RU2199653C1 - Process of development of oil deposit - Google Patents
Process of development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2199653C1 RU2199653C1 RU2001120131/03A RU2001120131A RU2199653C1 RU 2199653 C1 RU2199653 C1 RU 2199653C1 RU 2001120131/03 A RU2001120131/03 A RU 2001120131/03A RU 2001120131 A RU2001120131 A RU 2001120131A RU 2199653 C1 RU2199653 C1 RU 2199653C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- agent
- pool
- injection
- well
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 31
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 31
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 9
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 19
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 28
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 10
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 9
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N Ethene Chemical compound C=C VGGSQFUCUMXWEO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000005137 deposition process Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке обводненной и необводненной залежи, а также залежи с низкопроницаемыми коллекторами. The proposal relates to the oil industry and may find application in the development of waterlogged and non-watered deposits, as well as deposits with low permeability reservoirs.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку через нагнетательные скважины вытесняющего агента и раствора поверхностно-активного вещества (ПАВ), при этом при закачке ПАВ дополнительно закачивают широкую фракцию легких углеводородов (ШФЛУ) и раствор ПАВ, причем закачку первого раствора ПАВ проводят при постепенном снижении давления закачки и сохранении приемистости скважины, закачку ШФЛУ проводят на установившемся режиме [см. пат. RU 2103492, кл. Е 21 В 43/22, опубл. БИ 3 от 27.01.98 г.]. There is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells and injection through the injection wells of a displacing agent and a surfactant solution, while the injection of surfactants additionally injects a wide fraction of light hydrocarbons (BFLH) and a surfactant solution, and the first surfactant solution is carried out with a gradual decrease in the injection pressure and maintaining the injectivity of the well, the injection of NGL is carried out at steady state [see US Pat. RU 2103492, class E 21 B 43/22, publ. BI 3 from 01/27/98].
Известный способ наиболее эффективен при разработке новых залежей и позволяет повысить их нефтеотдачу. The known method is most effective in the development of new deposits and can increase their oil recovery.
Недостатком способа является невысокая нефтеотдача залежей, разработка которых ведется заводнением продолжительное время, т.к. в результате контакта нагнетаемой воды с пластовой нефтью образуется слой эмульсии, препятствующий проникновению вытесняющего агента в неохваченную процессом вытеснения часть пласта. The disadvantage of this method is the low oil recovery of deposits, the development of which is carried out by flooding for a long time, because as a result of the contact of the injected water with the reservoir oil, an emulsion layer forms, which prevents the penetration of the displacing agent into the part of the reservoir that is not covered by the displacement process.
Наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку вытесняющего агента через нагнетательную и отбор нефти через добывающие скважины, периодическое воздействие на призабойную зону скважины резким снижением давления, при этом после закачки вытесняющего агента нагнетательную скважину останавливают, осуществляют выдержку до установления статического уровня жидкости, затем производят вакуумирование этой скважины до появления нефтяного газа с последующим возобновлением закачки вытесняющего агента, причем одновременно с отбором нефти осуществляют вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной скважиной, путем подсоединения вакуум-насоса к затрубному пространству этих скважин [см. пат. RU 2053353, кл. Е 21 43/20, опубл. БИ 3 от 27.01.96 г.]. The closest to the proposed technical essence and the achieved result is a method of developing an oil reservoir, which includes injecting a displacing agent through an injection and taking oil through production wells, periodically exposing the bottomhole zone of the well to a sharp decrease in pressure, while the injection well is stopped after injection of the displacing agent, holding until a static fluid level is established, then evacuate this well until oil gas appears followed by resumption of injection displacing agent, wherein simultaneously with the selection of the oil is carried vacuum producing wells are in interrelation with the injection well, by connecting a vacuum pump to the annulus of wells [see. US Pat. RU 2053353, class E 21 43/20, publ. BI 3 from 01/27/96].
Известный способ разработки нефтяной залежи осуществляется в следующей последовательности. Разработку осуществляют с помощью законтурного и внутриконтурного заводнения. При снижении дебита по нефти останавливают работу нагнетательной скважины. Применением известных способов, например излива, принудительного отбора, стравливания давления и т.п., добиваются снижения уровня жидкости в скважине не менее чем на 0,5-1 м от устья скважины. Соединяют вакуум-насос (производительностью не менее 100 м2/ч) с устьевым оборудованием скважины с помощью гибких шлангов и трубопроводов. Пускают насос в непрерывную работу и вакуумируют зоны скважины (примерно 40-48 часов), затем возобновляют закачку вытесняющего агента, при этом производят вакуумирование добывающих скважин, находящихся во взаимовлиянии с нагнетательной. Осуществляют вакуумирование зоны затрубного пространства добывающей скважины при ее непрерывной работе. При резком увеличении дебита по нефти процесс вакуумирования прекращают.A known method for the development of oil deposits is carried out in the following sequence. The development is carried out with the help of circuit and in-circuit flooding. When the oil production rate decreases, the operation of the injection well is stopped. Using known methods, for example, spout, forced selection, pressure release, etc., they achieve a decrease in the liquid level in the well by at least 0.5-1 m from the wellhead. A vacuum pump (with a capacity of at least 100 m 2 / h) is connected to the wellhead equipment using flexible hoses and pipelines. The pump is launched into continuous operation and the well zones are evacuated (approximately 40-48 hours), then the injection agent is resumed to be pumped, while the production wells being evacuated in conjunction with the injection are evacuated. Carry out the evacuation of the annular zone of the producing well during its continuous operation. With a sharp increase in oil production, the evacuation process is stopped.
Применение данного способа позволяет повысить нефтеотдачу пласта за счет улучшения фильтрационных свойств пористой среды для вытесняющего агента и нефти. The application of this method allows to increase oil recovery by improving the filtration properties of the porous medium for the displacing agent and oil.
Однако способ позволяет воздействовать только на призабойную зону скважины, но не оказывает влияния на процесс вытеснения нефти из остальной части пласта, т. к. в результате вакуумирования из пор и трещин удаляется газ, но не разрушается слой эмульсии, препятствующий процессу повышения охвата пласта вытеснением, поэтому значительные запасы нефти остаются в залежи. However, the method allows you to act only on the bottom-hole zone of the well, but does not affect the process of oil displacement from the rest of the formation, because as a result of evacuation, gas is removed from the pores and cracks, but the emulsion layer is not destroyed, which impedes the process of increasing the coverage of the formation by displacement, therefore, significant oil reserves remain in the reservoir.
Решаемая техническая задача состоит в том, что необходимо создать такой способ разработки нефтяной залежи, который обеспечивал бы максимально возможный процесс вытеснения нефти. The technical problem to be solved is that it is necessary to create a method for developing an oil deposit that would ensure the maximum possible oil displacement process.
Техническая задача состоит в увеличении нефтеотдачи пласта за счет повышения охвата пласта вытеснением и улучшением нефтевымывающих свойств вытесняющего агента. The technical problem is to increase oil recovery by increasing the coverage of the formation by displacement and improving the oil leaching properties of the displacing agent.
Поставленная цель достигается описываемым способом разработки нефтяной залежи, включающим закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину и отбор продукции через добывающие скважины с осуществлением их вакуумирования. This goal is achieved by the described method of developing an oil reservoir, including pumping a displacing agent through an injection well and selecting products through production wells to evacuate them.
Новым является то, что в вытесняющий агент перед закачкой его в пласт дополнительно подают деэмульгатор, для разрушения в пластовых условиях слоя эмульсии на границе нефть-вода и исходя из свойств вытесняющего агента для выравнивания фронта вытеснения, и нефтяной газ, который отбирают из межтрубного пространства близлежащих добывающих скважин при давлении разрежения 0,01 - 0,07 МПа. New is that a demulsifier is additionally fed into the displacing agent before it is injected into the formation, to destroy the emulsion layer at the oil-water interface under reservoir conditions and based on the properties of the displacing agent to level the displacement front, and oil gas that is taken from the annulus adjacent production wells at a vacuum pressure of 0.01 - 0.07 MPa.
Анализ известных аналогичных решений позволяет сделать вывод об отсутствии в них признаков, сходных с отличительными признаками в заявляемом способе, т. е. о соответствии заявленного технического решения критерию "существенные отличия". Analysis of the known similar solutions allows us to conclude that there are no signs in them that are similar to the distinguishing features in the claimed method, that is, on the compliance of the claimed technical solution with the criterion of "significant differences".
Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
На разрабатываемой нефтяной залежи выбирают нагнетательную и близлежащие добывающие скважины. В нагнетательную закачивают вытесняющий агент - воду. Для повышения приемистости скважины ее останавливают и производят вакуумирование зоны нагнетательной скважины, затем возобновляют закачку вытесняющего агента. Для осуществления вакуумирования нагнетательных скважин межтрубные пространства последних соединяют между собой газопроводом. Выход газопровода через тройник соединяют с всасывающим патрубком струйного насоса, установленного на манифольде нагнетательной скважины. Другой конец тройника соединяют с выходным устройством вакуум-насоса. Пускают вакуум-насос в работу и удаляют межтрубный газ до достижения разрежения на газопроводе 0,07 МПа. Останавливают работу вакуум-насоса, открывают задвижку на тройнике и пускают межтрубный газ в струйный насос, в смесительной камере которого газ смешивается с нагнетаемой водой и раствором ДЭ и используют как вытесняющий агент. Полученный таким образом вытесняющий агент закачивается в пласт. При достижении давления разрежения в газопроводе до 0,01 МПа останавливают работу струйного насоса. Его вновь подключают при повышении давления в газопроводе до 0,07 МПа. In the developed oil reservoir, injection and nearby producing wells are selected. A displacing agent, water, is pumped into the discharge. To increase the injectivity of the well, it is stopped and the zone of the injection well is evacuated, then injection of the displacing agent is resumed. To carry out the evacuation of injection wells, the annular spaces of the latter are interconnected by a gas pipeline. The gas outlet through a tee is connected to the suction nozzle of the jet pump mounted on the manifold of the injection well. The other end of the tee is connected to the output of the vacuum pump. The vacuum pump is put into operation and annular gas is removed until a vacuum of 0.07 MPa is reached on the gas pipeline. They stop the vacuum pump, open the valve on the tee and let the annular gas into the jet pump, in the mixing chamber of which the gas is mixed with pumped water and a DE solution and used as a displacing agent. Thus obtained displacing agent is pumped into the reservoir. When the vacuum pressure in the pipeline reaches 0.01 MPa, the jet pump is stopped. It is reconnected with increasing pressure in the gas pipeline to 0.07 MPa.
В результате применения предлагаемого способа происходят следующие процессы. При вакуумировании добывающих скважин в результате снижения межтрубного давления уменьшается противодавление на пласт, благодаря чему облегчается приток нефти к забою скважины. Удаление газа из состава нефти через межтрубное пространство способствует улучшению работы насосов, добывающих нефть, за счет повышения коэффициента подачи, а также снижению процесса парафиноотложения на насосно-компрессорных трубах. As a result of the application of the proposed method, the following processes occur. During the evacuation of production wells as a result of the decrease in annular pressure, the back pressure on the formation decreases, which facilitates the flow of oil to the bottom of the well. The removal of gas from the oil through the annulus helps to improve the operation of oil-producing pumps by increasing the feed rate, as well as reducing the paraffin deposition process on the tubing.
При снижении давления до 0,07 МПа из межтрубного пространства добывающих скважин удаляются газы (метан, азот, этен и др.), которые отрицательно влияют на процесс закачки, т.е. образуют газовую пробку в призабойной зоне нагнетательной скважины и тем самым снижают ее приемистость. В скважину подаются только газы C2 - C4, которые отбираются из межтрубного пространства добывающих скважин при давлении разрежения в пределах от 0,01 до 0,07 МПа. При давлении нагнетания эти газы переходят в жидкое состояние, потому облегчается их проникновение в пласт. Снижение давления ниже 0,01 МПа приводит к выделению газоконденсата, закачка которого в пласт совместно с водой вызывает осложнения, связанные с уменьшением приемистости призабойной зоны пласта нагнетательных скважин и необходимостью в связи с этим повышения давления нагнетания.When the pressure drops to 0.07 MPa, gases (methane, nitrogen, ethene, etc.) are removed from the annulus of the producing wells, which negatively affect the injection process, i.e. form a gas plug in the bottom-hole zone of the injection well and thereby reduce its injectivity. Only C 2 - C 4 gases are supplied to the well, which are taken from the annulus of the producing wells at a vacuum pressure ranging from 0.01 to 0.07 MPa. At the injection pressure, these gases turn into a liquid state; therefore, their penetration into the formation is facilitated. A decrease in pressure below 0.01 MPa leads to the release of gas condensate, the injection of which into the formation together with water causes complications associated with a decrease in the injectivity of the bottom-hole zone of the formation of injection wells and the need to increase the injection pressure in this connection.
Присутствующий в закачиваемом вытесняющем агенте деэмульгатор способствует разрушению в пластовых условиях слоя эмульсии на границе нефть-вода и проникновению закачиваемого агента в неохваченную вытеснением часть пласта. В свою очередь, проникший в эту область сжиженный газ, обладая высокой совместимостью с нефтью, благодаря эффекту бокового рассеивания, поперечному перемешиванию и образованию зоны раствора, исключает процесс языкообразования и наиболее полно вытесняет нефть из пласта. The demulsifier present in the injected displacing agent contributes to the destruction of the emulsion layer at the oil-water interface under reservoir conditions and the penetration of the injected agent into the unplanned part of the formation. In turn, the liquefied gas that has penetrated into this area, having high compatibility with oil, due to the effect of lateral dispersion, transverse mixing and the formation of a solution zone, excludes the process of language formation and most completely displaces oil from the reservoir.
Все эти процессы: увеличение охвата пласта воздействием, улучшением нефтевымывающих свойств вытесняющего агента, выравнивание фронта вытеснения - в значительной степени способствуют повышению нефтеотдачи пласта, а удаление газов из затрубного пространства добывающих скважин приводит к повышению стабильности их работы, уменьшению количества ремонтов и простоев по причине осложнений, а также улучшению эксплуатационных характеристик. All these processes: increasing the coverage of the formation by exposure, improving the oil washing properties of the displacing agent, leveling the displacement front, significantly contribute to increasing oil recovery, and the removal of gases from the annular space of production wells leads to an increase in the stability of their work, a decrease in the number of repairs and downtime due to complications as well as improved performance.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
Способ испытали в промысловых условиях. На Южно-Ромашкинском месторождении выбрали участок, разбуренный в 1991 году кустовым методом, состоящий из 1 нагнетательной и 8 добывающих скважин. Добывающие скважины работали со среднесуточным дебитом жидкости 4,29 м3/сут, обводненностью - 10-25%, плотностью - 800 кг/м3 газовым фактором - 39-65 м3/т.The method was tested in the field. At the Yuzhno-Romashkinskoye field, a site was drilled in 1991 by the cluster method, consisting of 1 injection and 8 production wells. Production wells worked with an average daily fluid rate of 4.29 m 3 / day, water cut - 10-25%, density - 800 kg / m 3 with a gas factor - 39-65 m 3 / t.
Произвели работы по обвязке межтрубных пространств добывающих скважин газопроводом и подсоединению его через эжекторное устройство к манифольду нагнетательной скважины. Подсоединили вакуум-насос к газопроводу, пустили его в работу и в течение 3-х часов удалили весь объем газа, находящийся над динамическим уровнем жидкости в добывающих скважинах. При этом в газопроводе достигли давления разрежения 0,07 МПа и выделения газов C2 - C4. Затем работу вакуум-насоса остановили. На тройнике линию, соединяющую газопровод с вакуум-насосом, отключили от последнего и подсоединили к емкости (на 10 м3) с 1% раствором деэмульгатора Re-cod-752, после чего открыли все три задвижки на тройнике для поступления межтрубного газа и раствора ДЭ в смесительную камеру струйного насоса, где происходит их перемешивание с нагнетаемой пресной водой. Процесс закачки получаемого вытесняющего агента осуществляли в течение времени, пока поступал газ из межтрубного пространства добывающих скважин и манометры, установленные на их устье, показывали давление не ниже 0,01 МПа - это составило 5 суток. После чего работа струйного насоса была остановлена и осуществлен переход на обычный режим эксплуатации: закачку пресной воды.Work was done on the piping of the annular spaces of the producing wells and connecting it through an ejector device to the manifold of the injection well. We connected the vacuum pump to the gas pipeline, put it into operation and removed the entire volume of gas above the dynamic level of the liquid in the producing wells within 3 hours. At the same time, a rarefaction pressure of 0.07 MPa and gas evolution of C 2 - C 4 were achieved in the gas pipeline. Then the operation of the vacuum pump was stopped. On the tee, the line connecting the gas pipeline to the vacuum pump was disconnected from the latter and connected to a container (10 m 3 ) with a 1% solution of demulsifier Re-cod-752, after which all three valves on the tee were opened to receive annular gas and DE solution into the mixing chamber of the jet pump, where they are mixed with injected fresh water. The injection of the resulting displacing agent was carried out over a period of time while gas was supplied from the annulus of the producing wells and the pressure gauges installed on their mouth showed a pressure of at least 0.01 MPa - this was 5 days. After that, the operation of the jet pump was stopped and the transition to normal operation was carried out: fresh water injection.
Анализ работы показал, что после снижения давления в межтрубном пространстве добывающих скважин дебит по нефти увеличился в среднем с 4,29 до 7,0 т/сут, в таком режиме скважины работали в течение 5 месяцев. В последующем повышение дебита нефти до 7,35 т/сут было вызвано влиянием закачки в пласт смеси газа и ДЭ. С таким дебитом отбор нефти осуществлялся в течение 7 месяцев. После чего наблюдалось снижение дебита нефти до 4,5 т/сут. Возобновление процесса закачки водо-газовой смеси в пласт привело к восстановлению дебита скважины по нефти в пределах 7-7,5 т/сут. В течение года было добыто дополнительной нефти в количестве 8393 т. An analysis of the work showed that after the pressure in the annulus of the producing wells decreased, the oil production rate increased on average from 4.29 to 7.0 tons / day; in this mode, the wells worked for 5 months. Subsequently, an increase in the oil flow rate to 7.35 t / day was caused by the effect of injecting a mixture of gas and DE into the reservoir. With such a flow rate, oil was taken for 7 months. Then there was a decrease in oil production to 4.5 tons / day. The resumption of the process of injecting the water-gas mixture into the reservoir led to the restoration of the oil flow rate of the well in the range of 7-7.5 tons / day. During the year, additional oil was produced in the amount of 8393 tons.
Для сравнения на том же месторождении в сопоставимых условиях проведения эксперимента был выбран участок, который разработали с применением известного способа. Первоначальный дебит нефти составлял в среднем 4,6 т/сут на одну скважину. После обработки скважин вакуумированием дебит повысился до 6,4 т/сут и держался на этом уровне в течение 8 месяцев. За этот период с участка было добыто дополнительно 3456 т нефти. For comparison, in the same field under comparable experimental conditions, a site was selected that was developed using the known method. The initial oil production averaged 4.6 tons / day per well. After treating the wells with evacuation, the flow rate increased to 6.4 tons / day and remained at this level for 8 months. During this period, an additional 3456 tons of oil were extracted from the site.
Сравнительный анализ с прототипом показал, что предлагаемый способ позволяет в 2,4 раза больше добыть нефти. A comparative analysis with the prototype showed that the proposed method allows 2.4 times more oil production.
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа разработки нефтяной залежи складывается за счет повышения добычи нефти и продолжительности эффективного воздействия. The technical and economic efficiency of the proposed method for the development of oil deposits is formed by increasing oil production and the duration of the effective impact.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120131/03A RU2199653C1 (en) | 2001-07-18 | 2001-07-18 | Process of development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001120131/03A RU2199653C1 (en) | 2001-07-18 | 2001-07-18 | Process of development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2199653C1 true RU2199653C1 (en) | 2003-02-27 |
Family
ID=20251858
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001120131/03A RU2199653C1 (en) | 2001-07-18 | 2001-07-18 | Process of development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2199653C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2304703C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
| RU2379491C2 (en) * | 2008-02-08 | 2010-01-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Low permeability reservoir oil field treatment |
| RU2490438C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-08-20 | Александр Константинович Шевченко | Oil deposit development method |
| CN108266164A (en) * | 2017-12-15 | 2018-07-10 | 浙江海洋大学 | A kind of experimental method and experimental provision that recovery ratio is improved by the Water Alternate Gas displacement of reservoir oil |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4086961A (en) * | 1977-01-10 | 1978-05-02 | Texaco Inc. | Method of oil recovery employing enriched gas drive with control of evolved gas |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2053353C1 (en) * | 1993-04-09 | 1996-01-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil pool |
| RU2085714C1 (en) * | 1995-02-28 | 1997-07-27 | Городской центр научно-технического творчества молодежи | Method for development of oil deposit |
| RU2105869C1 (en) * | 1995-04-24 | 1998-02-27 | Акционерное общество "Татнефть" | Method for development of multiple-bed oil deposits |
-
2001
- 2001-07-18 RU RU2001120131/03A patent/RU2199653C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4086961A (en) * | 1977-01-10 | 1978-05-02 | Texaco Inc. | Method of oil recovery employing enriched gas drive with control of evolved gas |
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2053353C1 (en) * | 1993-04-09 | 1996-01-27 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Method for development of oil pool |
| RU2085714C1 (en) * | 1995-02-28 | 1997-07-27 | Городской центр научно-технического творчества молодежи | Method for development of oil deposit |
| RU2105869C1 (en) * | 1995-04-24 | 1998-02-27 | Акционерное общество "Татнефть" | Method for development of multiple-bed oil deposits |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2304703C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
| RU2379491C2 (en) * | 2008-02-08 | 2010-01-20 | Учреждение Российской академии наук Институт проблем нефти и газа РАН | Low permeability reservoir oil field treatment |
| RU2490438C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-08-20 | Александр Константинович Шевченко | Oil deposit development method |
| CN108266164A (en) * | 2017-12-15 | 2018-07-10 | 浙江海洋大学 | A kind of experimental method and experimental provision that recovery ratio is improved by the Water Alternate Gas displacement of reservoir oil |
| CN108266164B (en) * | 2017-12-15 | 2019-11-08 | 浙江海洋大学 | An experimental method and experimental device for enhancing oil recovery through gas-water alternating flooding |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2078200C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| WO2019223346A1 (en) | Nitrogen composite huff-puff method for closed fault block oil reservoir | |
| US8653008B2 (en) | Well treatment | |
| CN103993863B (en) | The non-mixed phase air water of low-permeability oil deposit is handed over note fluctuation step-down augmented injection device and method | |
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| NO328818B1 (en) | Procedure for fracturing hydrocarbon sources | |
| RU2389869C1 (en) | Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method's implementation | |
| RU2341644C1 (en) | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure | |
| RU2199653C1 (en) | Process of development of oil deposit | |
| RU2332557C1 (en) | Method for cleaning near wellbore region of injection wells | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2154157C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2293214C2 (en) | Method of action on pre-bottom zone of well in hydrocarbon field with bottom water and recovery of oil and water by pumps-compressors with separate intake for coneless operation of well | |
| US3477513A (en) | Well cleaning with mixed liquefied propane and butane solvent | |
| SU1596079A1 (en) | Method and installation for gas-lift operation of well | |
| RU2188301C1 (en) | Method of preparation and performance of well servicing | |
| RU2109930C1 (en) | Method for development of gas deposits in continental shelf | |
| RU2341645C1 (en) | Method of washing of sand plug and prevention of addition of sand in water producer under conditions of lifting of gas-water contact | |
| RU2304704C1 (en) | Method of developing oil pool with low-permeable reservoir | |
| RU2816618C1 (en) | Method for increasing oil recovery on carbonate reservoirs of middle carboniferous | |
| RU2531957C1 (en) | Device for cleaning wells of tar-resin-paraffin sediments | |
| RU99121601A (en) | METHOD FOR EXTRACTION OF OIL FROM THE LAYER | |
| CN115538982A (en) | Offshore oilfield complex blockage oil well immobile string deep blockage removing method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040719 |