SU1590050A3 - Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефт ных месторождений - Google Patents
Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефт ных месторождений Download PDFInfo
- Publication number
- SU1590050A3 SU1590050A3 SU864027849A SU4027849A SU1590050A3 SU 1590050 A3 SU1590050 A3 SU 1590050A3 SU 864027849 A SU864027849 A SU 864027849A SU 4027849 A SU4027849 A SU 4027849A SU 1590050 A3 SU1590050 A3 SU 1590050A3
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- salt
- zone
- crystals
- amount
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 20
- 239000013078 crystal Substances 0.000 claims abstract description 15
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims abstract description 15
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N Carbon dioxide Chemical compound O=C=O CURLTUGMZLYLDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 30
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 20
- 229910002092 carbon dioxide Inorganic materials 0.000 claims description 15
- 239000001569 carbon dioxide Substances 0.000 claims description 15
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims description 10
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 4
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 4
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 3
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 abstract description 40
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 13
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000010795 Steam Flooding Methods 0.000 abstract 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 abstract 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 4
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 4
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 3
- WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M Potassium chloride Chemical compound [Cl-].[K+] WCUXLLCKKVVCTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N Carbon monoxide Chemical compound [O+]#[C-] UGFAIRIUMAVXCW-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L Sodium Sulfate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]S([O-])(=O)=O PMZURENOXWZQFD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012298 atmosphere Substances 0.000 description 1
- 229910002091 carbon monoxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- OKBPCTLSPGDQBO-UHFFFAOYSA-L disodium;dichloride Chemical compound [Na+].[Na+].[Cl-].[Cl-] OKBPCTLSPGDQBO-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000002270 dispersing agent Substances 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000002480 mineral oil Substances 0.000 description 1
- 235000010446 mineral oil Nutrition 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000001103 potassium chloride Substances 0.000 description 1
- 235000011164 potassium chloride Nutrition 0.000 description 1
- OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L potassium sulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S([O-])(=O)=O OTYBMLCTZGSZBG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910052939 potassium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011151 potassium sulphates Nutrition 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910052938 sodium sulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000011152 sodium sulphate Nutrition 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/592—Compositions used in combination with generated heat, e.g. by steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/24—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons using heat, e.g. steam injection
- E21B43/243—Combustion in situ
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности. Цель - повышение эффективности способа. Закачивают в скважину газ и водный солевой раствор. В пласте образование зоны кристаллов осуществл ют полным или частичным удалением растворител из водного солевого раствора при температуре пласта выпариванием или водоудал ющим агентом. В качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натри , в качестве водоудал ющего агента - этанол и/или метанол. Вытеснение нефти солевым раствором, вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительное действие на распределение газов между водой и фазой нефти, особенно на распределение газов, хорошо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.
Description
Изобретение относитс к способу увеличени добычи из месторождений , разрабатываемых вытеснением газом , подземным сжиганием или паром.
Цель изобретени - повышение эффективности способа.
При вытеснении газом ни один из известных способов не приводит к удовлетворительному результату. Кроме того, они требуют применени дорогосто щих пенообразующих поверхностно- активных веществ, полимеров, диспергирующих агентов, что делает эти спО собы неэкономичными. Применение известных способов затрудн етс также тем, что взаимодействие нефтеносной породы и жидкости в пласте могут измен ть состав соединений, что делает процесс вытеснени неконтролируемым.
Предлагаемый способ осуществл етс введением в месторождение водного раствора соли и последующим образованием кристаллов соли в порах нефтеносной породы за счет полного или час- .тичного удалени растворител .
i Дл водного раствора примен ют од-. ну или больше неорганических солей, например хпорид натри , хлорид кали , сульфат натри и др., или двойную соль, например смешанный сульфат кали и алюмини . Соль .может образоватьс также in situ в месторождении. Особенно предпочтительно применение
СП
се
сд
ы
15900504
изменени объема 1,225; плотность нефти в породе при 20°С 819 исходное относительное содержание воды 0,3.
Первичную добычу из породы осуществл ют снижением давлени до 36 атм. Выход (добыча) (Е ,), обусловленный вытеснением за счет действи раство- ренного газа и воды, равен 0,38.
После первичной добычи месторождение разрабатывают затем способом вторичного извлечени с использованием природного газа, содержащего 80% двухлорида натри в качестве соли дл водного раствора.
Кристаллы соли в нефтеносной породе образуютс за счет частичного или полного удалени растворител с помощью известных способов, например за счет вьшаривани , разложени и др.
Растворитель удал ют водоудал ю - щим агентом.
Обладающие высокой проницаемостью участки гетерогенной нефтеносной породы оказывают нежелательное вли ние на объемное вытеснение и на затрудненные кристаллами соли или блокированные окиси углерода.
Два соседних участка нефт ного месторождени , имеющие идентичные па10
токи,
При желании осадившиес кристаллы соли частично или полностью раствор ют , закачива дополнительньй растворитель в месторождение, при атом воз-20 можно повторное образование кристаллов соли в других зонах месторождени . Этим путем в зависимости от имеющи:хс условий можно контролировать, проницаемость различных участков к:ефтенос- 25 ных пород.
Повьшение добычи из нефтеносных пород, разрабатьгааемых введением газа , подземным сжиганием или нытеснени- ем паром, достигаетс введением вод- Q ного солевого раствора в месторождение и образованием кристалло соли в порах нефтеносной породы за счет полного или частичного удалени растворител при температуре пласта вьша40
риванием или водоудал ющим ai eHTOM. Возможно повторное растворение (частичное или полное) выделившихс кристаллов соли закачиванием в месторождение дополнительного раство эител с возможным образованием кристаллов соли в других част х месторо;вдени . Водоудал ющим агентом служит этанол и/или метанол.
Вытеснение нефти солевым раствором, д углерода, . вводимым в нефтеносную породу, оказывает положительньй эффект на распределение газов между водой и фазой нефти , особенно на распределение газов, хорощо растворимых в воде, таких как двуокись углерода.
Пример 1. Пористый песчаник имеет следующие параметры: пористость 0,21 (предельные значени 0, и 0,23) проницаемость 0,060 jUM (предельные значени 0,01-0,1 хм): температура
раметры и разрабатываемые обводнением из п ти точек, использованы дл сравнени известного способа с использованием двуокиси углерода и предлагаемого способа.
Каждый из участков с п тью пункта ми обводнени имеет объем лор 17500 м и содержит исходно 10000 м нефти. При первичной добыче извлекают 3800 м нефти (Е R, 0,38).
Добычу с первого участка обычным способом с использованием двуокиси углерода осуществл ют следующим образом .
Давление в слое нефтеносной породы повьшают до 100 атм введением природного газа, содержащего двуокись углерода , через скважину накачки, а через скважину добычи производ т контролируемое получение- нефти. При закачивании природного газа, содержащего двуокись углерода, в количестве 0,36 объема пор (при 100 атм и 64 С) дополнительно получают нефть в количестве 0,03, затем провод т даклическое введение вода - газ при 100 атм (газ- природный, содержащий 80% двуокиси а вода - свежа ).
50
55
сло исходное давление; в сдое 100 атм; отнощение растворенного газа и нефти 56 коэффициент
В результате закачивани газа в количестве 0,2 объема пор выход нефти повышают еще на 0,12. В конце вторичной добьии снова закачивают воду в количестве 0,3 объема пор и получают дополнительный выход нефти 0,03. В результате получают выход вторичной добычи нефти (ER,J), равный 0,18, т.е. общий полученньй выход нефти (Е , равен 0,56. К первому участку, разработанному обычным способом вторичной добычи с использованием двуокиси углерода , может быть применен предлага0 5
Q
0
д углерода, раметры и разрабатываемые обводнением из п ти точек, использованы дл сравнени известного способа с использованием двуокиси углерода и предлагаемого способа.
Каждый из участков с п тью пункта ми обводнени имеет объем лор 17500 м и содержит исходно 10000 м нефти. При первичной добыче извлекают 3800 м нефти (Е R, 0,38).
Добычу с первого участка обычным способом с использованием двуокиси углерода осуществл ют следующим образом .
Давление в слое нефтеносной породы повьшают до 100 атм введением природного газа, содержащего двуокись углерода , через скважину накачки, а через скважину добычи производ т контролируемое получение- нефти. При закачивании природного газа, содержащего двуокись углерода, в количестве 0,36 объема пор (при 100 атм и 64 С) дополнительно получают нефть в количестве 0,03, затем провод т даклическое введение вода - газ при 100 атм (газ- природный, содержащий 80% двуокиси а вода - свежа ).
углерода,
В результате закачивани газа в количестве 0,2 объема пор выход нефти повышают еще на 0,12. В конце вторичной добьии снова закачивают воду в количестве 0,3 объема пор и получают дополнительный выход нефти 0,03. В результате получают выход вторичной добычи нефти (ER,J), равный 0,18, т.е. общий полученньй выход нефти (Е , равен 0,56. К первому участку, разработанному обычным способом вторичной добычи с использованием двуокиси углерода , может быть применен предлагаемый способ как способ третичной до- бычи.
Характеристики проход щего потока позвол ют предположить, что в эксплуатации задействована 70%-на дол эффективной толщины сло .
На первой стадии процесса через скважину нагнетани в пласт закачивают 0,3 от объема пор природного газа, сод ержащего диоксид углерода, и 0,3 от объема пор концентрированного рас-г- вора хлорида натри , затем 0,05 от объема пор этанола, дополнительно 0,3 от объема пор осушенного углекислого газа и 0,5 от объема пор воды,
При третичной добыче с использованием предлагаемого способа дополнительно получают 20% нефти (Е (з f 0,2), т.е. результирующий выход нефти (Enj) составл ет 0,76.
Пример 2. Предлагаемым способом производ т вторичную добычу неф- ;ти со второго участка.
0,3 объема пор дозами приблизительно 0,05 объема пор и меньше, и в конце в слой ввод т газ в количестве 0,15 объема пор. Повьшение выхода нефти равно 24%.
На последней стадии способа закачивают свежую воду в количестве 0,3 объема пор и получают повышение выио- да нефти на 12%.
В результате вторинной добыни no-j лучают дополнительное количество нефти (Е, 0,39) и общий выход нефти повышаетс до Ер2 0,77. Этот резуль- тат превьш1ает выход нефти, получаемьй с использованием обычного способа вторичной добычи на 0,21.
Claims (1)
- Формула изобретениСпособ добычи нефти из вертикально залегающих гетерогенных нефт ных месторождений путем закачки газа и водных солевых растворов и образовани в плаПерва стади способа, т.е. повы- .25 сте зоны кристаллов соли, выпавших изшение давлени р слое до 100 атм с помощью природного газа, содержащего 80% двуокиси углерода, при контролируемом выходе нефти, идентична первой стадии дополнительного извлечени неф-до соли осуществл ют полным или частич- ти с первого участка., ным удалением растворител из водногораствора, и перемещение этой зоны в пласте, отличающийс тем что, с целью повышени эффективности способа, образование зоны кристалловПри закачивании газа в количестве 0,36 объема пор получают дополнительное количество нефти 0,03. Затем в ме;- стороладение закачивают концентриро- ванньй раствор соли в количестве 0,3 объема пор и содержащий двуокись углерода природный газ в количествесоли осуществл ют полным или частич- ным удалением растворител из водногораствора, и перемещение этой зоны в пласте, отличающийс тем что, с целью повышени эффективности способа, образование зоны кристалловсолевого раствора при температуре ппаста вьтариванием или водоудал ющим агентом, причем в качестве водных солевых растворов закачивают в пласт концентрированный раствор хлорида натри , а в качестве водоудал к цего аген та - этанол и/или метанол.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| HU844315A HU197065B (en) | 1984-11-21 | 1984-11-21 | Method for increasing the recovery of vertically heterogeneous petroleum reservoirs working by gas drive |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1590050A3 true SU1590050A3 (ru) | 1990-08-30 |
Family
ID=10967624
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU864027849A SU1590050A3 (ru) | 1984-11-21 | 1986-07-19 | Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефт ных месторождений |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US4844155A (ru) |
| AT (1) | AT391347B (ru) |
| HU (1) | HU197065B (ru) |
| SU (1) | SU1590050A3 (ru) |
| WO (1) | WO1986003251A1 (ru) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7809538B2 (en) | 2006-01-13 | 2010-10-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time monitoring and control of thermal recovery operations for heavy oil reservoirs |
| US7770643B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydrocarbon recovery using fluids |
| US7832482B2 (en) | 2006-10-10 | 2010-11-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Producing resources using steam injection |
| CA2972203C (en) | 2017-06-29 | 2018-07-17 | Exxonmobil Upstream Research Company | Chasing solvent for enhanced recovery processes |
| CA2974712C (en) | 2017-07-27 | 2018-09-25 | Imperial Oil Resources Limited | Enhanced methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation as a follow-up to thermal recovery processes |
| CA2978157C (en) | 2017-08-31 | 2018-10-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Thermal recovery methods for recovering viscous hydrocarbons from a subterranean formation |
| CA2983541C (en) | 2017-10-24 | 2019-01-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for dynamic liquid level monitoring and control |
Family Cites Families (21)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3104714A (en) * | 1963-09-24 | Apparatus to prevent fouling of wire | ||
| US2903065A (en) * | 1957-08-07 | 1959-09-08 | Pure Oil Co | Secondary recovery of oil from reservoirs by successive precipitation |
| US3072185A (en) * | 1958-03-17 | 1963-01-08 | Pure Oil Co | Improved flooding method for the recovery of petroleum |
| US3055423A (en) * | 1959-05-04 | 1962-09-25 | Phillips Petroleum Co | Controlling selective plugging of carbonaceous strata for controlled production of thermal drive |
| US3070167A (en) * | 1959-07-30 | 1962-12-25 | Jersey Prod Res Co | Device for pumping tools into wells |
| US3180414A (en) * | 1961-03-27 | 1965-04-27 | Phillips Petroleum Co | Production of hydrocarbons by fracturing and fluid drive |
| US3331438A (en) * | 1964-09-30 | 1967-07-18 | Mobil Oil Corp | Method for in situ retorting of oil shale employing artificial barriers |
| US3292702A (en) * | 1966-06-07 | 1966-12-20 | Exxon Production Research Co | Thermal well stimulation method |
| US3530935A (en) * | 1968-06-03 | 1970-09-29 | Brown Oil Tools | Motor for running and retrieving well tools |
| US3543852A (en) * | 1968-12-16 | 1970-12-01 | Otis Eng Corp | Well tools |
| US3566967A (en) * | 1969-06-19 | 1971-03-02 | Pan American Petroleum Corp | Thermal plugging with silicate solutions |
| US4026357A (en) * | 1974-06-26 | 1977-05-31 | Texaco Exploration Canada Ltd. | In situ gasification of solid hydrocarbon materials in a subterranean formation |
| US4293283A (en) * | 1977-06-06 | 1981-10-06 | Roeder George K | Jet with variable throat areas using a deflector |
| US4440652A (en) * | 1981-03-23 | 1984-04-03 | Texaco Development Corporation | Process for secondary recovery |
| US4441861A (en) * | 1981-07-10 | 1984-04-10 | Canalizo Carlos R | Well production apparatus and method |
| US4398602A (en) * | 1981-08-11 | 1983-08-16 | Mobil Oil Corporation | Gravity assisted solvent flooding process |
| SU1030534A1 (ru) * | 1981-12-16 | 1983-07-23 | Красноярский Отдел Бурения И Испытания Скважин Восточно-Сибирского Научно-Исследовательского Института Геологии,Геофизики И Минерального Сырья | Способ изол ции низкопроницаемого пласта скважины |
| US4418751A (en) * | 1982-03-31 | 1983-12-06 | Atlantic Richfield Company | In-situ combustion process |
| US4495994A (en) * | 1983-02-02 | 1985-01-29 | Texaco Inc. | Thermal injection and in situ combustion process for heavy oils |
| US4605069A (en) * | 1984-10-09 | 1986-08-12 | Conoco Inc. | Method for producing heavy, viscous crude oil |
| US4597442A (en) * | 1985-02-26 | 1986-07-01 | Shell Oil Company | Reservoir preflushing process for increasing the rate of surfactant transport in displacing oil with injected steam and steam-foaming surfactant |
-
1984
- 1984-11-21 HU HU844315A patent/HU197065B/hu unknown
-
1985
- 1985-11-15 WO PCT/HU1985/000067 patent/WO1986003251A1/en unknown
- 1985-11-15 AT AT0904785A patent/AT391347B/de not_active IP Right Cessation
-
1986
- 1986-07-19 SU SU864027849A patent/SU1590050A3/ru active
-
1988
- 1988-04-28 US US07/187,238 patent/US4844155A/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| HU197065B (en) | 1989-02-28 |
| WO1986003251A1 (en) | 1986-06-05 |
| ATA904785A (de) | 1990-03-15 |
| HUT41089A (en) | 1987-03-30 |
| US4844155A (en) | 1989-07-04 |
| AT391347B (de) | 1990-09-25 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5046560A (en) | Oil recovery process using arkyl aryl polyalkoxyol sulfonate surfactants as mobility control agents | |
| CA2259575C (en) | Use of oil and gas field chemicals | |
| US4113011A (en) | Enhanced oil recovery process | |
| US4605066A (en) | Oil recovery method employing carbon dioxide flooding with improved sweep efficiency | |
| CA1248014A (en) | Miscible oil recovery process | |
| CA2091417A1 (en) | Oil recovery process using mobility control fluid comprising alkylated diphenyloxide sulfonates and foam forming amphoteric surfactants | |
| US5025863A (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery process | |
| CA1301636C (en) | Gas flooding processing for the recovery of oil from subterranean formations | |
| US4690217A (en) | Process for water injectivity improvement treatment of water injection wells | |
| US4836281A (en) | Process for improving the gas sweeping of an oil formation, using foams mainly containing surfactants with perfluoric groups | |
| CA2102980A1 (en) | Method for recovering oil from a subterranean oil containing formation | |
| CA1220415A (en) | High sweep efficiency steam drive oil recovery method | |
| SU1590050A3 (ru) | Способ добычи нефти из вертикальнозалегающих гетерогенных нефт ных месторождений | |
| US3376924A (en) | Foam drive for secondary recovery | |
| US4295980A (en) | Waterflood method | |
| US3876002A (en) | Waterflooding process | |
| US4440651A (en) | Use of peroxide in waterflood oil recovery | |
| US4187185A (en) | Oil recovery process using oxyalkylated additives | |
| US4232738A (en) | Petroleum recovery process using native petroleum surfactants | |
| US3220473A (en) | Solvent flood oil recovery method | |
| RU2103492C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| RU2108451C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| US4194563A (en) | High conformance enhanced oil recovery process | |
| RU2089720C1 (ru) | Способ разработки нефтегазоконденсантной залежи с поддержанием пластового давления | |
| US4799551A (en) | Enhanced oil recovery |