RU2139421C1 - Method for development of oil deposit - Google Patents
Method for development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2139421C1 RU2139421C1 RU98117172/03A RU98117172A RU2139421C1 RU 2139421 C1 RU2139421 C1 RU 2139421C1 RU 98117172/03 A RU98117172/03 A RU 98117172/03A RU 98117172 A RU98117172 A RU 98117172A RU 2139421 C1 RU2139421 C1 RU 2139421C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- zone
- oil
- oxygen
- injection
- formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений. The invention relates to the oil industry and can be used in the development of oil fields.
Известны способы добычи нефти путем закачки в пласт кислородосодержащих смесей, включающие предварительное нагнетание определенных объемов перегретого пара (1) или химических реагентов (2). Это производится для создания в призабойной зоне нагнетательной скважины условий интенсивного протекания окислительных реакций и, следовательно, быстрого инициирования процесса. Known methods of oil production by injection into the reservoir of oxygen-containing mixtures, including the preliminary injection of certain volumes of superheated steam (1) or chemicals (2). This is done to create conditions in the near-well zone of the injection well for intensive oxidative reactions and, therefore, rapid initiation of the process.
Однако известные способы теплового воздействия не обладают высокой эффективностью при их применении в условиях трещиновато-пористых или слоисто-неоднородных пластов. Закачиваемый агент распространяется по трещинам или высокопроницаемым слоям, обеспечивая практически поршневое вытеснение нефти. Поэтому остаточная нефтенасыщенность, тем более в случае маловязкой нефти, оказывается недостаточной для инициирования процесса, а закачиваемый кислород, не полностью потребляемый в призабойной зоне, фильтруется в глубь пласта, создавая взрывоопасную ситуацию в добывающих скважинах. However, the known methods of heat exposure are not highly effective when applied in conditions of fractured-porous or layered-heterogeneous formations. The injected agent spreads through cracks or highly permeable layers, providing almost piston oil displacement. Therefore, the residual oil saturation, especially in the case of low-viscosity oil, is insufficient to initiate the process, and the injected oxygen, which is not completely consumed in the bottom-hole zone, is filtered deep into the reservoir, creating an explosive situation in production wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт кислородосодержащей смеси, в котором для повышения эффективности нефтеизвлечения и безопасности проведения работ в призабойную зону нагнетательной скважины закачивают теплоноситель с температурой и в объеме, обеспечивающими полное потребление окислителя на стадии инициирования процесса (3). There is a method of developing an oil deposit by injecting an oxygen-containing mixture into the reservoir, in which to increase the efficiency of oil recovery and the safety of work, a coolant is injected into the bottom-hole zone of the injection well with a temperature and volume that ensure the full consumption of the oxidizing agent at the process initiation stage (3).
Этот способ гарантирует безопасность процесса только на стадии его инициирования. При перемещении тепловой волны по пласту в условиях маловязкой нефти и связанным с этим обстоятельством дефицитом топлива возможно проникновение кислорода в ненагретые участки пласта вплоть до стволов добывающих скважин. Все это провоцирует взрывоопасную ситуацию на объекте разработки. This method guarantees the safety of the process only at the stage of its initiation. When a heat wave moves through a formation under low-viscosity oil conditions and the fuel deficit associated with this circumstance, oxygen can penetrate into unheated sections of the formation, up to the trunks of production wells. All this provokes an explosive situation at the development site.
Кроме того, во всех известных способах разработки при выборе объекта воздействия не учитывается естественная энергетика месторождения, а на стадии инициирования процесса предполагается изменение термодинамики призабойной зоны внесением энергии извне (с поверхности), что не способствует достижению максимально возможной нефтеотдачи и существенно ухудшает экономичность при реализации известных способов. In addition, in all known development methods, the natural energy of the field is not taken into account when choosing the object of influence, and at the stage of the process initiation, it is assumed that the thermodynamics of the bottom-hole zone are changed by introducing energy from the outside (from the surface), which does not contribute to the achievement of the maximum possible oil recovery and significantly worsens the cost-effectiveness of known ways.
Решаемая изобретением задача - повышение нефтеотдачи и безопасности проведения работ. The problem solved by the invention is to increase oil recovery and the safety of work.
Технический результат, который может быть получен при осуществлении способа, - обеспечение внутрипластовой генерации газового агента и использование энергетического потенциала месторождения. The technical result that can be obtained by implementing the method is to provide in-situ generation of a gas agent and use the energy potential of the field.
Поставленная задача решается тем, что в способе разработки нефтяного месторождения, включающем нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину и создание в пласте зоны окисления нефти, перемещающейся по направлению к добывающей скважине, согласно изобретению при разработке нефтяного месторождения с температурой пласта выше 65oC создают в пласте зону окисления с радиусом не менее радиуса R зоны полного потребления кислорода в пласте при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине, а расстояние 2 σ между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус R зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2 σ ≥ R, нагнетание кислородосодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего способа поясняются лучшими вариантом его осуществления со ссылками на прилагаемые графики.The problem is solved in that in a method for developing an oil field, including injecting an oxygen-containing mixture through an injection well and creating an oxidation zone of oil in the formation moving towards the producing well, according to the invention, when developing an oil field with a temperature of the formation above 65 ° C. an oxidation zone with a radius of at least radius R of the zone of total oxygen consumption in the formation when the oxidation zone is moved toward the producing well, and the distance is 2 between the injection and production wells and the radius R of complete oxygen consumption zone is selected from the
These advantages, as well as the features of this method are illustrated by the best option for its implementation with reference to the attached graphs.
Фиг. 1 изображает схему процесса (в начальной стадии перемещения зоны окисления);
фиг. 2 - то же, что фиг. 1 (окончательная стадия процесса);
фиг. 3 - зависимость теплового эффекта реакции низкотемпературного окисления нефти от температуры;
фиг. 4 - время воспламенения пластовой нефти от температуры;
фиг. 5 - размеры зоны полного потребления окислителя (расчетные зависимости);
фиг. 6 - изменение термодинамического состояния углеводородной системы от содержания CO2;
фиг. 7 - два графика динамики вытеснения нефти при разных температурах пласта.FIG. 1 depicts a process diagram (in the initial stage of the movement of the oxidation zone);
FIG. 2 is the same as FIG. 1 (final stage of the process);
FIG. 3 - temperature dependence of the thermal effect of the reaction of low-temperature oil oxidation;
FIG. 4 - time of ignition of reservoir oil from temperature;
FIG. 5 - dimensions of the zone of complete consumption of the oxidizing agent (calculated dependencies);
FIG. 6 - change in the thermodynamic state of the hydrocarbon system from the content of CO 2 ;
FIG. 7 - two graphs of the dynamics of oil displacement at different formation temperatures.
Способ разработки нефтяного месторождения (фиг. 1) включает нагнетание кислородосодержащей смеси через нагнетательную скважину 1 и создание в пласте зоны 2 окисления нефти, перемещающейся по направлению к добывающей скважине 3. При разработке нефтяного месторождения с температурой пласта выше 65oC создают в пласте зону 2 окисления с радиусом не менее радиуса R зоны полного потребления кислорода в пласте (фиг. 1, 2) при перемещении зоны окисления по направлению к добывающей скважине. Расстояние 2σ между нагнетательной и добывающей скважинами и радиус R зоны полного потребления кислорода выбирают из условия 2σ ≥ R (фиг. 2). Нагнетание кислородосодержащей смеси прекращают при подходе зоны окисления к добывающей скважине на расстояние не менее чем σ/π (фиг. 2).A method for developing an oil field (Fig. 1) involves injecting an oxygen-containing mixture through an injection well 1 and creating an
Для существования процесса необходимо, чтобы тепло, выделяемое в окислительных реакциях, компенсировало тепловые потерю в кровлю, подошву и нагрев пласта впереди зоны реагирования. Максимальный тепловой эффект реакций окисления составляет порядка 100 ккал/моль O2, что достигается при температурах пласта 200oC и выше. При температурах пласта 65 - 75oC значение теплового эффекта реакций составляет 85% от максимального, и дальнейшее увеличение температуры приводит к медленному росту теплового эффекта. При температурах ниже 65oC происходит резкое снижение теплового эффекта реакций окисления, и процесс в интервале значений водо-воздушного отношения 0,006 - 0,015 м3/нм3 нагнетаемой в пласт смеси неосуществим вследствие некомпенсации пластовых теплопотерь. Прогрев пласта выше 200oC нецелесообразен, поскольку тепловой эффект реакций окисления практически не увеличивается.For the existence of the process, it is necessary that the heat released in the oxidation reactions compensate for the heat loss to the roof, bottom and heating of the formation in front of the reaction zone. The maximum thermal effect of oxidation reactions is about 100 kcal / mol O 2 , which is achieved at formation temperatures of 200 o C and above. At formation temperatures of 65 - 75 o C, the value of the thermal effect of the reactions is 85% of the maximum, and a further increase in temperature leads to a slow increase in the thermal effect. At temperatures below 65 o C there is a sharp decrease in the thermal effect of oxidation reactions, and the process in the range of values of the water-air ratio of 0.006 - 0.015 m 3 / nm 3 of the mixture injected into the formation is not feasible due to uncompensated formation heat losses. Heating the formation above 200 o C is impractical, since the thermal effect of oxidation reactions is practically not increased.
При температурах пласта выше 65oC процесс инициируется достаточно быстро и по времени составляет от 30 суток при Тпл = 65oC до 10 суток при Тпл = 110oC (фиг. 3).At formation temperatures above 65 o C, the process is initiated quite quickly and takes from 30 days at Tm = 65 o C to 10 days at T = 110 o C (Fig. 3).
Время инициирования процесса можно определить по формуле:
где Cp - объемная теплоемкость пласта, кДж/м3•oC;
PH - плотность нефти, кг/м3;
То - абсолютная пластовая температура, К;
rо - объемная теплотворная способность кислорода, кДж/нм3;
Wо - скорость потребления кислорода при пластовых давлении и температуре, нм3/м3•сут;
Zt - концентрация нефти в пласте, кг/м3;
E - температура активации нефти, К.The process initiation time can be determined by the formula:
where C p - volumetric heat capacity of the formation, kJ / m 3 • o C;
P H - oil density, kg / m 3 ;
T about - absolute reservoir temperature, K;
r o - volumetric calorific value of oxygen, kJ / nm 3 ;
W about - oxygen consumption rate at reservoir pressure and temperature, nm 3 / m 3 • day;
Z t - oil concentration in the reservoir, kg / m 3 ;
E - oil activation temperature, K.
В результате время инициирования процесса - время зажигания, сут, имеет зависимость, показанную на фиг. 4. As a result, the process initiation time — ignition time, days, has the dependence shown in FIG. 4.
Нагнетаемым агентом на другой стадии процесса является атмосферный воздух. The injection agent at another stage of the process is atmospheric air.
Самопроизвольное инициирование процесса является одним из моментов использования природной энергетики пласта. Spontaneous initiation of the process is one of the points of using the natural energy of the reservoir.
Формирование зоны окисления нефти осуществляется нагнетанием кислородосодержащей смеси, в качестве которой, в зависимости от поставленных технологических задач, может служить атмосферный или обогащенный кислородом воздух, водо-воздушная смесь в широком диапазоне изменения соотношения вода/воздух, газо-воздушная смесь и пр. The formation of the zone of oil oxidation is carried out by injection of an oxygen-containing mixture, which, depending on the set technological tasks, can be atmospheric or oxygen-enriched air, a water-air mixture in a wide range of changes in the ratio of water / air, gas-air mixture, etc.
Формирование зоны окисления нефти заканчивается с выходом на проектную величину темпа нагнетания кислородосодержащей смеси. Ее размер определяется по формуле (2) и не должен быть меньше размера R. The formation of the zone of oil oxidation ends with reaching the design value of the rate of injection of the oxygen-containing mixture. Its size is determined by formula (2) and should not be less than size R.
где
fk - мольная доля кислорода в закачиваемом воздухе;
σн - остаточная нефтенасыщенность;
Vr- удельный темп нагнетания в скважину воздуха, нм3/м•сут;
π - 3,14;
n - порядок реакции окисления по кислороду;
m - пористость;
W - удельная объемная скорость потребления кислорода при данной пластовой температуре и давлении, нм3/м3•сут.
Where
f k is the molar fraction of oxygen in the injected air;
σ n - residual oil saturation;
V r - specific rate of injection into the well of air, nm 3 / m • day;
π - 3.14;
n is the order of the oxygen oxidation reaction;
m is the porosity;
W is the specific volumetric rate of oxygen consumption at a given reservoir temperature and pressure, nm 3 / m 3 • day.
Расчет зоны полного потребления кислорода при различных плотностях потока закачиваемого воздуха и температурах пласта приведен в таблице. The calculation of the zone of total oxygen consumption at different densities of the injected air flow and formation temperatures is given in the table.
В расчетах приняты: fk=0,21; m=0,20; σн= 0,30; n=0,7, а фиг. 5 иллюстрирует результаты расчетов.In the calculations accepted: f k = 0.21; m is 0.20; σ n = 0.30; n = 0.7, and FIG. 5 illustrates the calculation results.
При перемещении зоны повышенной температуры (область внутрипластовых окислительных процессов) будет происходить интенсивное испарение легких фракций нефти в поток газов горения и возможно паровую фазу. When moving the zone of elevated temperature (the region of in-situ oxidation processes), intense evaporation of light oil fractions into the flow of combustion gases and possibly the vapor phase will occur.
Наиболее интенсивное обогащение газов горения углеводородной частью следует ожидать именно на легкой, маловязкой нефти, содержащей до 90% дистиллирующих компонентов. The most intense enrichment of combustion gases with the hydrocarbon part should be expected precisely in light, low-viscosity oil containing up to 90% of distillation components.
Поступление газовой фазы в менее нагретые зоны пласта будет сопровождаться лишь незначительной конденсацией углеводородной составляющей, что объясняется высокой начальной температурой пласта. The entry of the gas phase into the less heated zones of the formation will be accompanied by only slight condensation of the hydrocarbon component, which is explained by the high initial temperature of the formation.
Тем самым создаются условия для формирования фазы высокоэффективного вытесняющего газового агента. Это обстоятельство является главным моментом использования природной энергетики пласта. Следует ожидать, что основной прирост нефтеотдачи будет приходиться на механизм вытеснения нефти образующимися пластовыми газами. This creates the conditions for the formation of a phase of a highly effective displacing gas agent. This fact is the main point of using the natural energy of the reservoir. It should be expected that the main increase in oil recovery will be accounted for by the mechanism of oil displacement by the produced formation gases.
Подтверждением вышеизложенного могут служить исследования испаряемости газового конденсата. При примерно одинаковой плотности конденсата и маловязкой нефти первый можно полностью перевести в газовую фазу. При перегонке же маловязкой нефти остаются незначительные количества тяжелых фракций, так называемый коксовый остаток. A confirmation of the foregoing can serve as a study of the evaporation of gas condensate. With approximately the same condensate density and low-viscosity oil, the first can be completely transferred to the gas phase. During distillation of low-viscosity oil, insignificant amounts of heavy fractions remain, the so-called coke residue.
В экспериментах использовалась углеводородная система с плотностью конденсата 758,4 кг/м3. Перевод двухфазной углеводородной системы в однофазную при любом заданном давлении возможен лишь при превышении определенной температуры, так называемой температуры крикондертерма. На основе исходной углеводородной системы были созданы системы, содержащие 0,28; 13,8; 17,2; 24,0; 28,8% CO2.In the experiments, a hydrocarbon system with a condensate density of 758.4 kg / m 3 was used . The transfer of a two-phase hydrocarbon system into a single-phase system at any given pressure is possible only if a certain temperature is exceeded, the so-called cryconderm temperature. Based on the initial hydrocarbon system, systems containing 0.28 were created; 13.8; 17.2; 24.0; 28.8% CO 2 .
Значения крикондертерма определялись по следующей методике. Criconderm values were determined using the following procedure.
Для каждой системы на установке УГК-З находились значения давления начала конденсации при определенных температурах. По полученным данным строились фазовые диаграммы в координатах РТ (фиг. 6), по которым устанавливались значения крикондертерма. С ростом в системе содержания CO2 от 0,28% до 28,8% величина крикондертерма снижалась со 115oC до 66oC, т.е. улучшились условия перехода жидких углеводородов в газовую фазу. С утяжелением углеводородной системы испаряемость конденсата падает.For each system at the UGK-Z installation, the values of the condensation onset pressure were found at certain temperatures. According to the data obtained, phase diagrams were constructed in the coordinates of the Republic of Tatarstan (Fig. 6), by which the values of the cryconderm were established. With an increase in the CO 2 content in the system from 0.28% to 28.8%, the criconderm decreased from 115 o C to 66 o C, i.e. improved conditions for the transition of liquid hydrocarbons into the gas phase. As the hydrocarbon system becomes heavier, the evaporation of the condensate decreases.
Полученные результаты подтверждают качественный характер поведения двух схожих углеводородных систем. The results confirm the qualitative nature of the behavior of two similar hydrocarbon systems.
Необходимость соблюдения условия 2σ ≥ R, а также прекращение нагнетания кислородосодержащей смеси после подхода зоны окисления нефти к добывающей скважине на расстояние не ниже размера σ/π определяется главным образом исключением возможности прорыва кислорода в добывающие скважины и создания взрывоопасной ситуации. The need to comply with the condition 2σ ≥ R, as well as the cessation of the injection of the oxygen-containing mixture after the approach of the oil oxidation zone to the production well to a distance of at least σ / π, is mainly determined by the exclusion of the possibility of oxygen breakthrough into production wells and the creation of an explosive situation.
При принятых в практике разработки нефтяных месторождений расстоянии между скважинами или рядами скважин в 200 - 400 м размер призабойной зоны скважины составляет порядка 30-60 м. Размер призабойной зоны определяется из общепринятого соотношения σ/π, где σ - половина расстояния между скважинами. Призабойная зона характеризуется резким изменением гидродинамических условий вследствие экспоненциального возрастания градиентов давления по направлению к добывающей скважине. В этих условиях вероятно искривление фильтрационных потоков и языкообразный прорыв пластовых флюидов в добывающую скважину. В том числе и прорыв кислорода. With the practice of developing oil fields, the distance between wells or a series of wells of 200 - 400 m, the size of the bottom-hole zone of the well is about 30-60 m.The size of the bottom-hole zone is determined from the generally accepted ratio σ / π, where σ is half the distance between the wells. The bottom-hole zone is characterized by a sharp change in hydrodynamic conditions due to an exponential increase in pressure gradients towards the producing well. Under these conditions, a distortion of the filtration flows and a tongue-like breakthrough of the formation fluids into the production well are likely. Including a breakthrough of oxygen.
При аномально больших расстояниях между скважинами (свыше 500 м) прекращение нагнетания кислородосодержащей смеси целесообразно производить после подхода зоны окисления нефти к добывающей скважине в момент сокращения ее размера ниже значения R. Это объясняется тем, что при отдалении внешней границы призабойной зоны от ствола скважины на 100 и более метров фильтрационная картина в этой области изменяется незначительно. At abnormally large distances between the wells (over 500 m), it is advisable to stop the injection of the oxygen-containing mixture after the approach of the oil oxidation zone to the producing well at the time of reducing its size below the value of R. This is due to the fact that when the outer boundary of the bottom-hole zone is distant from the wellbore by 100 and more than a meter, the filtration pattern in this area changes slightly.
В примере конкретного выполнения способа использована программа расчета технологических показателей разработки элемента слоисто-неоднородного пласта. In an example of a specific implementation of the method, a program for calculating technological indicators for developing an element of a layered heterogeneous formation was used.
Программа позволяет рассчитывать технологические показатели разработки при закачке в пласт наряду с водой обычного или обогащенного кислородом воздуха. The program allows you to calculate the technological indicators of development during injection into the reservoir along with water of normal or oxygen-enriched air.
Фильтрационный поток в каждом слое слоисто-неоднородного пласта считается одномерным плоскопараллельным или плоскорадиальным. Влияние скважин учитывается дополнительными фильтрационными сопротивлениями. The filtration flow in each layer of a layered heterogeneous formation is considered to be one-dimensional plane-parallel or plane-radial. The influence of wells is taken into account by additional filtration resistances.
Слои пласта гидродинамически изолированы друг от друга прослоями и сообщаются между собой только через скважины. Толщины слоев, проницаемости и начальные распределения насыщенностей могут отличаться от слоя к слою. Начальное распределение насыщенностей постоянно по длине слоя и в общем случае содержит подвижную воду и газ. The layers of the reservoir are hydrodynamically isolated from each other by interlayers and communicate with each other only through wells. Layer thicknesses, permeability, and initial saturation distributions may vary from layer to layer. The initial distribution of saturations is constant along the length of the layer and generally contains moving water and gas.
На базе описанных выше процессов создана математическая модель, которая проанализирована программными средствами вычислительной техники. Модель основана на аппроксимация термогидродинамики процесса вытеснения нефти из пласта при внутрипластовом горении следующими характерными подвижными фильтрационными зонами: выжженной зоной, где фильтруются вода и воздух; зоной прогрева с насыщенным водным паром, газами горения и подвижной нефтью; водяным валом, примыкающим спереди к зоне прогрева, где нефтенасыщенность определяется совместным вытеснением нефти водой и газом; нефтяным валом впереди водяного вала, где нефтенасыщенность в большей степени определяется вытеснением нефти газом; зоной пласта с начальным распределением насыщенностей. Based on the processes described above, a mathematical model is created that is analyzed by computer software. The model is based on the approximation of thermohydrodynamics of the process of oil displacement from a reservoir during in-situ combustion by the following characteristic moving filtration zones: a burnt zone, where water and air are filtered; heating zone with saturated water vapor, combustion gases and mobile oil; a water shaft adjacent in front of the heating zone, where oil saturation is determined by the joint displacement of oil by water and gas; the oil shaft in front of the water shaft, where the oil saturation is largely determined by the displacement of oil by gas; formation zone with initial saturation distribution.
Анализ проводился в режимах с заданными давлением, теплом или программой нагнетания. The analysis was carried out in modes with a given pressure, heat or injection program.
Расчеты проведены для пластовых температур 25oC, 50oC, характерных для известного технического решения, и для температур 65oC, 90oC, 110oC, характеризующих заявленное техническое решение.The calculations were carried out for reservoir temperatures of 25 o C, 50 o C, characteristic of the known technical solution, and for temperatures of 65 o C, 90 o C, 110 o C, characterizing the claimed technical solution.
Как следует из расчетов, применение заявленного способа позволит на 10 - 12% повысить конечную нефтеотдачу пласта и в 2-3 раза интенсифицировать процесс разработки. Фиг. 7 достаточно наглядно иллюстрирует результаты расчетов. As follows from the calculations, the application of the claimed method will allow to increase the final oil recovery by 10 - 12% and to intensify the development process by 2–3 times. FIG. 7 illustrates quite clearly the results of calculations.
Наиболее успешно заявленный способ разработки нефтяного месторождения с использованием внутрипластовых окислительных процессов может быть использован при добыче маловязкой нефти для максимально возможной нефтеотдачи месторождения при исключении взрывоопасных ситуаций на объекте разработки. The most successfully claimed method of developing an oil field using in-situ oxidation processes can be used in the production of low-viscosity oil for the maximum possible oil recovery while eliminating explosive situations at the development site.
Источники информации. Sources of information.
1. Патент США N 4059152, нки, 166 - 261, опубл. 1976. 1. US patent N 4059152, NKI, 166 - 261, publ. 1976.
2. Авторское свидетельство СССР N 852011, мпк E 21 B 43/24, опубл. 1980. 2. Copyright certificate of the USSR N 852011, IPC E 21 B 43/24, publ. 1980.
3. Авторское свидетельство СССР N 1090060, мпк E 21 B 43/24, опубл. 1984. 3. USSR author's certificate N 1090060, IPC E 21 B 43/24, publ. 1984.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98117172/03A RU2139421C1 (en) | 1998-09-09 | 1998-09-09 | Method for development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98117172/03A RU2139421C1 (en) | 1998-09-09 | 1998-09-09 | Method for development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2139421C1 true RU2139421C1 (en) | 1999-10-10 |
Family
ID=20210469
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98117172/03A RU2139421C1 (en) | 1998-09-09 | 1998-09-09 | Method for development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2139421C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277632C1 (en) * | 2005-03-04 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО"ЮРД-Центр" | Oil field recovery increase method |
| RU2296854C2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО "ЮРД-Центр" | Method for oil field development |
| CN103806909A (en) * | 2014-02-18 | 2014-05-21 | 振华石油控股有限公司 | Oil pool channel equivalent size measurement system and oil pool passage control method |
| RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| EA030080B1 (en) * | 2016-05-04 | 2018-06-29 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Oil field development method |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| US4548267A (en) * | 1983-11-29 | 1985-10-22 | Standard Oil Company | Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir |
| US4552216A (en) * | 1984-06-21 | 1985-11-12 | Atlantic Richfield Company | Method of producing a stratified viscous oil reservoir |
| RU2030568C1 (en) * | 1992-01-09 | 1995-03-10 | Александр Константинович Шевченко | Method for thermochemical treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2057917C1 (en) * | 1993-03-11 | 1996-04-10 | Малое научно-производственное предприятие "Институт геотехнологии" | Process of thermal extraction of oil |
-
1998
- 1998-09-09 RU RU98117172/03A patent/RU2139421C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4415031A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-15 | Mobil Oil Corporation | Use of recycled combustion gas during termination of an in-situ combustion oil recovery method |
| US4548267A (en) * | 1983-11-29 | 1985-10-22 | Standard Oil Company | Method of displacing fluids within a gas-condensate reservoir |
| US4552216A (en) * | 1984-06-21 | 1985-11-12 | Atlantic Richfield Company | Method of producing a stratified viscous oil reservoir |
| RU2030568C1 (en) * | 1992-01-09 | 1995-03-10 | Александр Константинович Шевченко | Method for thermochemical treatment of bottom-hole formation zone |
| RU2057917C1 (en) * | 1993-03-11 | 1996-04-10 | Малое научно-производственное предприятие "Институт геотехнологии" | Process of thermal extraction of oil |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2277632C1 (en) * | 2005-03-04 | 2006-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО"ЮРД-Центр" | Oil field recovery increase method |
| RU2296854C2 (en) * | 2005-03-24 | 2007-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Объединенный центр исследований и разработок "ООО "ЮРД-Центр" | Method for oil field development |
| CN103806909A (en) * | 2014-02-18 | 2014-05-21 | 振华石油控股有限公司 | Oil pool channel equivalent size measurement system and oil pool passage control method |
| CN103806909B (en) * | 2014-02-18 | 2017-12-05 | 振华石油控股有限公司 | Oil reservoir passage equivalence Size Measuring System and oil reservoir path control method |
| RU2567918C1 (en) * | 2014-12-02 | 2015-11-10 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Development method of multilayer non-homogeneous oil deposit |
| EA030080B1 (en) * | 2016-05-04 | 2018-06-29 | Акционерное общество "Зарубежнефть" | Oil field development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2793696A (en) | Oil recovery by underground combustion | |
| US7516789B2 (en) | Hydrocarbon recovery facilitated by in situ combustion utilizing horizontal well pairs | |
| Moore et al. | In situ combustion in Canadian heavy oil reservoirs | |
| Chang et al. | Field-scale simulation of cyclic solvent injection (CSI) | |
| US5082055A (en) | Gas fired radiant tube heater | |
| CA2033492C (en) | Enhanced oil recovery system with a radiant tube heater | |
| CA2255071C (en) | Oilfield in-situ upgrading process | |
| Xia et al. | In situ upgrading of Athabasca tar sand bitumen using THAI | |
| Wu | A critical review of steamflood mechanisms | |
| US4127172A (en) | Viscous oil recovery method | |
| RU2109133C1 (en) | Method for development of deposit with hard-to-recover oil reserves | |
| CA2407404A1 (en) | A method for treating a hydrocarbon-containing formation | |
| ZA200209233B (en) | A method for treating a hydrocarbon-containing formation. | |
| Coates et al. | Experimental and numerical simulations of a novel top down in-situ combustion process | |
| Mahmoud et al. | Challenges during shallow and deep carbonate reservoirs stimulation | |
| Kumar | Simulation of laboratory in-situ combustion data and effect of process variations | |
| RU2139421C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| Irani et al. | On Subcool Control in the SAGD Producers—Part III: Efficiency of Subcool Trapping in the Nsolv Process | |
| US3448807A (en) | Process for the thermal recovery of hydrocarbons from an underground formation | |
| US2771951A (en) | Method of oil recovery by in situ combustion | |
| Miller et al. | Proposed air injection recovery of cold-produced heavy oil reservoirs | |
| Ado | Electrically-enhanced THAI in situ combustion technology for upgrading and production of heavy oil | |
| Al-Saffar et al. | Distinguishing between overlapping low temperature and high temperature oxidation data obtained from a pressurised flow reactor system using consolidated core material | |
| SU1723314A1 (en) | Method for thermal treatment of hydrocarbon pool | |
| Breston | Oil recovery by heat from in situ combustion |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20060810 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20080313 |
|
| QZ4A | Changes in the licence of a patent |
Effective date: 20080313 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20100112 |
|
| QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20100112 Effective date: 20120229 |