RU2012789C1 - Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами - Google Patents
Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами Download PDFInfo
- Publication number
- RU2012789C1 RU2012789C1 SU5017951A RU2012789C1 RU 2012789 C1 RU2012789 C1 RU 2012789C1 SU 5017951 A SU5017951 A SU 5017951A RU 2012789 C1 RU2012789 C1 RU 2012789C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- steam
- wells
- injected
- composition
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 45
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 45
- TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L Magnesium chloride Chemical compound [Mg+2].[Cl-].[Cl-] TWRXJAOTZQYOKJ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 22
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims abstract description 21
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 13
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 13
- 229910001629 magnesium chloride Inorganic materials 0.000 claims abstract description 11
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims abstract description 10
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 37
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 23
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims description 9
- DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L magnesium dichloride hexahydrate Chemical compound O.O.O.O.O.O.[Mg+2].[Cl-].[Cl-] DHRRIBDTHFBPNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 9
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 claims description 4
- 238000010793 Steam injection (oil industry) Methods 0.000 claims description 2
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims description 2
- XYRAEZLPSATLHH-UHFFFAOYSA-N trisodium methoxy(trioxido)silane Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].CO[Si]([O-])([O-])[O-] XYRAEZLPSATLHH-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 24
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 abstract description 6
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 abstract description 6
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 abstract 3
- 239000013078 crystal Substances 0.000 abstract 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M Sodium hydroxide Chemical compound [OH-].[Na+] HEMHJVSKTPXQMS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 6
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 5
- 238000005276 aerator Methods 0.000 description 4
- 230000003245 working effect Effects 0.000 description 4
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N Magnesium oxide Chemical compound [Mg]=O CPLXHLVBOLITMK-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 2
- 238000005187 foaming Methods 0.000 description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 239000004615 ingredient Substances 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 description 2
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-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
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 150000008055 alkyl aryl sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 239000010425 asbestos Substances 0.000 description 1
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000000265 homogenisation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000395 magnesium oxide Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 229910052895 riebeckite Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Silicates, Zeolites, And Molecular Sieves (AREA)
Abstract
Нагнетательные скважины размещены вдоль и вкрест простирания трещин. В качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, которую начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее с закачкой пара. Одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают следующий состав, мас. % : пенообразователь ДС-РАС - 0,5 - 10; кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0 - 6,0; жидкое стекло или метасиликат натрия 3,0 - 6,0; вода - остальное при соотношении жидкого стекла к бишофиту как (1 - 2) : 1. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам шахтной разработки месторождений с высоковязкой нефтью.
Известен способ шахтной разработки нефтяного месторождения, включающий прогрев продуктивного пласта теплоносителем (паром), закачиваемым в нагнетательные скважины, расположенные вкрест простирания трещин, и отбор нефти через сеть добывающих скважин.
Известен также способ шахтной разработки нефтяного месторождения с высоковязкой нефтью, включающий прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала и добычу нефти через добывающие скважины [1] .
Известный способ позволяет предотвратить потери закачиваемого в пласт пара, проникающего в уже выработанные и не требующие прогрева верхние участки пласта, что не позволяет осуществлять равномерный всеохватывающий прогрев пласта, а также снижается эффективность разработки, так как нагнетательная галерея и скважины, пробуренные из нее, прекращают свое существование после закладки галереи.
Задача, решаемая данным изобретением, заключается в увеличении охвата пласта тепловым воздействием и повышении коэффициента нефтеизвлечения.
Решение поставленной задачи осуществляется тем, что в способе шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами, включающем прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала, и добычу нефти через добывающие скважины, нагнетательные скважины размещают вдоль и вкрест простирания трещин, в качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, причем регулирующую вязкоупругую систему начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее с закачкой пара, при этом одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают состав при следующем соотношении компонентов, % : Пенообразователь ДС-РАС 0,5-10,
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0
Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное
На чертеже изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин.
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0
Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное
На чертеже изображен разрез пласта с расположением горных выработок и скважин.
Создают совокупность подземных горных выработок, которая включает шахтные стволы - подъемный и вентиляционный (не показано), штреки 1, пройденные в надпластовом горизонте 2, наклонные выработки 3 и галерею 4, пройденную в продуктивном пласте 5. Бурят нагнетательные скважины 6 в продуктивный пласт 5 из штреков 1, а также добывающие скважины 7 из галереи 4. Нагнетательные скважины 6 располагают вертикально или крутонаклонно вдоль и вкрест простирания трещин 8. Добывающие скважины 7 располагают горизонтально или пологонаклонно вкрест простирания трещин.
Способ осуществляют следующим образом.
После предварительного прогрева пласта путем закачки пара через нагнетательные скважины 6, расположенные вдоль и вкрест простирания трещин, в период начала прорыва пара по трещинам в добывающие скважины 7, направленные в верхней интервал пласта, производят закачку в нагнетательные скважины регулирующей вязкоупругой системы до полного снижения их приемистости, создавая вязкоупругую оторочку, которая, равномерно проталкиваясь по пласту паром, способствует повышению охвата пласта теплом и более полному извлечению из него нефти. В качестве регулирующей вязкоупругой системы используют известную систему, образующую, например, путем смешивания равных частей 6-8% раствора кристаллогидрата хлорида магния или бишофита (MgCl2) и 2,36-3,15% раствора едкого натрия (NaOH) с последующим вводом в смесь растворов 0,5-2,0% рафинированного алкиларилсульфоната, например ДС-РАС. Полученный раствор вспенивают сжатым воздухом, пропуская через аэратор, закачивают в нагнетательные скважины 6.
Однако под воздействием температуры пласта пена со временем гасится, ее закупоривающее действие прекращается и пар вновь продолжает прорываться в добывающие скважины, расположенные в наиболее проницаемых зонах.
Для ликвидации этих прорывов одновременно или после закачки в нагнетательные скважины 6 регулирующей вязкоупругой системы в верхний интервал пласта через парящие добывающие скважины 7, направленные в тот же интервал, осуществляют закачку изолирующего пенного состава до снижения приемистости скважин, что позволяет достичь долговременной и селективной изоляции выработанного и не требующего прогрева данного интервала пласта, давая возможность более эффективному перераспределению потоков нагнетаемого теплоносителя в непрогретые нижерасположенные интервалы пласта.
Механизм изолирующего действия состава заключается в химическом взаимодействии компонентов состава с поверхностью отмытой от нефти горной породой, в частности кварцевым песком.
Закачку регулирующей вязкоупругой системы в нагнетательные скважины и изолирующей пенной системы в парящие добывающие скважины ведут после прогрева пласта до оптимальной технологической температуры 80-90оС при прорыве пара в добывающие пологовосстающие скважины, направленные в верхние интервалы пласта, т. к. в этот период образуются высокопроницаемые зоны, через которые фильтруется пар, направляясь в добывающие скважины и горные выработки.
После закачки в добывающие скважины верхнего интервала пласта изолирующего вязкоупругого состава приступают к обработке следующего его интервала путем очередной закачки пара в нагнетательные скважины с последующим циклом закачки в них регулирующей вязкоупругой системы, а также изолирующего пенного состава в парящие добывающие скважины, направленные в данный интервал пласта, до снижения их приемистости.
Аналогичным образом производят обработку всех последующих интервалов пласта. После чего продолжают закачку пара в нагнетательные скважины с давлением выше первоначального.
Отбор нефти осуществляют на всем протяжении цикличной закачки регулирующего и изолирующего составов, а также пара через сеть добывающих скважин всех интервалов.
Пример осуществления способа рассмотрен для использования его на нефтешахтах Ярегского месторождения, разрабатываемого по термошахтной технологии.
Продуктивный нефтяной пласт залегает на глубине 200 м и представлен неоднородными кварцевыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов.
Термошахтный способ осуществляют путем вскрытия пласта двумя шахтными стволами (подземным и вентиляционным), проходки подготовительных и полевых штреков выше продуктивного пласта, уклонов, вскрывающих продуктивный пласт и галерей, пройденных в подошве пласта. Из полевых штреков бурят в пласт кусты нагнетательных скважин, а из галерей - горизонтальные и пологонаклонные добывающие скважины по пласту.
Осуществляют прогрев пласта паром до t = 80-90оС и отбор нефти. После начала прорыва пара в добывающие скважины, направленные в обрабатываемый верхний интервал в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему в количестве 10% объема порогового пространства обрабатываемого интервала путем смешивания в шахтной вагонетке емкостью 1 м3 6% -ного водного раствора кристаллогидрата хлорида магния - 0,5 т и 2,35% -ного водного раствора едкого натрия - 0,5 т с последующим вводом 1% весовых, т. е. 10 кг ДС-РАС. Приготовленный раствор прокачивают дозировочным насосом через одноступенчатый аэратор, в который одновременно подают сжатый воздух по шахтной сети давлением до 0,6 МПа.
Одновременно или после закачки регулирующей вязкоупругой системы в добывающие скважины (при наличии прорывов в них пара) закачивают изолирующий пенный состав.
Данный состав образуют путем смешивания в шахтной вагонетке емкостью 1 м3 935 кг пресной воды, 30 кг (3 мас. % ) кристаллогидрата хлорида магния, 30 кг (3 мас. % ) жидкого стекла и 5 кг (0,5 мас. % ) ДС-РАС. Пpиготовленный пенообразующий состав также прокачивают дозировочным насосом через одноступенчатый аэратор, в который одновременно подают сжатый воздух по шахтной магистральной сети давлением до 0,6 МПа.
Закачку изолирующего пенного состава ведут до полного снижения приемистости добывающих парящих скважин. Это обеспечивает полную изоляцию высокопроницаемых обработанных зон верхней части пласта и предотвращает прорывы пара в них при возобновлении закачки его в нагнетательные скважины в процессе поочередной обработки им следующих интервалов пласта. Отбор нефти ведут через все добывающие скважины.
При последовательном прорыве пара в добывающие скважины, направленные в средний и нижний обрабатываемые интервалы, производят повторяющиеся аналогичные операции по закачке в них регулирующего и изолирующего составов. После окончания работ по изоляции нижнего интервала пласта продолжают закачку пара в нагнетательные скважины с давлением выше первоначального, осуществляя отбор нефти через сеть всех добывающих скважин.
Преимущества данного способа с предлагаемым изолирующим пенным составом заключаются в увеличении охвата пласта тепловым воздействием, и повышении нефтеотдачи, а также в снижении удельного расхода пара и улучшении производственно-санитарной обстановки в шахте.
Результатами лабораторных исследований определены оптимальные соотношения ингредиентов изолирующего пенного состава, мас. % : Пенообразователь ДС-РАС 0,5-1,0
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0
Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное, при соотношении жидкого стекла или метасиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофиту как (1-2): 1.
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0-6,0
Жидкое стекло или мета- силикат натрия 3,0-6,0 Вода Остальное, при соотношении жидкого стекла или метасиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофиту как (1-2): 1.
При этом исходили из предпочтительности химического взаимодействия компонентов состава с поверхностью отмытой от нефти терригенной горной породы, в частности кварцевым песком.
При смешивании компонентов состава происходят следующие превращения:
Образующийся асбест или магнезиальный цемент во вспененном состоянии изолирует наиболее проницаемые, отмытые от нефти фильтрационные каналы пласта, служащие путями прорыва чистого теплоносителя от нагнетательных к добывающим скважинам.
Образующийся асбест или магнезиальный цемент во вспененном состоянии изолирует наиболее проницаемые, отмытые от нефти фильтрационные каналы пласта, служащие путями прорыва чистого теплоносителя от нагнетательных к добывающим скважинам.
Изолирующий вспененный воздухом состав готовят путем растворения кристаллогидрата хлорида магния или бишофита в пресной воде, ввода ДС-РАС и жидкого стекла или метасиликата натрия, перемешивания ингредиентов состава до образования гомогенного гелеобразного состава с последующим его вспениванием скоростной механической мешалкой или прокачкой через аэратор или эжектор с использованием компрессора.
Ниже приводим примеры конкретного приготовления состава. Примеры 1-15. К 95,5 г пресной воды прибавляют 3 г кристаллогидрата хлорида магния и перемешивают до его полного растворения на лабораторной мешалке, затем при перемешивании вводят 0,5 г ДС-РАС и 3 г жидкого стекла. Образуется гелеобразный однородный состав. Отбирают 50 см3 этого состава, помещают в медный стакан объемом 1000 см3 и вспенивают лопастной мешалкой миксера "Воронеж-2" с числом оборотов 9.103 мине-1 в течение 5 мин, причем 2 мин стакан фиксируют, а последующие 3 мин перемещают в вертикальном направлении для гомогенизации всего объема образовавшегося вспененного состава и подвергают испытаниям.
Кратность пены (Кп) определяют как отношение объема пены (Vп) к объему пенообразующего состава (Vс):
Kп =
(1)
Стабильность пены (S) определяют после помещения ее в термостатируемый сосуд с мерным отростком и регистрации времени выделения 50% пенообразующего состава (τ50). Затем рассчитывают скорость выделения состава (Vср) и стабильность пены по формулам:
(2)
S=
, (с/см3) (3)
Данные по этому и другим примерам приведены в таблице.
Kп =
Стабильность пены (S) определяют после помещения ее в термостатируемый сосуд с мерным отростком и регистрации времени выделения 50% пенообразующего состава (τ50). Затем рассчитывают скорость выделения состава (Vср) и стабильность пены по формулам:
S=
Данные по этому и другим примерам приведены в таблице.
Вспененный воздухом изолирующий состав имеет значения кратности 6,4-18,0 и стабильности при 20о С 152,4-1050,0 с/см2. Такая стабильность состава позволяет от момента приготовления закачать его в скважину и доставить продавкой в отработанные интервалы пласта.
Снижение оптимальной концентрации компонентов состава резко снижает стабильность пены (пр. 13), равно как и увеличение этой концентрации (пр. 14). Рост соотношения кристаллогидрата хлорида магния или бишофита по отношению к жидкому стеклу или метасиликату натрия более 2: 1 (пр. 12), или снижение такого соотношения менее 1: 1 (пр. 15) также способствует резкому снижению стабильности вспененного изолирующего состава.
Claims (1)
- СПОСОБ ШАХТНОЙ РАЗРАБОТКИ НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С НЕОДНОРОДНЫМИ ТРЕЩИНОВАТЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ, включающий прогрев продуктивного пласта паром, закачиваемым через нагнетательные скважины с нагнетанием в них изолирующего материала, и добычу нефти через добывающие скважины, отличающийся тем, что нагнетательные скважины размещены вдоль и вкрест простирания трещин, в качестве изолирующего материала в нагнетательные скважины закачивают регулирующую вязкоупругую систему, причем регулирующую вязкоупругую систему начинают закачивать после прорыва пара в добывающие скважины, чередуя ее закачкой пара, при этом одновременно или после очередной закачки в нагнетательные скважины пара и регулирующей вязкоупругой системы осуществляют закачку в добывающие скважины, в которые прорвался пар, изолирующего пенного состава по интервалам пласта сверху вниз до полного снижения их приемистости, после чего продолжают закачивать пар в нагнетательные скважины с давлением, превышающим первоначальное, а в качестве изолирующего пенного состава закачивают состав при следующем соотношении компонентов, мас. % :
Пенообразователь ДС-РАС 0,5 - 1,0
Кристаллогидрат хлорида магния или бишофит 3,0 - 6,0
Жидкое стекло или метилсиликат натрия 3,0 - 6,0
Вода Остальное
при соотношении жидкого стекла или метилсиликата натрия к кристаллогидрату хлорида магния или бишофита 1 - 2 : 1.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5017951 RU2012789C1 (ru) | 1991-07-12 | 1991-07-12 | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5017951 RU2012789C1 (ru) | 1991-07-12 | 1991-07-12 | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012789C1 true RU2012789C1 (ru) | 1994-05-15 |
Family
ID=21592264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5017951 RU2012789C1 (ru) | 1991-07-12 | 1991-07-12 | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2012789C1 (ru) |
Cited By (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2145664C1 (ru) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Способ разработки трещиноватого нефтяного пласта |
| RU2168619C1 (ru) * | 2000-09-01 | 2001-06-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Способ тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины |
| RU2194159C2 (ru) * | 2000-07-12 | 2002-12-10 | Рузин Леонид Михайлович | Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2197607C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-01-27 | Пранович Александр Александрович | Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2199657C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2267605C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2267606C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения |
| RU2273729C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2274741C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2274742C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2285118C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-10-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти разветвленными скважинами по одногоризонтной системе |
| RU2287053C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти разветвленными скважинами |
| RU2299980C1 (ru) * | 2005-12-08 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для добычи тяжелой вязкой нефти |
| RU2301328C1 (ru) * | 2005-11-30 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины при тепловом воздействии на пласт |
| RU2304707C1 (ru) * | 2006-03-23 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2307242C1 (ru) * | 2006-03-23 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2322576C1 (ru) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов |
| RU2330950C1 (ru) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов |
| RU2334092C1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи битумов |
| RU2334096C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа |
| RU2334090C1 (ru) * | 2007-02-19 | 2008-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ подземной добычи вязкой нефти из пласта |
| RU2334091C1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи битумов |
| RU2334098C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2334097C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2338061C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов |
| RU2339804C1 (ru) * | 2007-01-30 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов |
| RU2339806C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов |
| RU2344280C1 (ru) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами |
| RU2377401C1 (ru) * | 2008-06-10 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи природных битумов |
| RU2378503C1 (ru) * | 2008-06-10 | 2010-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи |
| RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2386800C1 (ru) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти и битума |
| RU2387820C1 (ru) * | 2009-02-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |
| CN101319136B (zh) * | 2007-06-07 | 2011-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于气液转换钻井的前置液及其使用方法 |
| RU2431746C1 (ru) * | 2010-04-29 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин |
| RU2431744C1 (ru) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин |
| RU2439306C1 (ru) * | 2010-07-09 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов |
| RU2467161C1 (ru) * | 2011-04-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти |
| RU2529039C1 (ru) * | 2013-07-11 | 2014-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе |
-
1991
- 1991-07-12 RU SU5017951 patent/RU2012789C1/ru active
Cited By (39)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2145664C1 (ru) * | 1998-03-24 | 2000-02-20 | Рузин Леонид Михайлович | Способ разработки трещиноватого нефтяного пласта |
| RU2194159C2 (ru) * | 2000-07-12 | 2002-12-10 | Рузин Леонид Михайлович | Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2168619C1 (ru) * | 2000-09-01 | 2001-06-10 | Закрытое акционерное общество НПАК "РАНКО" | Способ тепловой обработки призабойной зоны нефтегазовой скважины |
| RU2197607C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-01-27 | Пранович Александр Александрович | Способ вторичной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2199657C2 (ru) * | 2001-04-17 | 2003-02-27 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Подземно-поверхностный способ разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2267605C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти |
| RU2267606C1 (ru) * | 2005-03-09 | 2006-01-10 | Аркадий Анатольевич Боксерман | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения |
| RU2274741C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2273729C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2274742C1 (ru) * | 2005-06-07 | 2006-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти или битума |
| RU2301328C1 (ru) * | 2005-11-30 | 2007-06-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти из горизонтальной скважины при тепловом воздействии на пласт |
| RU2299980C1 (ru) * | 2005-12-08 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для добычи тяжелой вязкой нефти |
| RU2285118C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-10-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти разветвленными скважинами по одногоризонтной системе |
| RU2287053C1 (ru) * | 2005-12-16 | 2006-11-10 | Юрий Петрович Коноплёв | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти разветвленными скважинами |
| RU2304707C1 (ru) * | 2006-03-23 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2307242C1 (ru) * | 2006-03-23 | 2007-09-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. академика А.П. Крылова" (ОАО ВНИИнефть) | Способ добычи высоковязкой нефти |
| RU2322576C1 (ru) * | 2006-07-04 | 2008-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей вязких нефтей и битумов |
| RU2334092C1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи битумов |
| RU2334091C1 (ru) * | 2006-12-08 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи битумов |
| RU2330950C1 (ru) * | 2006-12-11 | 2008-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов |
| RU2339806C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов |
| RU2338061C1 (ru) * | 2007-01-26 | 2008-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и высоковязких углеводородов |
| RU2339804C1 (ru) * | 2007-01-30 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи из подземной залежи тяжелых и/или высоковязких углеводородов |
| RU2334090C1 (ru) * | 2007-02-19 | 2008-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Способ подземной добычи вязкой нефти из пласта |
| RU2344280C1 (ru) * | 2007-04-02 | 2009-01-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный институт имени Г.В. Плеханова (технический университет)" | Способ разработки месторождений высоковязких нефтей и битумов направленно-горизонтальными скважинами |
| CN101319136B (zh) * | 2007-06-07 | 2011-01-26 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种用于气液转换钻井的前置液及其使用方法 |
| RU2334097C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2334098C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2334096C1 (ru) * | 2007-09-24 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа |
| RU2377401C1 (ru) * | 2008-06-10 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ добычи природных битумов |
| RU2378503C1 (ru) * | 2008-06-10 | 2010-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ извлечения высоковязкой нефти из залежи |
| RU2379494C1 (ru) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти |
| RU2386800C1 (ru) * | 2008-12-19 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой залежи высоковязкой нефти и битума |
| RU2387820C1 (ru) * | 2009-02-03 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |
| RU2431744C1 (ru) * | 2010-04-16 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки высоковязких нефтей и битумов с применением горизонтальной добывающей и горизонтально-наклонной нагнетательной скважин |
| RU2431746C1 (ru) * | 2010-04-29 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин |
| RU2439306C1 (ru) * | 2010-07-09 | 2012-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежей высоковязких нефтей и битумов |
| RU2467161C1 (ru) * | 2011-04-11 | 2012-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" (ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг") | Термошахтный способ разработки трещиноватой залежи высоковязкой нефти |
| RU2529039C1 (ru) * | 2013-07-11 | 2014-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | Способ термошахтной разработки месторождения высоковязкой нефти по одногоризонтной системе |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012789C1 (ru) | Способ шахтной разработки нефтяного месторождения с неоднородными трещиноватыми коллекторами | |
| US4031958A (en) | Plugging of water-producing zones in a subterranean formation | |
| US3375872A (en) | Method of plugging or sealing formations with acidic silicic acid solution | |
| US3502372A (en) | Process of recovering oil and dawsonite from oil shale | |
| EP0272709B1 (en) | Process for plugging subterranean formations, notably in the domain of oilfield services and corresponding applications | |
| US3322194A (en) | In-place retorting of oil shale | |
| RU2358100C2 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
| US4232740A (en) | High temperature stable sand control method | |
| US3303883A (en) | Thermal notching technique | |
| WO2014085055A1 (en) | Methods of enhancing the fracture conductivity of multiple interval fractures in subterranean formations propped with cement packs | |
| US3645336A (en) | Method for plugging highly permeable zones | |
| RU2111351C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2283950C2 (ru) | Способ обработки призабойной зоны продуктивного пласта с трудноизвлекаемыми запасами нефти | |
| RU2192541C2 (ru) | Способ изоляции притоков пресной воды в скважины, разрабатывающие месторождения высоковязких нефтей и природных битумов | |
| RU2164589C1 (ru) | Способ предотвращения выноса песка и снижения водопритока в добывающих нефтяных скважинах | |
| RU2387821C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти и битума | |
| SU681993A1 (ru) | Способ разработки нефт ного месторождени | |
| RU2730705C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с водонефтяными зонами | |
| RU2172825C1 (ru) | Способ ограничения подошвенных вод и заколонных перетоков в эксплуатационных скважинах | |
| SU1696683A1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны обводненного нефт ного пласта | |
| RU2108455C1 (ru) | Способ изоляции притока пластовых вод | |
| RU2147331C1 (ru) | Способ изоляции водопритока, зоны поглощения и отключения пласта скважины | |
| RU2078203C1 (ru) | Способ кислотной обработки призабойной зоны пласта | |
| US4522732A (en) | Process for recovering petroleum from a geological formation | |
| RU2072420C1 (ru) | Способ обработки скважин |