RU2811132C1 - Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения - Google Patents
Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2811132C1 RU2811132C1 RU2023120656A RU2023120656A RU2811132C1 RU 2811132 C1 RU2811132 C1 RU 2811132C1 RU 2023120656 A RU2023120656 A RU 2023120656A RU 2023120656 A RU2023120656 A RU 2023120656A RU 2811132 C1 RU2811132 C1 RU 2811132C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production wells
- injection
- oil
- injection well
- reacting
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 title claims abstract description 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 52
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 49
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 36
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 26
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 22
- 239000001294 propane Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 5
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 7
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 6
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 3
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N Dihydrogen sulfide Chemical compound S RWSOTUBLDIXVET-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229910000037 hydrogen sulfide Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N Methanethiol Chemical compound SC LSDPWZHWYPCBBB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N Sulfur Chemical compound [S] NINIDFKCEFEMDL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 1
- 150000001335 aliphatic alkanes Chemical class 0.000 description 1
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N propylene Natural products CC=C QQONPFPTGQHPMA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 125000004805 propylene group Chemical group [H]C([H])([H])C([H])([*:1])C([H])([H])[*:2] 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 229910052717 sulfur Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011593 sulfur Substances 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к способу разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения. Техническим результатом является повышение выработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах. Способ включает закачку газированной воды в добывающие скважины. Предварительно определяют мощность пласта. Также определяют обводненность добывающих скважин. Также определяют кинематическую вязкость нефти и пластовое давление – Рпл. Определяют реагирующие добывающие скважины. Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%. Количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м. Осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины. Осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч. Запускают нагнетательную скважину. В нагнетательную скважину закачивают газированную воду. Суточный объем закачки в нагнетательную скважину равен 70-80 м3/сут, давление принимают равным 1,4⋅Рпл. Закачку производят в течение 180 сут. Нагнетательную скважину останавливают на 95 дней, после повторяют операции, начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины. 1 табл.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к способу разработки нефтяных месторождений в карбонатных трещиновато-пористо-кавернозных породах-коллекторах.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий поочередную или одновременную закачку в пласт воды и углеводородного (природного, попутного нефтяного) газа [Сургучев М. Л. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи. – М.: Недра, 1985. – 308 с.]. При этом количество закачиваемого углеводородного газа не менее чем в 10 раз превышает необходимый его объем для полного насыщения в воде при пластовом давлении. Так, газоводяной фактор, приведенный к пластовому давлению, составляет не менее 2 нм3/м3⋅МПа, в то время как газоводяной фактор, необходимый для полного насыщения воды, составляет при пластовых условиях около 0,2 нм3/м3⋅МПа. В результате даже при высоких давлениях нагнетания значительная часть углеводородного газа не растворяется в воде, находясь в состоянии свободной газовой фазы.
Недостатком способа является двухфазный характер водогазовой смеси, что предопределяет опережающие прорывы газа к добывающим скважинам, снижает охват пласта заводнением и нефтеотдачу. Помимо этого, применение способа требует высокого удельного расхода дорогостоящего углеводородного газа. Кроме того, при осуществлении способа значительно усложняется оборудование нагнетательной скважины, а ее приемистость снижается не менее чем в 4 раза.
Известен способ заводнения нефтяных пластов водовоздушными растворами в предпереходном фазовом состоянии, осуществляемый путем поддержания отношения объемов воздуха к воде в диапазоне 0,27:1–0,36:1, а отношения забойного давления в нагнетательных скважинах к пластовому давлению в диапазоне 1,1–1,8 [Мирзаджанзаде А. Х., Аметов И. М., Ковалев А. Г. Физика нефтяного и газового пласта. – Москва–Ижевск: ИКИ, 2005. – 280 с.]. При этом водовоздушная смесь, находясь в предпереходном фазовом состоянии, увеличивает охват пласта заводнением.
Недостатком способа является интенсивная коррозия нефтепромыслового оборудования, кроме того, при смешении воздуха и углеводородного газа в добывающей скважине появляется возможность взрыва.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяного месторождения посредством закачки воды и газа в нагнетательные скважины и извлечения нефти через добывающие [Гусев С.В. Методы регулирования водогазового воздействия на пласт на примере опытного участка Самотлорского месторождения. - Нефтяное хозяйство, 1990, № 3, с. 35-39].
К недостаткам способа относится то, что степень аэрации образованной водогазовой смеси не зависит от пластовых условий. Так, при закачке воды и газа на опытном участке Самотлорского месторождения отношение объема закаченного газа к объему нагнетаемой воды для разных скважин отличалось в 10-18 раз. (Ефремов Е. П. и др. Водогазовое воздействие на опытном участке Самотлорского месторождения. Нефтяное хозяйство, 1986, № 12, с. 36-40). В результате этого образованная водогазовая смесь часто обладает очень высокой вязкостью и, соответственно, низкой проникающей способностью, что ухудшает охват нефтяного месторождения воздействием. Кроме этого увеличивается опасность расслоения водогазовой смеси и прорыва газа к добывающим скважинам.
Техническим результатом является повышение выработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата пласта воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры пласта и обеспечения требуемого уровня приемистости.
Технический результат достигается способом разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения, включающим закачку газированной воды в добывающие скважины.
Новым является то, что предварительно определяют мощность пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, пластовое давление – Рпл, определяют реагирующие добывающие скважины, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м, затем осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, после чего запускают нагнетательную скважину, далее в нагнетательную скважину закачивают газированную воду, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки равным 70-80 м3/сут и давлением равным 1,4*Рпл, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней, после повторяют операции начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины.
Способ реализуется при использовании следующих реагентов:
-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;
- сточная вода;
- природный или попутный нефтяной газ.
Сущность способа состоит в следующем.
Выполняют геофизические и гидродинамические исследования на участке пласта. Предварительно определяют мощность пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, пластовое давление – Рпл. Определяют реагирующие добывающие скважины.
Выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%.
При этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м.
Затем осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта. В пласте пропан смешивается с нефтью, происходит изменение состава нефти, 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.
Осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч.
После чего запускают нагнетательную скважину.
Далее в нагнетательную скважину закачивают газированную воду в виде стабильной водогазовой дисперсии, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки равным 70-80 м3/сут и давлением равным 1,4*Рпл, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней. Газированную воду готовят согласно патенту RU № 2293843.
Подобранное соотношение газовой и водяной фаз в газировонной воде оптимально для применения в карбонатных трещиновато-пористо-кавернозных породах-коллекторах и обеспечивает необходимую плотность рабочего агента в пластовых условиях. Газированная вода продвигается от нагнетательной скважины к добывающим скважинам преимущественно по верхней образующей нефтенасыщенного пласта, т.к. плотность водогазовой смеси меньше плотности вытесняемой нефти, в пластовых условиях, что повышает охват нефтяного месторождения воздействием.
Происходит снижение вязкости нефти, как следствие происходит увеличение потока текучей среды в пласте и повышается площадь вытеснения вмещаемого флюида.
После повторяют операции начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины. При прекращении падении среднесуточного дебита нефти более, чем на 15% в течение 95 дней способ прекращают.
Примеры осуществления способа.
Выполнили геофизические и гидродинамические исследования на участке пласта. Предварительно определили мощность пласта 4,5 м, обводненность добывающих скважин 54%, кинематическую вязкость нефти 1840 сСт, пластовое давление – Рпл 7,5 МПа. Определили реагирующие добывающие скважины.
Выбирали участок пласта с мощностью перфорированного пласта 4,5 м и кинематической вязкостью нефти 1840 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью 54%.
При этом количество реагирующих добывающих скважин 5 шт. с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350 м.
Затем осуществили закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме 47м3.
Осуществили технологическую выдержку в течение 2 ч.
После чего запустили нагнетательную скважину.
Далее в нагнетательную скважину осуществляют закачку газированной воды в виде стабильной водогазовой дисперсии, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки равным 70 м3/сут и давлением равным 10,5 МПа, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней.
После повторяли операции начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины с тем же показателями (объемами, длительностью технологической выдержки, давлением). Количество повтором 3 раза.
После прекращения падения среднесуточного дебита нефти более, чем на 15% в течение 95 дней способ прекратили.
Произвели исследования по определению дебита нефти. Результаты исследований показали, что дебит нефти одной добывающей скважины составил 4,8 т/сут, прирост дебита нефти одной добывающей скважины – 1,6 т/сут (пример 1, табл.1).
Остальные примеры осуществления способа выполняют аналогично, их условия проведения и результаты приведены в табл. (примеры 2-8).
Таким образом, предлагаемый способ повышает выработку нефтяной залежи в карбонатных коллекторах путем снижения вязкости нефти, увеличения охвата пласта воздействием, увеличения коэффициента вытеснения нефти за счет повышения проникновения закачиваемого агента в трещины и поры пласта и обеспечения требуемого уровня приемистости.
Таблица – Условия и результаты осуществления способа разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения
| № примера | Средний дебит по нефти до проведения способа, т/сут | Мощность пласта, м | Обводненность добывающих скважин, % | Кинематическую вязкость нефти, сСт |
Пластовое давление Рпл, МПа | Количество реагирующих добывающих скважин, шт | Расстояние между нагнетательной и добывающей скважинами, м | Объем сжиженного пропана, м3 | Технологическая выдержка, ч | Суточный объем закачки газированной воды, м3/сут | Давление закачки газированной воды, МПа | Длительность закачки газированной воды, сут | Длительность остановки нагнетательной скважины, сут | Количество повторов операции, ед. | Средний дебит по нефти после проведения способа, т/сут | Прирост дебита, т/сут |
| 1 | 3,2 | 4,5 | 54 | 1840 | 7,5 | 5 | 350 | 47 | 2 | 70 | 10,5 | 180 | 95 | 3 | 4,8 | 1,6 |
| 2 | 2,7 | 3,8 | 35 | 1915 | 6,9 | 6 | 400 | 35 | 3 | 80 | 9,7 | 180 | 95 | 4 | 4,2 | 1,5 |
| 3 | 1,9 | 5,2 | 72 | 1873 | 7,3 | 4 | 350 | 51 | 2 | 75 | 10,2 | 180 | 95 | 2 | 3,6 | 1,7 |
| 4 | 2,4 | 4,6 | 67 | 1800 | 5,9 | 6 | 370 | 45 | 3 | 80 | 8,3 | 180 | 95 | 3 | 4,2 | 1,8 |
| 5 | 2,5 | 4,1 | 49 | 1896 | 6,4 | 5 | 370 | 43 | 3 | 75 | 8,9 | 180 | 95 | 3 | 4,7 | 2,2 |
| 6 | 3,1 | 5,8 | 36 | 1954 | 6,8 | 6 | 400 | 54 | 3 | 70 | 9,5 | 180 | 95 | 4 | 5,0 | 1,9 |
| 7 | 2,8 | 3,9 | 44 | 1968 | 7,2 | 7 | 400 | 41 | 2 | 75 | 10,0 | 180 | 95 | 2 | 4,9 | 2,1 |
| 8 | 2,6 | 4,8 | 51 | 2000 | 7,2 | 4 | 350 | 47 | 2 | 80 | 10,0 | 180 | 95 | 3 | 4,2 | 1,6 |
Claims (1)
- Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения, включающий закачку газированной воды в добывающие скважины, отличающийся тем, что предварительно определяют мощность пласта, обводненность добывающих скважин, кинематическую вязкость нефти, пластовое давление – Рпл, определяют реагирующие добывающие скважины, выбирают участок пласта с мощностью перфорированного пласта не менее 2 м и кинематической вязкостью нефти 1800-2000 сСт, с нагнетательной скважиной и реагирующими добывающими скважинами с обводненностью не более 70%, при этом количество реагирующих добывающих скважин как минимум четыре с расстоянием между нагнетательной и добывающей скважинами 350-400 м, затем осуществляют закачку сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины в объеме, рассчитанном исходя из приемистости продуктивного пласта, осуществляют технологическую выдержку в течение 2-3 ч, после чего запускают нагнетательную скважину, далее в нагнетательную скважину закачивают газированную воду, состоящую из сточной воды и газа в соотношении 1:5 соответственно, с суточным объемом закачки, равным 70-80 м3/сут, и давлением, равным 1,4⋅Рпл, в течение 180 сут, после чего нагнетательную скважину останавливают на 95 дней, после повторяют операции, начиная с закачки сжиженного пропана в реагирующие добывающие скважины.
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2811132C1 true RU2811132C1 (ru) | 2024-01-11 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2073791C1 (ru) * | 1992-04-02 | 1997-02-20 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа |
| RU2088752C1 (ru) * | 1992-03-11 | 1997-08-27 | Крючков Владимир Иванович | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2135751C1 (ru) * | 1997-06-10 | 1999-08-27 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором |
| RU2250988C1 (ru) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| US7581594B2 (en) * | 2006-03-15 | 2009-09-01 | Chemeor, Inc. | Surfactant method for improved oil recovery from fractured reservoirs |
| RU2527419C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ освоения нефтяных и газовых скважин |
| RU2534870C2 (ru) * | 2013-03-29 | 2014-12-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Способ добычи вязкой нефти |
| US11274535B1 (en) * | 2020-08-28 | 2022-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Seismic assisted flooding processes for oil recovery in carbonates |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2088752C1 (ru) * | 1992-03-11 | 1997-08-27 | Крючков Владимир Иванович | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2073791C1 (ru) * | 1992-04-02 | 1997-02-20 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Способ разработки нефтяного месторождения в карбонатных коллекторах трещинно-кавернозного типа |
| RU2135751C1 (ru) * | 1997-06-10 | 1999-08-27 | Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ разработки нефтяной залежи с карбонатным коллектором |
| RU2250988C1 (ru) * | 2003-12-29 | 2005-04-27 | Аюпов Газим Хакимович | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2270913C2 (ru) * | 2004-06-03 | 2006-02-27 | Тимергалей Кабирович Апасов | Способ обработки призабойной зоны скважины |
| US7581594B2 (en) * | 2006-03-15 | 2009-09-01 | Chemeor, Inc. | Surfactant method for improved oil recovery from fractured reservoirs |
| RU2527419C2 (ru) * | 2012-09-13 | 2014-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ освоения нефтяных и газовых скважин |
| RU2534870C2 (ru) * | 2013-03-29 | 2014-12-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Способ добычи вязкой нефти |
| US11274535B1 (en) * | 2020-08-28 | 2022-03-15 | Saudi Arabian Oil Company | Seismic assisted flooding processes for oil recovery in carbonates |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Alagorni et al. | An overview of oil production stages: enhanced oil recovery techniques and nitrogen injection | |
| Brock et al. | Summary results of CO2 EOR field tests, 1972-1987 | |
| RU2518684C2 (ru) | Способ добычи нефти и других пластовых жидкостей из коллектора (варианты) | |
| RU2715107C2 (ru) | Способ газоциклической закачки жидкого диоксида углерода при сверхкритических условиях в нефтедобывающую скважину | |
| Sanaei et al. | Comprehensive study of gas cycling in the Bakken shale | |
| Graue et al. | Field trial of caustic flooding process | |
| EP2794810B1 (en) | Oil recovery process | |
| RU2811132C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора нефтяного месторождения | |
| RU2579044C1 (ru) | Способ обработки нефтесодержащего пласта | |
| Zhapbasbayev et al. | Experimental study of alkaline-surfactant-polymer compositions for ASP-flooding of cores from highly viscous oil reservoirs | |
| RU2377172C1 (ru) | Способ создания и эксплуатации подземных хранилищ газа в истощенных нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождениях | |
| US3326289A (en) | Process for treating formations with sulfur dioxide solutions | |
| Alwi et al. | Managing micro-emulsion and scale during ASP flooding for North Sabah field EOR | |
| Kiani* et al. | A novel enhanced oil recovery approach to water flooding in Saskatchewan's tight oil plays | |
| Doleschall et al. | Review of the 30 years’ experience of the CO2 imported oil recovery projects in Hungary | |
| Han et al. | Review of Offshore Chemical Flooding Field Applications and Key Lessons Learned | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| US9150778B2 (en) | Working/control fluid for heavy and extra-heavy crude wells | |
| US3330342A (en) | Secondary recovery process for low pressure oil-bearing reservoirs | |
| US9109443B2 (en) | Formulation and method of use for exploitation of heavy and extra heavy oil wells | |
| WO2021230894A1 (en) | Enhancing foam stability using allium sativum oil | |
| RU2797165C1 (ru) | Способ разработки высоковязкой нефти башкирского объекта | |
| US11708751B2 (en) | Method of deploying carbon dioxide foam flooding in an oil reservoir | |
| RU2817425C1 (ru) | Способ ограничения водопритока в скважину | |
| Sulak et al. | Ekofisk Field enhanced recovery |