RU2797165C1 - Method for development of high-viscosity oil of the bashkir facility - Google Patents
Method for development of high-viscosity oil of the bashkir facility Download PDFInfo
- Publication number
- RU2797165C1 RU2797165C1 RU2023103020A RU2023103020A RU2797165C1 RU 2797165 C1 RU2797165 C1 RU 2797165C1 RU 2023103020 A RU2023103020 A RU 2023103020A RU 2023103020 A RU2023103020 A RU 2023103020A RU 2797165 C1 RU2797165 C1 RU 2797165C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- propane
- oil
- production wells
- injection
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, а именно к способам добычи высоковязкой нефти обводненных коллекторов, представленных башкирскими карбонатными отложениями Башкирского свода.The invention relates to the field of development of oil fields, and in particular to methods for the production of high-viscosity oil from flooded reservoirs, represented by Bashkir carbonate deposits of the Bashkir dome.
Из уровня техники известен способ стимуляции скважин (патент RU № 2161237, МПК E21B 28/00, 43/25, опубл. 27.12.2000 в бюл. № 36), включающий спуск в скважину на глубину зоны перфорации продуктивного пласта гидравлического вибратора, создание импульсно-ударное воздействие на пласт.A well stimulation method is known from the prior art (patent RU No. 2161237, IPC E21B 28/00, 43/25, publ. -impact impact on the formation.
Недостатком способа является низкая эффективность, связанная с низким охватом вытеснения высоковязкой нефти башкирского яруса, т.к. применяемый вибратор не позволяет достичь максимально необходимых импульсных волн в условиях карбонатных коллекторов. Оптимальный режим его работы достигается при расходе воды не более 15 л/с.The disadvantage of this method is the low efficiency associated with the low coverage of the displacement of high-viscosity oil of the Bashkirian stage, because the applied vibrator does not allow to achieve the maximum required impulse waves in carbonate reservoir conditions. The optimal mode of its operation is achieved at a water flow rate of no more than 15 l / s.
Известен способ стимуляции нефтегазового пласта закачкой композиции сжиженных газов (патент RU №2696739, МПК E21B 43/26, опубл. 05.08.2019 в бюл. № 22), включающий закачку композиции из сжиженных газов в призабойную зону пласта, для чего формируют композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения в процессе закачки состава газовой композиции, скорости закачки и ее объема, отличающийся тем, что добавляют четвертый поток сжиженного углекислого газа, а управление всеми потоками осуществляют дополнительно с возможностью управления температуры газовой композиции таким образом, чтобы композиция сохраняла жидкое агрегатное состояние на всем протяжении от точки смешения потоков до забоя скважины, а управление потоками осуществляют в три этапа в следующей последовательности: на первом этапе осуществляют формирование буферной зоны путем добавления к четырем основным потокам дополнительного потока ингибитора гидратообразования; на втором этапе продолжают подачу в пласт четырех основных потоков до образования в нем композиции с температурой ниже пластовой, которая после выравнивания ее температуры с пластовой обеспечивает рост внутрипластового давления с превышением давления разрыва пласта; на третьем этапе продолжают подачу четырех основных потоков до образования в скважине столба жидкости, обеспечивающего ее глушение.A known method of stimulating an oil and gas reservoir by pumping a composition of liquefied gases (patent RU No. 2696739, IPC E21B 43/26, publ. flows, including a propane-butane mixture, natural gas or associated petroleum gas and nitrogen, which are mixed before injection, while controlling the flows with the possibility of changing the composition of the gas composition, the injection rate and its volume during the injection process, characterized in that a fourth stream is added liquefied carbon dioxide, and the control of all flows is carried out additionally with the possibility of controlling the temperature of the gas composition so that the composition retains a liquid state of aggregation throughout the entire length from the point of mixing of flows to the bottom of the well, and the flow control is carried out in three stages in the following sequence: at the first stage carry out the formation of the buffer zone by adding to the four main streams of an additional stream of hydrate formation inhibitor; at the second stage, four main streams are fed into the formation until the formation of a composition in it with a temperature below the formation temperature, which, after equalizing its temperature with the formation temperature, provides an increase in the in-situ pressure in excess of the formation fracturing pressure; at the third stage, the supply of four main streams is continued until a liquid column is formed in the well, which ensures its killing.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- сложность реализации способа, связанная с большим количеством используемых компонентов в закачиваемой композиции, а также большим количеством используемого оборудования;- the complexity of the implementation of the method associated with a large number of components used in the injected composition, as well as a large amount of equipment used;
- низкая эффективность способа, связанная с неэффективностью воздействия на карбонатные породы Башкирского яруса, т.к. рассчитан на терригенные коллектора. Расчет параметров закачки смеси с учетом начального пластового давления, а не текущего, что не применимо для карбонатных коллектор, т.к. может привести к разрыву пласта с формированием трещин в нижнюю водоносную часть.- low efficiency of the method associated with the inefficiency of the impact on the carbonate rocks of the Bashkirian stage, because designed for terrigenous reservoirs. Calculation of the injection parameters of the mixture taking into account the initial reservoir pressure, and not the current one, which is not applicable for carbonate reservoirs, because can lead to formation rupture with the formation of cracks in the lower aquifer.
Наиболее близким является способ стимуляции скважин путем закачки газовых композиций (патент RU № 2632791, МПК E21B 43/26, 43/27, C09K 8/594, опубл. 09.10.2017 в бюл. № 28), включающий закачку пропана в пласт.The closest is the method of stimulation of wells by injection of gas compositions (patent RU No. 2632791, IPC E21B 43/26, 43/27, C09K 8/594, publ. 09.10.2017 in bull. No. 28), including the injection of propane into the formation.
Формируют газовую композицию из трех потоков, включающую пропан-бутановую смесь, природный газ или попутный нефтяной газ и азот, которые смешивают перед закачкой, при этом осуществляют управление потоками с возможностью изменения мольного состава компонентов газовой композиции, скорости и объема ее закачки при условии обеспечения значения температуры газовой композиции менее ее критического значения Ткри давления закачки более критического давления данной композиции Ркр. A gas composition is formed from three streams, including a propane-butane mixture, natural gas or associated petroleum gas and nitrogen, which are mixed before injection, while flow control is carried out with the possibility of changing the molar composition of the components of the gas composition, the rate and volume of its injection, provided that the value the temperature of the gas composition is less than its critical value Tcri of the injection pressure is more than the critical pressure of the given composition Pcr.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- сложность реализации способа, связанная с большим количеством используемых рабочих агентов, а также большим количеством используемого оборудования;- the complexity of the implementation of the method associated with a large number of working agents used, as well as a large amount of equipment used;
- низкая эффективность способа, связанная необходимостью придерживаться режимов закачки без контроля за верхней границей, что приводит к нарушению целостности пласта; - low efficiency of the method, associated with the need to adhere to injection modes without control over the upper boundary, which leads to a violation of the integrity of the reservoir;
- отсутствие возможности проведения на обводненных карбонатных коллекторах в следствие того, что закачиваемый состав может привести к выделению нерастворимых солей и гидратов, кольматирующих пласт.- the impossibility of carrying out on flooded carbonate reservoirs due to the fact that the injected composition can lead to the release of insoluble salts and hydrates that clog the formation.
Техническим результатом изобретения является повышение эффективности способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения комбинированного воздействия на пласт, ускоренного смешения пропана, отсутствия нерастворимых осадков и/или газовых гидратов, полного удаления пропана из продуктивного пласта.The technical result of the invention is to increase the efficiency of the method for developing high-viscosity oil of the Bashkir object by increasing the coverage of the reservoir by the impact, the uniformity of the development of oil reserves, increasing the oil displacement ratio by providing a combined impact on the reservoir, accelerated mixing of propane, the absence of insoluble sediments and / or gas hydrates, complete removal propane from the reservoir.
Технический результат достигается способом разработки высоковязкой нефти башкирского объекта, включающим закачку пропана в пласт. The technical result is achieved by a method for the development of high-viscosity oil of the Bashkir facility, including the injection of propane into the reservoir.
Новым является то, что предварительно определяют мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1500-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 45%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между скважинами от 200 до 400 м, осуществляют закачку пропана в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме, рассчитанном исходя из приемистости пласта, при этом за нижнюю часть перфорированного интервала принимают 30 % длины от всего перфорированного интервала продуктивного пласта, далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производят закачку пропана, спускают акустический вибратор, производят импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19-21 ч, затем вышеописанные операции повторяют, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия, далее запускают нагнетательную скважину в работу.What is new is that the thickness, injectivity of the perforated formation, water cut of production wells, kinematic viscosity of oil are preliminarily determined, a section of the formation with a perforated formation thickness of at least 2 m and a kinematic oil viscosity of 1500-2000 cSt is selected, with an injection well and reacting production wells with water cut not more than 45%, while the number of reacting production wells is at least four with a distance between wells from 200 to 400 m, propane is injected into alternating reacting production wells in the lower part of the perforated interval of the productive formation, with uniform flows, in a volume calculated based on injectivity formation, at the same time, 30% of the length of the entire perforated interval of the productive formation is taken as the lower part of the perforated interval, then an acoustic vibrator is lowered into the reacting production wells, in which propane is not injected, and the formation is pulsed for 19-21 hours , then the above operations are repeated, starting with propane injection, while changing the reacting production wells for propane injection and pulse-percussive action, then the injection well is put into operation.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:The method is implemented using the following reagents:
- пропан – органическое вещество класса алканов. Массовая доля компонентов пропана и пропилена не менее 75 %, объемная доля жидкого остатка при 20°С не более 0,7 %, избыточное давление насыщенных паров при температуре плюс 45°С не более 1,6 МПа, при температуре минус 20°С не менее 0,16 МПа, массовая доля сероводорода и меркаптановой серы не более 0,013 %, в том числе сероводорода не более 0,003 %, интенсивность запаха не менее 3 баллов. Выпускаемый по ГОСТ 20448-90. Propane is an organic compound of the alkane class. The mass fraction of propane and propylene components is not less than 75%, the volume fraction of the liquid residue at 20°С is not more than 0.7%, the excess pressure of saturated vapors at a temperature of plus 45°С is not more than 1.6 MPa, at a temperature of minus 20°С it is not more less than 0.16 MPa, the mass fraction of hydrogen sulfide and mercaptan sulfur is not more than 0.013%, including hydrogen sulfide is not more than 0.003%, the odor intensity is not less than 3 points. Produced in accordance with GOST 20448-90.
Сущность способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Предварительно определяют мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1500-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 45%. При этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между скважинами от 200 до 400 м.Preliminarily determine the capacity, injectivity of the perforated formation, the water cut of the producing wells, the kinematic viscosity of the oil. A formation section is selected with a perforated formation thickness of at least 2 m and a kinematic oil viscosity of 1500-2000 cSt, with an injection well and reacting production wells with a water cut of not more than 45%. At the same time, the number of reacting production wells is at least four with a distance between wells from 200 to 400 m.
Определенное количество реагирующих добывающих скважин является оптимальным для равномерного вытеснения нефти на башкирском объекте в связи со сложными строением и низкими фильтрационно-емкостными свойствами.A certain number of reacting production wells is optimal for uniform oil displacement at the Bashkir reservoir due to the complex structure and low reservoir properties.
Определенное расстояние между скважинами обеспечивает оптимальные условия для облегчения транспортировки трудноизвлекаемой нефти из низкопроницаемых зон пласта в башкирском объекте, т.к. при расстоянии менее 200 м произойдет прорыв воды в карбонатных породах башкирского объекта, при расстоянии более 400 м будет слабая гидродинамическая связь между скважинами. Таким образом, создают благоприятные условия.A certain distance between wells provides optimal conditions for facilitating the transportation of hard-to-recover oil from low-permeability formation zones in the Bashkir reservoir, because at a distance of less than 200 m, a water breakthrough will occur in the carbonate rocks of the Bashkir object; at a distance of more than 400 m, there will be a weak hydrodynamic connection between the wells. Thus, favorable conditions are created.
Производят остановку нагнетательной скважины за 20-30 дней до начала проведения ремонта на реагирующих добывающих скважинах, запуск которой производят сразу после завершения ремонта на последней реагирующей добывающей скважине. The injection well is shut down 20-30 days before the start of the repair at the reacting production wells, which is started immediately after the completion of the repair at the last reacting production well.
Осуществляют закачку пропана в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме, рассчитанном исходя из приемистости пласта, при этом за нижнюю часть перфорированного интервала принимают 30 % длины от всего перфорированного интервала продуктивного пласта.Propane is injected into alternating reacting production wells in the lower part of the perforated interval of the productive formation, in uniform flows, in the volume calculated based on the injectivity of the formation, while 30% of the length of the entire perforated interval of the productive formation is taken as the lower part of the perforated interval.
Далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производят закачку пропана, спускают акустический вибратор (например, патент RU № 2260688, МПК E21B 28/00, 43/25, опубл. 20.09.2005 в бюл. № 26; патент RU № 2321736, МПК E21B 43/25), производят импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19-21 ч.Further, an acoustic vibrator is lowered into the reacting production wells, in which propane is not injected (for example, patent RU No. 2260688, IPC E21B 28/00, 43/25, publ. 20.09.2005 in bull. No. 26; patent RU No. 2321736, MPK E21B 43/25), produce a pulse-impact impact on the formation for 19-21 hours.
Затем вышеописанные операции повторяют, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия.Then, the above operations are repeated, starting with propane injection, while changing the reacting production wells for propane injection and pulse-percussive action.
Далее запускают нагнетательную скважину в работу. Закачивают сточную воду с суточным объемом равным 60-80 м3/сут и давлением равным 1,5*Рпл, где Рпл – пластовое давление, но не превышающим максимально допустимого давления на продуктивный пласт. Next, the injection well is put into operation. Waste water is pumped with a daily volume equal to 60-80 m 3 /day and a pressure equal to 1.5*P pl , where P pl is the formation pressure, but not exceeding the maximum allowable pressure on the productive formation.
В результате в пласте происходит целый ряд процессов, увеличивающих нефтеотдачу.As a result, a number of processes occur in the reservoir that increase oil recovery.
Реализуют синхронизированное многоточечное импульсно-ударное воздействие чередованием скважин с закачкой пропана и импульсно-ударном воздействием. Происходит статический эффект суммирования энергии импульсов волн, способствующий ускоренному смешению пропана с пластовыми флюидами в 1,3 раза, более равномерному распределению пропана в плате за счет концентрации энергии звуковой волны низкой плотности в высокую плотность энергии, связанную с пульсациями и захлопыванием кавитационных пузырьков.Synchronized multi-point pulse-shock action is implemented by alternating wells with propane injection and pulse-shock action. There is a static effect of summing the energy of wave impulses, which contributes to the accelerated mixing of propane with reservoir fluids by 1.3 times, a more uniform distribution of propane in the board due to the concentration of low-density sound wave energy into a high energy density associated with pulsations and collapse of cavitation bubbles.
Далее изменяется состав пластовых флюидов преобразуются тяжелые ароматические структуры, преимущественно смолы и асфальтены, увеличивается доля легкокипящих фракций углеводородных компонентов, нефть становиться более легкой, снижается вязкость добываемой нефти, образуется однофазная жидкость без границы раздела фаз. При этом в пластовых флюидах не образуются нерастворимые осадки при смешении с пластовой водой и/или не образуются газовых гидратов. Пропан не вступает во взаимодействие с породообразующими минералами продуктивного пласта, а именно не происходит набухания при гидратации глин, образования труднорастворимых осадков при реакциях с минералами, что исключает блокирование проводящих каналов продуктивного пласта. Пропан полностью удаляется из продуктивного пласта, чтобы исключить блокирование проводящих каналов продуктивного пласта остаточными жидкостями, которые удерживаются капиллярными силами.Further, the composition of reservoir fluids changes, heavy aromatic structures, mainly resins and asphaltenes, are transformed, the proportion of light-boiling fractions of hydrocarbon components increases, oil becomes lighter, the viscosity of the produced oil decreases, and a single-phase liquid is formed without a phase boundary. At the same time, insoluble precipitates are not formed in formation fluids when mixed with formation water and/or gas hydrates are not formed. Propane does not interact with the rock-forming minerals of the productive formation, namely, it does not swell during clay hydration, the formation of sparingly soluble precipitates during reactions with minerals, which eliminates the blocking of the conductive channels of the productive formation. Propane is completely removed from the reservoir to prevent blockage of the reservoir conduits by residual fluids that are retained by capillary forces.
В результате изменяется реология поведения флюидов, увеличивается подвижность нефти в порах и каналах в пласте и облегчается ее продвижение к скважине.As a result, the rheology of the behavior of fluids changes, the mobility of oil in the pores and channels in the reservoir increases, and its movement to the well is facilitated.
Пример практического применения (пример 1 в таблице).An example of practical application (example 1 in the table).
Предварительно определили мощность, приемистость перфорированного пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти. Выбирали участок пласта с мощностью перфорированного пласта 3,1 м и кинематической вязкостью нефти 1713 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью 28%. При этом количество реагирующих добывающих скважин 5 шт. с расстоянием между скважинами 250 м. The thickness, injectivity of the perforated formation, water cut in production wells, and kinematic viscosity of oil were preliminarily determined. A reservoir section was selected with a perforated reservoir thickness of 3.1 m and a kinematic oil viscosity of 1713 cSt, with an injection well and reacting production wells with a water cut of 28%. At the same time, the number of reacting production wells is 5 pcs. with a distance between wells of 250 m.
Затем произвели остановку нагнетательной скважины за 22 дня до начала проведения ремонта на реагирующих добывающих скважинах.Then the injection well was shut down 22 days before the start of the workover at the reacting production wells.
Закачали пропан в чередующиеся реагирующие добывающие скважины в нижнюю часть перфорированного интервала продуктивного пласта, равномерными потоками, в объеме 43 м3.Propane was pumped into alternating reacting production wells in the lower part of the perforated interval of the productive formation, in uniform flows, in a volume of 43 m 3 .
Далее в реагирующие добывающие скважины, в которых не производили закачку пропана, спустили акустический вибратор (например, патент на изобретение RU 2321736, МПК E21B 43/25), производили импульсно-ударное воздействие на пласт в течение 19,5 ч.Further, an acoustic vibrator was lowered into the reacting production wells, in which propane was not injected (for example, a patent for the invention RU 2321736, IPC E21B 43/25), and the formation was pulsed for 19.5 hours.
Затем вышеописанные операции повторяли, начиная с закачки пропана, при этом меняя реагирующие добывающие скважины для закачки пропана и импульсно-ударного воздействия.Then, the above operations were repeated, starting with propane injection, while changing the reacting production wells for propane injection and pulse-impact.
Далее запустили нагнетательную скважину в работу. Закачали сточную воду с суточным объемом равным 63 м3/сут и давлением равным 112 атм.Next, the injection well was put into operation. Wastewater was pumped with a daily volume of 63 m 3 /day and a pressure of 112 atm.
С приближением значения вязкости к верхней границе эффективность снижается, наблюдается наименьший прирост. As the viscosity value approaches the upper limit, the efficiency decreases, and the smallest increase is observed.
Остальные примеры осуществления способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта выполняют аналогично. Их результаты приведены в табл. (примеры 2-6).The remaining examples of the implementation of the method for the development of high-viscosity oil of the Bashkir object are performed similarly. Their results are given in table. (examples 2-6).
Таблица. Результаты осуществления способа разработки высоковязкой нефти башкирского объектаTable. The results of the implementation of the method for the development of high-viscosity oil of the Bashkir object
Полученные результаты показывают, что повышается эффективность способа разработки высоковязкой нефти башкирского объекта путем увеличения охвата пласта воздействием, равномерности выработки запасов нефти, увеличения коэффициент вытеснения нефти за счет обеспечения комбинированного воздействия на пласт, ускоренного смешения пропана, отсутствия нерастворимых осадков и/или газовых гидратов, полного удаления пропана из продуктивного пласта.The obtained results show that the efficiency of the method for developing high-viscosity oil of the Bashkir object is increased by increasing the coverage of the reservoir by the impact, the uniformity of the development of oil reserves, increasing the oil displacement ratio by providing a combined impact on the reservoir, accelerated mixing of propane, the absence of insoluble sediments and / or gas hydrates, complete removing propane from the reservoir.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2797165C1 true RU2797165C1 (en) | 2023-05-31 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2083810C1 (en) * | 1995-05-06 | 1997-07-10 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for development of high-viscous oil deposits |
| RU2267600C1 (en) * | 2005-01-17 | 2006-01-10 | Алексей Константинович Федин | Hydrocarbon accumulation development method |
| RU2349741C2 (en) * | 2007-03-05 | 2009-03-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium |
| RU2366806C1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-09-10 | Валерий Петрович Дыбленко | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation |
| RU2632791C1 (en) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2083810C1 (en) * | 1995-05-06 | 1997-07-10 | Акционерное общество открытого типа "Удмуртнефть" | Method for development of high-viscous oil deposits |
| RU2267600C1 (en) * | 2005-01-17 | 2006-01-10 | Алексей Константинович Федин | Hydrocarbon accumulation development method |
| RU2349741C2 (en) * | 2007-03-05 | 2009-03-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method of hydrocarbon deposit development with physical effect onto geological medium |
| RU2366806C1 (en) * | 2007-12-28 | 2009-09-10 | Валерий Петрович Дыбленко | Physical effect method used during development of hydrocarbon deposit, and bore-hole plant for method's realisation |
| RU2632791C1 (en) * | 2016-11-02 | 2017-10-09 | Владимир Иванович Савичев | Method for stimulation of wells by injecting gas compositions |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Guo et al. | Lessons learned from alkali/surfactant/polymer-flooding field tests in China | |
| Xu et al. | A review of development methods and EOR technologies for carbonate reservoirs | |
| CN107313762B (en) | Shale hydraulic fracturing method | |
| CN109751029B (en) | Deep shale gas fracturing method | |
| US9376901B2 (en) | Increased resource recovery by inorganic and organic reactions and subsequent physical actions that modify properties of the subterranean formation which reduces produced water waste and increases resource utilization via stimulation of biogenic methane generation | |
| CN110359899B (en) | Method for improving effective reconstruction volume through repeated fracturing of shale gas horizontal well | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| US20170260067A1 (en) | Treatment of subterranean wells with electrolyzed water | |
| EA032858B1 (en) | Method for fracturing a formation in a reservoir | |
| AU2021201823B2 (en) | Ethoxylated amines for use in subterranean formations | |
| CN110905460B (en) | Viscosity-reducing foaming exploitation method for common heavy oil reservoir | |
| RU2679027C2 (en) | Use of alkali metal silicides in post-chops oilfield recovery operations | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CA3090866C (en) | Polyamine polyethers as nonemulsifier components | |
| US10947827B2 (en) | Method for exerting a combined effect on the near-wellbore region of a producing formation | |
| Abramova et al. | Analysis of the modern methods for enhanced oil recovery | |
| WO2021236129A1 (en) | Methods for wellbore formation using thermochemicals | |
| RU2525413C2 (en) | Method of production of oils, gas condensates and gases from deposits and provision of continuous operation of production and injection wells | |
| RU2797165C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil of the bashkir facility | |
| CN104453816A (en) | Method for exploiting heavy oil reservoir by solvent-assisted SAGD (steam assisted gravity drainage) | |
| CN116438278A (en) | Method for controlling water production from a hydrocarbon-bearing subterranean formation using a densified carbon dioxide composition | |
| Kiani* et al. | A novel enhanced oil recovery approach to water flooding in Saskatchewan's tight oil plays | |
| RU2713547C1 (en) | Method for development of oil deposits with large depths of productive horizons and low well yields | |
| Tunio et al. | Recovery enhancement with application of FAWAG for a Malaysian field |