатываемого месторождения (см. патент РФ №2079639, опубл. 20.05.1997).
Недостатками данного способа являются низкая степень повышения углеводородоотдачи и необходимость бурения специальных глубоких перепускных скважин до зоны сверхгидростатических давлений, а также значительные капитальные затраты, которые на этапе доразработки газоконденсатной залежи являются неприемлемыми. Кроме того, перепускаемая пластовая промышленная вода используется только для поддержания пластового давления и не рассматривается в качестве гидроминерального сырья.
Задачей изобретения является создание способа доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения, обеспечивающего повышение углеводородоотдачи, эффективности разработки месторождения и диверсификацию продукции скважин за счет доизвлечения остаточных газа и конденсата, добычи и переработки пластовой промышленной воды.
Поставленная задача решается тем, что в способе доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения, включающем закачку воды через сетку нагнетательных скважин в продуктивный пласт и отбор пластовых флюидов через сетку добывающих скважин, доразработку ведут по участкам, связанным с основными тектоническими блоками месторождения, закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта с достижением пьезометрического уровня в стволе скважины, отбор пластового флюида осуществляют насосной добычей с дебитом, соответствующим притоку флюида на забой добычной скважины при максимально возможной по всем видам ограничений депрессией в пульсирующем режиме по величине дебита скважины, при этом пульсацию отбора осуществляют через каждые 11-13 часов путем периодической эксплуатации скважины со сниженным дебитом до величины 0,6-0,8 максимальной величины дебита в течение 30-60 мин, пластовые промышленные воды после отделения от конденсата перерабатывают с получением ценной химической продукции.
На фигуре представлена схема сеток добычных и нагнетательных скважин на выбранном участке сводовой части южного купола Вуктыльского НГКМ.
Доразработка по участкам, связанных с основными, выявленными в площади месторождения тектоническими блоками и формирование в них небольших по размерам систем нагнетательных и добычных скважин обеспечивает надежность гидродинамической связи между зоной нагнетания и зоной добычи.
Высоконапорный переток промышленных пластовых вод совместимых по химическим свойствам с пластовыми водами продуктивного пласта активизирует фильтрационные процессы как в зонах защемления газа языками прорыва краевых и подошвенных вод, так и в зонах насыщенных выпавшим конденсатом.
Образование пьезометрического уровня в стволе нагнетательной скважины обеспечивает демпфирование его потока через перфорационные отверстия в продуктивную газоконденсатную залежь.
Поддержание максимально возможной депрессии между нагнетательными и добывающими скважинами обеспечивает энергетическую поддержку для активной фильтрации водогазовых и водогазоконденсатных смесей которые, достигая забоя добычных скважин, создают достаточный объем жидкого флюида для нормальной работы погружного насоса.
Физические основы метода воздействия пластовыми водами на остаточные углеводороды основаны на образовании фронта конденсат-вода, в результате чего постепенно увеличивается конденсатонасыщенность и образуется «вал конденсата». Насыщенность конденсата в нем превосходит критическую, и вал начинает двигаться впереди воды, постепенно увеличиваясь в размерах за счет охвата все новых объемов ретроградного конденсата. Тем самым конденсат постепенно вытесняется к добычным скважинам. Пульсации фильтрационного потока в доразрабатываемой газоконденсатной залежи, возникающие в результате изменения режима отбора жидкости, активизируют взаимодействие всех трех компонентов и фильтрационный процесс в целом за счет подключения к процессу фильтрации жидкости низкопроницаемых пропластков.
При снижении дебита скважины менее 0,6 максимальной величины дебита приводит к нарушению капиллярной сети в призабойной зоне пласта и уменьшению дебита углеводородной продукции, при снижении дебита скважины более 0,8 максимальной величины дебита не обеспечивает активизацию фильтрационных процессов и также приводит к уменьшению дебита углеводородной продукции.
При уменьшении пульсации дебита менее 11 часов не обеспечивается восстановление фильтрационных процессов и снижается дебит скважины, а увеличение пульсации дебита более 13 часов практически не оказывает влияния на фильтрационные процессы в плане улучшения работы скважины.
Работа скважины при сниженном дебите менее 30 мин. не приводит к улучшению фильтрационных характеристик призабойной зоны пласта, а увеличение времени работы скважины при сниженном дебите более 60 мин снижается объем добываемой углеводородной продукции.
Активный отбор пластовой жидкости из обводненных участков газоконденсатных залежей с одновременным перепуском пластовых вод позволит:
- увеличить градиент давления и скорость фильтрации газожидкостной смеси в пласте;
- изменить линии тока в продуктивном пласте и вовлечь большие объемы пластового флюида в процесс движения;
- извлечь продукцию из низкопроницаемых пропластков в процессе разработки, которые при более низких градиентах давления не разрабатывались.
Организация производства по извлечению ценных компонентов из пластовых промышленных вод повышает рентабельность заключительной стадии разработки месторождения и диверсифицирует продукцию скважин, что позволит осуществить в будущем возможное перепрофилирование промысла с сохранением как коммерческого, так и социального аспектов.
Сущность заявляемого изобретения описывается следующим примером.
Осуществление предлагаемого способа рассматривается на примере его реализации на обводненной части южного купола Вуктыльского НГКМ.
В соответствии с результатами детализационной сейсмики известно, что южный купол разделен на пять основных тектонических блоков. На основании анализа данных, для доразработки по предлагаемому способу, выбран обводненный участок месторождения на УКПГ-5, приуроченный к сводовой части южного купола Вуктыльского НГКМ, который полностью располагается в четвертом тектоническом блоке. Пластовые воды месторождения содержат йод в промышленных концентрациях (22 мг/л).
Процесс доразработки включает одновременную добычу пластовых флюидов из трех эксплуатационных объектов: из C1vn - C1st (веневско-стешевские отложения) отбирается высоконапорная пластовая промышленная вода, которая перепускается в центральную часть сетки добычных скважин; из С2m (отложения московского яруса) добывается газ; из С1pr - С2b (башкирские отложения) добывается газ и водоконденсатная смесь. Нижняя часть последнего эксплуатационного объекта относится к "переходной" зоне и вмещает смесь пластовой промышленной воды, газа, нефти расформировавшейся нефтяной оторочки и выпавший конденсат.
Объекты добычи в пределах южного купола расположены между отметками минус 2525 м и минус 3316 м. Высота - 791 м, ширина - 2,5-3,0 км, длина - 14,8 км.
В настоящее время пластовое давление в продуктивных отложениях московского яруса составляет 1,8-2,2 МПа, в башкирских отложениях - 8,1 -9,5 МПа, а в протвинско-веневских отложениях, пластовую воду которых планируется использовать для перетока в продуктивные отложения через нагнетательные скважины, - 30,7-31,2 МПа. Для расчетов давление столба жидкости на забое добывающей скважине принято давление 19 МПа, что обеспечит подъем столба жидкости на 1800-1900 м от забоя.
Для доразработки обводненного участка, дренируемый скважинами УКПГ-5, формируют сетку из скважин эксплуатационного фонда, из шести добычных (№№253, 197, 21, 148, 164 и 190) и двух нагнетательных скважин (№№230 и 191) (см. фигуру). Расстояния между нагнетательными и добычными скважинами составляют 200-300 м.
Осуществляют переоборудование, обвязку скважин и обустройство участка в соответствии с измененным технологическим режимом добычи и переработки продукции скважин. Осуществляют согласование технологических показателей работы промысла и участка переработки продукции скважин, с учетом утилизации отработанных вод.
Для отбора жидкости в добываемых скважинах используют насосы марки 2ЭВН5-25-1700 производства ОАО «ГМС Насосы», которые устанавливают на глубине 1700-1800 м от забоя с установкой обратного клапана на 25-30 м ниже установки насоса.
Отбор пластового флюида осуществляют в пульсирующем режиме по величине дебита скважины с понижением дебита до величин 10,5-16,5 м3/сут м3/сут в течение 30-60 мин через каждые 11-13 часов. Основной дебит отбора жидкости составляет 17,1-19,6 м3/сут на скважину, пульсации дебита по величине осуществляются понижением дебита в течение 30-60 мин через каждые 11-13 часов. Объем попутных пластовых промышленных вод составляет 13,2-15,0 м3/сут.
Закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины в объеме 40-45 м3/сут путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта С1vn - C1st в нижнею часть объекта из C1pr - С2b с достижением пьезометрического уровня в стволе нагнетательной скважины. В нагнетательных скважинах устанавливают устройства для регулирования перетока пластовых вод.
Из пластового флюида на поверхности отделяют газ, конденсато-нефтяную смесь. Попутная пластовая промышленная вода после отделения от углеводородов направляют на установку для сорбционного извлечения йода. Воду вначале подкисляют до значений рН=4-5, обрабатывают окислителем (хлор, перекись водорода) для получения элементарного йода и пропускают через сорбционные колонны. Йод из сорбционных колонок периодически десорбируют, маточный раствор перерабатывают с получением товарного йода марки Ч. Сквозное извлечение йода составляет 88-90%. Воду после извлечения йода направляют на утилизацию.
Результаты исследований при различных режимах работы скважин приведены в таблице
Как видно из таблицы, при эксплуатации скважин в режимах указанных параметров обеспечивается оптимальные технологические показатели добычи целевой продукции скважин, как углеводородной, так и гидроминеральной. При запредельных значениях параметров режима технологические показатели ухудшаются (примеры 1 и 6).
При доразработке обводненного участка по предполагаемому эксплуатационному фонду скважин можно получить дополнительно следующие жидкие углеводороды, защемленный газ и гидроминеральную продукцию:
| - конденсато-нефтяная смесь | - 7,26-8,31 тыс.т/год, |
| - газ | - 41,5-45,9 млн.м3/год; |
| - гидроминеральное сырье | - 30,66 тыс.м3/год |
| - йод | - 0,59-0,65 т. |
Таким образом, реализация предполагаемого способа позволит осуществить доразработку обводненных участков газоконденсатных залежей с доизвлечением остаточных углеводородов, добычей и освоением пластовых промышленных води диверсифицировать продукцию скважин.
Claims (2)
1. Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения, включающий закачку воды через сетку нагнетательных скважин в продуктивный пласт и отбор пластовых флюидов через сетку добывающих скважин, отличающийся тем, что закачку воды осуществляют через нагнетательные скважины путем регулируемого перепуска совместимой пластовой воды из нижележащего высоконапорного водоносного горизонта с достижением пьезометрического уровня в стволе скважины, отбор пластового флюида осуществляют насосной добычей с дебитом, соответствующим притоку флюида на забой добычной скважины при максимально возможной депрессии по всем видам ограничений в пульсирующем режиме по величине дебита скважины, пластовые промышленные воды после отделения от конденсата перерабатывают с получением ценной химической продукции.
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что пульсацию отбора осуществляют через каждые 11-13 часов путем периодической эксплуатации скважины со сниженным дебитом до величины 0,6-0,8 максимальной величины дебита в течение 30-60 мин.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143049A RU2744535C1 (ru) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2019143049A RU2744535C1 (ru) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2744535C1 true RU2744535C1 (ru) | 2021-03-11 |
Family
ID=74874322
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2019143049A RU2744535C1 (ru) | 2019-12-23 | 2019-12-23 | Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2744535C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2785575C1 (ru) * | 2021-12-09 | 2022-12-08 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ разработки газоконденсатной залежи |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2079639C1 (ru) * | 1995-06-28 | 1997-05-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений |
| US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| RU2167283C1 (ru) * | 1999-10-15 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2290500C1 (ru) * | 2005-06-23 | 2006-12-27 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ межскважинной перекачки жидкости |
| RU2008130707A (ru) * | 2008-07-24 | 2010-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" (RU) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов и установка для его осуществления |
-
2019
- 2019-12-23 RU RU2019143049A patent/RU2744535C1/ru active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2079639C1 (ru) * | 1995-06-28 | 1997-05-20 | Научно-исследовательский и проектный институт "Севернипигаз" | Способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений |
| US5855243A (en) * | 1997-05-23 | 1999-01-05 | Exxon Production Research Company | Oil recovery method using an emulsion |
| RU2167283C1 (ru) * | 1999-10-15 | 2001-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
| RU2290500C1 (ru) * | 2005-06-23 | 2006-12-27 | ОАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ межскважинной перекачки жидкости |
| RU2008130707A (ru) * | 2008-07-24 | 2010-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Татнефть-РемСервис" (RU) | Способ разработки неоднородных нефтяных пластов и установка для его осуществления |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2785575C1 (ru) * | 2021-12-09 | 2022-12-08 | Министерство науки и высшего образования Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа РАН (ИПНГ РАН) | Способ разработки газоконденсатной залежи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8365819B2 (en) | Method of redistributing well bore fluid | |
| RU2344272C2 (ru) | Устройство скважины и способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
| RU2744535C1 (ru) | Способ доразработки обводненных участков газоконденсатной залежи нефтегазоконденсатного месторождения | |
| RU2627336C1 (ru) | Способ разработки слабопроницаемых коллекторов периодичной закачкой углекислого газа | |
| RU2519243C1 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей с подошвенной водой | |
| RU2459938C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2079639C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсатных месторождений | |
| RU2459070C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи на поздней стадии | |
| RU2725062C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения с низкопроницаемыми коллекторами и высокопроницаемыми пропластками | |
| RU2732742C1 (ru) | Способ разработки водонефтяного пласта | |
| RU2282025C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2523318C1 (ru) | Способ разработки совместно залегающих углеводородов и гидроминерального сырья многопластового месторождения | |
| RU2558546C1 (ru) | Способ разработки многопластового нефтяного месторождения | |
| RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
| RU2386797C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2376462C2 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью импульсного режима отбора жидкости | |
| RU2602621C1 (ru) | Способ разработки газогидратных месторождений | |
| RU2126883C1 (ru) | Способ разработки месторождений природных газов с неоднородными коллекторами | |
| RU2494237C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи термическим заводнением | |
| CN114135257B (zh) | Co2驱注采耦合时率图版制作方法 | |
| RU2812976C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2732424C2 (ru) | Способ вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями и предупреждения смятия обсадной колонны скважины в процессе ее эксплуатации | |
| Pyatibratov et al. | Enhanced oil recovery in tight oil reservoirs using dual injection and production (Russian) | |
| RU2823943C1 (ru) | Способ разработки залежи нефти | |
| RU2328591C2 (ru) | Способ увеличения коэффициента извлечения конденсата |