RU2669949C1 - Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей - Google Patents
Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей Download PDFInfo
- Publication number
- RU2669949C1 RU2669949C1 RU2017146027A RU2017146027A RU2669949C1 RU 2669949 C1 RU2669949 C1 RU 2669949C1 RU 2017146027 A RU2017146027 A RU 2017146027A RU 2017146027 A RU2017146027 A RU 2017146027A RU 2669949 C1 RU2669949 C1 RU 2669949C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oxygen
- injection
- oil
- wells
- light hydrocarbons
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 43
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 31
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims abstract description 31
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 28
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 25
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 20
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 11
- 230000009466 transformation Effects 0.000 claims abstract description 11
- 239000011261 inert gas Substances 0.000 claims abstract description 10
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims abstract description 10
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims abstract description 9
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 6
- 239000003949 liquefied natural gas Substances 0.000 claims 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 19
- 238000001914 filtration Methods 0.000 abstract description 10
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 13
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 8
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 8
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 6
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 4
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N Propane Chemical compound CCC ATUOYWHBWRKTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 2
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 2
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 2
- 230000001629 suppression Effects 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 1
- 239000007800 oxidant agent Substances 0.000 description 1
- 230000001590 oxidative effect Effects 0.000 description 1
- 239000001294 propane Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
-
- 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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
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 области разработки нефтяных месторождений, в частности к добыче нефти из низкопроницаемых коллекторов. Технический результат - повышение нефтеотдачи пласта за счет снижения фильтрационного сопротивления движению флюидов. По способу осуществляют бурение системы наклонно направленных и/или горизонтальных скважин. Перфорируют боковые стволы. Проводят многократный гидравлический разрыв пласта с образованием системы трещин. Закачивают в образованную систему трещин через нагнетательные и добывающие скважины проппант. Затем закачивают через нагнетательные скважины кислородсодержащий агент с созданием зоны окисления с повышенной температурой. При этом перед закачкой кислородсодержащего агента через нагнетательные скважины закачивают оторочку в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов, содержащей не менее 80% легких углеводородов от С3 до С6 включительно. После закачки указанной оторочки нагнетательные скважины промывают азотом в объеме не менее 2,5 объемов ствола скважины для удаления легких углеводородов. В качестве кислородсодержащего агента используют смесь кислорода и азота с концентрацией кислорода 10-40 мол.%. Объемы кислородсодержащего агента и оторочки в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов выбирают исходя из условия обеспечения максимальной смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, легких углеводородов и инертного газа - продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента. 2 ил., 4 ил.
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных месторождений, в частности, к способам добычи нефти из низкопроницаемых коллекторов.
Известен способ термогазовой обработки пласта, включающий закачку в пласт окислителя и охладителя (RU 2433258).
Недостатком указанного способа является невозможность его использования для добычи нефти из низкопроницаемых глинистых коллекторов, т.к. в результате последовательного воздействия высокой температуры и охладителя (вода или водные растворы) будут происходить процессы набухания и диспергирования глинистых компонентов породы, что приведет к затуханию фильтрации через пласт.
Известен способ разработки газовых месторождений в низкопроницаемых коллекторах, включающий бурение на месторождении вертикальных и горизонтальных скважин с многоствольным окончанием, проведении многостадийного гидроразрыва пласта и стимулирования работы скважин нагнетанием воды и воздуха (RU 2515776).
Недостатком известного способа является высокая сложность создания в пласте гидравлически связанной системы, что будет усиливать неоднородность пласта и ухудшать охват пласта воздействием, а также из-за неэффективности закачки воды в низкопроницаемые глинистые коллектора для вытеснения нефти.
Также известен способ разработки нефтяной залежи, заключающийся в закачке в нагнетательные скважины воздуха, водовоздушной смеси, горячей воды и растворителя для нефти (RU 2403383).
Данный способ не позволяет добывать легкую нефть из низкопроницаемого пласта т.к. отсутствует возможность закачки в пласт водовоздушной смеси и горячей воды, обладающими заметными фильтрационными сопротивлениями.
Кроме того, горячая вода и воздухо-воздушная смесь вызывают набухание и диспергирование глинистых компонентов породы и затухание фильтрации в пласте.
Из известных способов наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения, включающий бурение на месторождении системы вертикальных и горизонтальных скважин, а также боковых стволов, проведение перфорации боковых стволов нагнетательных и добывающих скважин, гидравлический разрыв пласта, закачку в образовавшиеся трещины пропанта, закачку через нагнетательные скважины кислородсодержащей смеси с созданием зоны окисления и последующую добычу нефти с помощью скважинной добывающей системы (RU 2567918).
Однако известный способ не обеспечивает высокой степени вытеснения нефти, что обусловлено низким уровнем смесимости нефти и инертного газового агента, образованного в ходе окислительной реакции в пласте.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является снижение фильтрационного сопротивления движению флюидов и, соответственно, повышение нефтеотдачи пласта.
Указанная проблема решается тем, в способе разработки низкопроницаемых нефтяных залежей, включающем вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, бурение системы наклонно направленных и/или горизонтальных скважин, перфорацию боковых стволов и последующее проведение многократного гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин, закачку в образованную систему трещин через нагнетательные и добывающие скважины пропанта, последующую закачку через нагнетательные скважины кислородсодержащего агента с созданием зоны окисления с повышенной температурой и отбор продукции из добывающих скважин, согласно изобретению, перед закачкой кислородсодержащего агента через нагнетательные скважины закачивают оторочку в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов, причем объемы кислородсодержащего агента и оторочки в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов выбирают исходя из условия обеспечения максимальной смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, легких углеводородов и инертного газа -продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении подавления капиллярных сил и снижения межфазного натяжения на границе фаз.
Сущность способа поясняется чертежами, иллюстрирующими примеры реализации способа, где на фиг. 1 приведена схема расположения нагнетательных (1-3) и добывающих (4-9) скважин; (где: а и b - расстояния между скважинами) и фиг. 2 - схема расположения добывающих (1-4) и нагнетательной (5) скважин, (где: r - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами).
Способ осуществляют следующим образом.
Производят вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи и бурение системы наклонно направленных и/или горизонтальных скважин. Осуществляют перфорацию боковых стволов нагнетательных и добывающих скважин и последующий многократный гидравлический разрыв пласта с образованием системы трещин. После чего в образованную систему трещин через нагнетательные и добывающие скважины осуществляют закачку пропанта. Сетку размещения скважин и режим осуществления гидравлического разрыва пласта проводят с учетом направления природных трещин и напряжений в низкопроницаемых пластах для обеспечения максимального охвата пласта воздействием и позднего прорыва вытесняющего флюида к добывающим скважинам.
Затем через нагнетательные скважины производят закачку оторочки в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) с содержанием не менее 80% легких углеводородов с C3 до C6 включительно.
После чего нагнетательные скважины промывают азотом для удаления паров легких углеводородов, закачку азота производят в объеме не менее 2,5 объемов ствола скважины.
Затем приступают к закачиванию кислородсодержащего агента с созданием зоны окисления с повышенной температурой и с генерацией в пласте инертного газового агента.
В качестве кислородсодержащего агента используют смесь кислорода и азота с концентрацией кислорода 10-40 мольн. %.
В случае прорыва кислородсодержащего агента в добывающие скважины и при содержании кислорода в составе попутных газов 2 мольн. % и выше добывающие скважины останавливают и продувают азотом в объеме не менее 2,5 объемов ствола скважины.
Традиционно трансформация в пласте закачиваемого воздуха в инертный газовый агент позволяет получить непосредственно в пласте легко подвижный газовый агент, вытесняющий нефть и способный реализовать в пластовых условиях несмешивающийся режим вытеснения нефти, близкий, но не совпадающий, со смешивающимся режимом вытеснения нефти, но не обеспечивает полное подавление капиллярных сил, препятствующих вытеснению нефти.
Создание предварительных условий путем закачки перед кислородсодержащим агентом оторочки из ШФЛУ позволяет достичь высокую смесимость системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов (закаченная ШФЛУ и испарившиеся из нефти легкие углеводороды) и инертного газового агента (продукт пластовой трансформации воздуха), что обеспечит полное подавление капиллярных сил, снизит межфазное натяжение и вязкость пластовой нефти, а также уменьшит сопротивление фильтрации. Легкие углеводороды и инертный продукт внутрипластовой трансформации воздуха обладают меньшей вязкостью, чем вода и нефть, что значительно уменьшает общее сопротивление фильтрации в низкопроницаемом пласте.
Таким образом, закачка оторочки в виде в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов создает оптимальные условия для осуществления тепло-газового воздействия в условиях глинистого низкопроницаемого коллектора.
Объемы оторочки ШФЛУ и кислородсодержащего агента оптимизируют с помощью математического моделирования пласта, исходя из условия обеспечения максимально возможного уровня смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов и образовавшегося инертного газа внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента.
Как известно низкая проницаемость коллекторов (например, тюменской свиты) в значительной степени связана с большим содержанием глинистого цемента. Глинистые минералы способны менять смачиваемость с гидрофобной на гидрофильную и увеличивать объем (набухание) при контакте с водой, что приводит к увеличению граничных слоев на поверхности породы и отрицательно влияет на проницаемость. В случае глинистых коллекторов проницаемость может значительно уменьшаться по мере роста насыщенности пористой среды водой.
При использовании предлагаемого способа при закачке ШФЛУ и кислородсодержащего агента (который трансформируется в пласте в инертный газовый агент) насыщенность гидрофобной фазой не уменьшается, что повысит проницаемость пласта для гидрофобных флюидов.
При этом уменьшается степень набухания глин за счет стабилизации и повышения насыщенности горных пород инертными продуктами и продуктами окисления нефти.
Ниже приведены примеры реализации предлагаемого способа, иллюстрирующие, но не ограничивающие его применение.
Пример 1.
Осуществляют способ разработки низкопроницаемой нефтяной скважины. Проницаемость пласта составляет 0,002-0,003 мкм. Бурение системы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют в соответствии со схемой, изображенной на фигуре 1. После проведения гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин и закачки в образованную систему трещин пропанта закачивают в пласт через добывающую скважину определенный объем широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ). После этого через нагнетательную скважину нагнетают в пласт кислородсодержащий агент (воздух) при давлении 250 атм.
Необходимый для закачки в пласт объем ШФЛУ устанавливают в ходе лабораторных фильтрационных динамических испытаний образца пластовой породы и образца нефти разрабатываемого месторождения. При этом устанавливают допустимо минимальное значение объема ШФЛУ и допустимо минимальное значение объема газового агента, обеспечивающие при данных условиях (вязкость 0,41 мПа⋅с, пластовая температура 92°С) достижение максимально возможного уровня смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов и газового агента - модельного продукта внутрипластовой трансформации воздуха. Условие достижения максимально возможного уровня смесимости системы соответствует достижению максимально возможного коэффициента вытеснения нефти для испытываемых образцов пластовой породы и нефти. Таким образом, осуществляют серию лабораторных испытаний с варьируемыми значениями закачиваемых объемов ШФЛУ и газового агента - продукта внутрипластовой трансформации воздуха.
Результаты эксперимента приведены в табл. 1, табл. 2.
Таким образом, объем ШФЛУ, равный 10% от объема пор пластовой породы, и объем газового агента, равный 120% от объема пор пластовой породы, соответствуют достижению максимально возможного уровня смесимости системы при данных условиях и, соответственно, максимально возможному коэффициенту вытеснения нефти. При этом объем газового агента должен быть не менее 120% от объема пор пластовой породы.
Поровый объем участка пласта, ограниченного скважинами №1 - №9 (см. фигура 1), определяется по формуле:
Vп=4*a*b*L*k, где:
а и b - расстояния между скважинами (составляет 100 м),
L - толщина пласта (составляет 10 м),
k - коэффициент пористости пласта (устанавливается в результате исследований кернового материала и составляет 0,17).
Vп=4*100*100*10*0,17=68000 м3.
Объем нефти в пласте на участке, ограниченном скважинами №1 - №9 (см. фигура 1), определяется по формуле:
Vн=Vп*S, где
S - коэффициент нефтенасыщенности пласта (устанаваливается в результате геофизических исследований и составляет 0,5).
Vн=68000*0,5=34000 м3.
Согласно результатам проведенных лабораторных испытаний (табл. 1, 2) в нагнетательные скважины №1 - №3 в равных долях закачано:
Vп*10%/100=68000*0,1=6800 м3 оторочки ШФЛУ и
Vп*120%/100=68000*120/100=81600 м3 газового агента при давлении 250 атм или 81600*250=20400000 м3 газового агента при нормальных условиях. Перед закачкой воздуха скважину продули азотом объемом, равным пяти объемам ствола скважины.
Общее количество добытой нефти составило 19720 м3, что соответствовало коэффициенту извлечения нефти 58%. Реальный коэффициент извлечения нефти ниже коэффициента вытеснения нефти в лабораторных испытаниях ввиду неоднородности пласта.
Пример 2
Осуществляют способ разработки низкопроницаемой нефтяной скважины. Проницаемость пласта составляет 0,001-0,002 мкм2. Бурение системы нагнетательных и добывающих скважин осуществляют в соответствии со схемой, изображенной на фигуре 2. После проведения гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин и закачки в образованную систему трещин пропанта закачивают в пласт через добывающую скважину определенный объем широкой фракции углеводородов (ШФЛУ). После этого через нагнетательную скважину нагнетают в пласт кислородсодержащий агент (воздух) при давлении 230 атм.
Необходимый для закачки в пласт объем ШФЛУ устанавливают в ходе лабораторных фильтрационных динамических испытаний образца пластовой породы и образца нефти разрабатываемого месторождения. При этом устанавливают допустимо минимальное значение объема ШФЛУ и допустимо минимальное значение объема газового агента, обеспечивающие при данных условиях (вязкость 0,22 мПа⋅с, пластовая температура 112°С) достижение максимально возможного уровня смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, смеси легких углеводородов и воздуха в качестве кислородсодержащего агента. Условие достижения максимально возможного уровня смесимости системы соответствует достижению максимально возможного коэффициента вытеснения нефти для испытываемых образцов пластовой породы и нефти. Таким образом, осуществляют серию лабораторных испытаний с варьируемыми значениями закачиваемых объемов ШФЛУ и газового агента - продукта внутрипластовой трансформации воздуха.
Результаты эксперимента приведены в табл. 3, табл. 4.
Таким образом, объем ШФЛУ, равный 5% от объема пор пластовой породы, и объем газового агента, равный 120% от объема пор пластовой породы, соответствуют достижению максимально возможного уровня смесимости системы при данных условиях и, соответственно, максимально возможному коэффициенту вытеснения нефти. При этом объем газового агента должен быть не менее 120% от объема пор пластовой породы.
Поровый объем участка пласта, ограниченного скважинами №1 - №4 (см. фигура 2), определяется по формуле:
Vп=π*r2*L*k, где:
r - расстояние между нагнетательной и добывающими скважинами (составляет 100 м),
L - толщина пласта (составляет 10 м),
k - коэффициент пористости пласта (устанавливается в результате исследований скважин и кернового материала и составляет 0,19).
Vп=3,14*1002*10*0,19=59660 м3.
Объем нефти в пласте на участке, ограниченном скважинами №1 - №4, определяется по формуле:
Vн=Vп*8, где:
S - коэффициент нефтенасыщенности пласта (устанавалтвается в результате геофизических исследований и составляет 0,6).
Vн=59660*0,6=35796 м3.
Согласно результатам проведенных лабораторных испытаний (табл. 3, 4) в нагнетательную скважину №5 закачивают:
Vп*5%/100=59660*0,05=2983 м3 оторочки ШФЛУ и
Vп*120%/100=59660*120/100=71592 м3 газового агента при давлении 230 атм или 71592*230=16466160 м3 газового агента при нормальных условиях. Перед закачкой воздуха скважину продули азотом объемом, равным пяти объемам ствола скважины.
Общее количество добытой нефти составило 22194 м3, что соответствовало коэффициенту извлечения нефти 62%. Реальный коэффициент извлечения нефти ниже коэффициента вытеснения нефти в лабораторных испытаниях ввиду неоднородности пласта.
Таким образом, создание предварительных условий для образования продукта внутрипластовой трансформации воздуха - инертного газового агента - обеспечивает вытеснение нефти из низкопроницаемых коллекторов и снижение фильтрационного сопротивления движению флюидов в пласте за счет достижения максимально полной смесимости между нефтью и газом.
Применение предлагаемого способа позволит повысить степень извлечения нефти из низкопроницаемых пластов на 20-40%, т.е. в тех случаях, когда традиционный метод заводнения неэффективен.
Реализация предлагаемого способа обеспечит решение проблемы эффективной добычи нефти из низкопроницаемых (менее 0,02-0,010 мкм) коллекторов.
Claims (1)
- Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей, включающий вскрытие вертикальной скважиной нефтяной залежи, бурение системы наклонно направленных и/или горизонтальных скважин, перфорацию боковых стволов, последующее проведение многократного гидравлического разрыва пласта с образованием системы трещин, закачку в образованную систему трещин через нагнетательные и добывающие скважины проппанта, последующую закачку через нагнетательные скважины кислородсодержащего агента с созданием зоны окисления с повышенной температурой и отбор продукции из добывающих скважин, отличающийся тем, что перед закачкой кислородсодержащего агента через нагнетательные скважины закачивают оторочку в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов, содержащей не менее 80% легких углеводородов от С3 до С6 включительно, после закачки указанной оторочки нагнетательные скважины промывают азотом в объеме не менее 2,5 объемов ствола скважины для удаления легких углеводородов, а в качестве кислородсодержащего агента используют смесь кислорода и азота с концентрацией кислорода 10-40 мол.%, причем объемы кислородсодержащего агента и оторочки в виде сжиженной широкой фракции легких углеводородов выбирают исходя из условия обеспечения максимальной смесимости системы, состоящей из пластовой нефти, легких углеводородов и инертного газа - продукта внутрипластовой трансформации кислородсодержащего агента.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146027A RU2669949C1 (ru) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146027A RU2669949C1 (ru) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2669949C1 true RU2669949C1 (ru) | 2018-10-17 |
Family
ID=63862380
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146027A RU2669949C1 (ru) | 2017-12-26 | 2017-12-26 | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2669949C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751762C1 (ru) * | 2016-08-28 | 2021-07-16 | Линде Акциенгезелльшафт | Неразделенная широкая фракция легких углеводородов для повышения нефтеотдачи |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1241748A1 (ru) * | 1984-11-19 | 1996-01-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2085723C1 (ru) * | 1994-04-12 | 1997-07-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами |
| RU2403383C1 (ru) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| US20110303460A1 (en) * | 2008-12-23 | 2011-12-15 | Eth Zurich | Rock drilling in great depths by thermal fragmentation using highly exothermic reactions evolving in the environment of a water-based drilling fluid |
| RU2567918C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
-
2017
- 2017-12-26 RU RU2017146027A patent/RU2669949C1/ru active IP Right Revival
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1241748A1 (ru) * | 1984-11-19 | 1996-01-10 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Способ разработки нефтяного месторождения |
| RU2085723C1 (ru) * | 1994-04-12 | 1997-07-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Способ разработки нефтяного месторождения, представленного неоднородными коллекторами |
| US20110303460A1 (en) * | 2008-12-23 | 2011-12-15 | Eth Zurich | Rock drilling in great depths by thermal fragmentation using highly exothermic reactions evolving in the environment of a water-based drilling fluid |
| RU2403383C1 (ru) * | 2009-12-14 | 2010-11-10 | Открытое Акционерное Общество "Зарубежнефть" | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2567918C1 (ru) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения |
| RU2576267C1 (ru) * | 2015-01-15 | 2016-02-27 | Владимир Георгиевич Кирячек | Способ комбинированного воздействия на пласты, содержащие углеводороды и/или твердые органические вещества, и устройство для осуществления способа |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2751762C1 (ru) * | 2016-08-28 | 2021-07-16 | Линде Акциенгезелльшафт | Неразделенная широкая фракция легких углеводородов для повышения нефтеотдачи |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Pei et al. | Experimental study of nanoparticle and surfactant stabilized emulsion flooding to enhance heavy oil recovery | |
| US5632336A (en) | Method for improving injectivity of fluids in oil reservoirs | |
| Alvarez et al. | Current overview of cyclic steam injection process | |
| US4186802A (en) | Fracing process | |
| Thomas et al. | Chemical methods for heavy oil recovery | |
| US10030491B2 (en) | Method for increasing gas recovery in fractures proximate fracture treated wellbores | |
| US4387770A (en) | Process for selective injection into a subterranean formation | |
| US10087737B2 (en) | Enhanced secondary recovery of oil and gas in tight hydrocarbon reservoirs | |
| CA2698757A1 (en) | Application of reservoir conditioning in petroleum reservoirs | |
| Korolev et al. | Regulation of filtration characteristics of highly watered terrigenous formations using complex chemical compositions based on surfactants | |
| MX2011003125A (es) | Metodo para la recuperacion de petroleos pesados/viscosos de una formacion subterranea. | |
| RU2543009C1 (ru) | Способ разработки газонефтяной залежи | |
| CA2868189A1 (en) | Method for producing heavy oil | |
| EA038753B1 (ru) | Способ селективной обработки призабойной зоны пласта | |
| RU2669949C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемых нефтяных залежей | |
| RU2722893C1 (ru) | Способ разработки многопластового неоднородного нефтяного месторождения | |
| Jin et al. | Performance analysis of wells with downhole water loop installation for water coning control | |
| CA2958715A1 (en) | Systems and methods for producing viscous hydrocarbons from a subterranean formation that includes overlying inclined heterolithic strata | |
| Wang et al. | A new way of staged fracturing using ball sealers | |
| EP2904066B1 (en) | A method for recovering oil | |
| RU2722895C1 (ru) | Способ разработки многопластовой неоднородной нефтяной залежи | |
| Wei et al. | A Systematical Review of the Largest Alkali-Surfactant-Polymer Flood Project in the World: From Laboratory to Pilots and Field Application | |
| RU2702175C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта с высокопроницаемыми трещинами гидравлического разрыва пласта | |
| Szymczak | China’s Unconventional Challenge Spurs New Thinking on Shale and Tight Reservoirs | |
| US20240132774A1 (en) | Injection and hydraulic fracturing fluids containing zwitterionic surfactants and related methods |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191227 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20201112 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20201203 Effective date: 20201203 |