RU2142045C1 - Method for development of oil deposit - Google Patents
Method for development of oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2142045C1 RU2142045C1 RU98107535/03A RU98107535A RU2142045C1 RU 2142045 C1 RU2142045 C1 RU 2142045C1 RU 98107535/03 A RU98107535/03 A RU 98107535/03A RU 98107535 A RU98107535 A RU 98107535A RU 2142045 C1 RU2142045 C1 RU 2142045C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- water
- injected
- injection
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 16
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract description 4
- 230000004075 alteration Effects 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 23
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 3
- 230000037230 mobility Effects 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено при разработке нефтяных залежей особенно с пониженной нефтенасыщенностью нефтяной породы. The invention relates to the oil industry and can be applied in the development of oil deposits, especially with low oil saturation of oil rock.
Известен способ разработки нефтяной залежи путем закачки в пласт воды через нагнетательные скважины [1]. There is a method of developing an oil reservoir by injecting water into a formation through injection wells [1].
При этом способе, если коэффициент нефтеотдачи пластов представлять в виде произведения двух коэффициентов - коэффициента вытеснения и коэффициента охвата вытеснением, то обычно коэффициент вытеснения бывает равным 0,6 - 0,7 и коэффициент охвата вытеснением равным 0,5 - 0,9, а коэффициент нефтеотдачи пластов равным 0,30-0,63. In this method, if the oil recovery coefficient is represented as a product of two coefficients — the displacement coefficient and the displacement coverage coefficient, then usually the displacement coefficient is 0.6–0.7 and the displacement coverage coefficient is 0.5–0.9, and the coefficient oil recovery equal to 0.30-0.63.
Упомянутый коэффициент вытеснения обусловлен микронеоднородностью размеров поровых каналов пористой породы и различием физических свойств нефти и вытесняющей воды и наличием на контакте нефти и воды значительных капиллярных давлений. Этот коэффициент рассчитывается по значениям начальной и конечной нефтенасыщенности нефтеносной породы. Если начальная нефтенащыщенность равна 0,75, а конечная - 0,30, то коэффициент вытеснения равен
(0,75-0,30)/0,75=0,60.The mentioned displacement coefficient is caused by micro-heterogeneity of the size of the porous porous rock channels and the difference in the physical properties of oil and displacing water and the presence of significant capillary pressures at the oil-water contact. This coefficient is calculated from the values of the initial and final oil saturation of the oil-bearing rock. If the initial oil saturation is 0.75 and the final is 0.30, then the displacement coefficient is
(0.75-0.30) / 0.75 = 0.60.
Но если начальная нефтенасыщенность существенно ниже и равна 0,50 - 0,60, то коэффициент вытеснения равен
(0,60 - 0,30)/0,60=0,50; (0,50 - 0,30)/0,50=0,40.But if the initial oil saturation is significantly lower and is 0.50 - 0.60, then the displacement coefficient is
(0.60 - 0.30) / 0.60 = 0.50; (0.50 - 0.30) / 0.50 = 0.40.
Соответственно нефтеотдача пластов с 0,30 - 0,54 снижается до 0,25 - 0,45 и 0,20 - 0,36, то есть при уменьшении коэффициента вытеснения в 1,2- 1,5 раза также в 1,2-1,5 раза уменьшается нефтеотдача. Accordingly, oil recovery from 0.30 - 0.54 decreases to 0.25 - 0.45 and 0.20 - 0.36, that is, when the displacement coefficient decreases by 1.2-1.5 times also by 1.2- Oil recovery decreases 1.5 times.
Известен также способ разработки нефтяных залежей путем закачки в пласт газа [2]. There is also a method of developing oil deposits by injecting gas into the reservoir [2].
Как известно, отличий между нефтью и газом гораздо меньше, чем между нефтью и водой, особенно когда нефть недонасыщена газом, когда пластовое давление выше давления насыщения и вытесняющий газ растворяется в нефти. Коэффициент вытеснения нефти газом близок к единице, равен 0,9 - 1,0. Однако у газа есть свой большой недостаток: его подвижность выше подвижности нефти в 50 - 100 раз и больше. По этой причине при разработке нефтяной залежи путем закачки газа низким оказывается коэффициент охвата вытеснением, равным 0,20 - 0,40. Соответственно коэффициент нефтеотдачи получается равным 0,18-0,40, то есть заметно ниже, чем при заводнении. As you know, the differences between oil and gas are much smaller than between oil and water, especially when oil is undersaturated with gas, when the reservoir pressure is higher than the saturation pressure and the displacing gas dissolves in the oil. The coefficient of oil displacement by gas is close to unity, equal to 0.9 - 1.0. However, gas has its own big drawback: its mobility is higher than the mobility of oil by 50-100 times or more. For this reason, when developing an oil reservoir by injecting gas, the displacement coverage coefficient of 0.20 - 0.40 is low. Accordingly, the oil recovery coefficient is 0.18-0.40, that is, significantly lower than during flooding.
Известен способ разработки нефтяной залежи, по которому перед фронтом закачиваемой воды создается широкая оторочка газа, причем ширина газовой оторочки должна быть такой, чтобы закачиваемая вода, захороняя газ вместо нефти, не вступила в прямой контакт с нефтью [3]. Данный способ разработки принят нами за прототип. There is a method of developing an oil deposit, in which a wide gas rim is created in front of the front of the injected water, and the width of the gas rim must be such that the injected water, burying the gas instead of oil, does not come into direct contact with the oil [3]. This development method was adopted by us as a prototype.
Недостатком известного способа является слишком большая потребность в газе высокого давления для закачки в нефтяные пласты. Расчеты показывают (Лысенко В. Д. "Проектирование разработки нефтяных месторождений" - М., Недра, 1987), что при известном способе в момент прекращения закачки газа высокого давления и переключения нагнетательных скважин с закачки газа на закачку воды по окружающим добывающим скважинам газовый фактор должен достигать в зависимости от расчетной послойной неоднородности пластов величины от 3 до 11 тысяч м3 газа на 1 т добываемой нефти.The disadvantage of this method is the too great need for high-pressure gas for injection into oil reservoirs. Calculations show (V. Lysenko "Designing the development of oil fields" - M., Nedra, 1987) that with the known method at the time of stopping the injection of high pressure gas and switching the injection wells from the gas injection to the water injection through the surrounding production wells, the gas factor depending on the calculated layer-by-layer heterogeneity of the layers, it should reach values from 3 to 11 thousand m 3 of gas per 1 ton of oil produced.
Задачей изобретения является увеличение нефтеотдачи пластов. The objective of the invention is to increase oil recovery.
Для решения указанной задачи в известном способе разработки нефтяной залежи, включающем бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку газа и воды в нагнетательные скважины и отбор нефти из добывающих скважин, закачку газа и воды производят в три этапа, причем на первом этапе закачивают газ, на втором этапе осуществляют многократное чередование закачки газа и воды и на третьем этапе закачивают воду, при этом на первом этапе в каждую нагнетательную скважину закачивают газ до тех пор, пока отбор закачанного газа из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м3 газа на 1 т нефти, на втором этапе в каждую нагнетательную скважину поочередно многократно закачивают газ и воду, при этом в каждый период закачка газа и воды по объему в пластовых условиях составляет 1-2% начальных геологических запасов нефти обслуживаемого этой скважиной участка залежи с объемными долями газа и воды соответственно 70-90% и 10-30%, причем закачку производят до тех пор, пока отбор закачанного газа из добывающей скважины достигнет величины не менее 500 м3 газа на 1 т нефти, после чего на третьем этапе переходят на закачку воды.To solve this problem in a known method of developing an oil field, including drilling production and injection wells, injecting gas and water into injection wells and extracting oil from production wells, gas and water are injected in three stages, and in the first stage, gas is injected, in the second stage, gas and water are repeatedly alternated and water is pumped in the third stage, while in the first stage gas is pumped into each injection well until the gas is taken from the producing wells at least 500 m 3 of gas per 1 ton of oil will be reached, at the second stage, gas and water are repeatedly injected into each injection well repeatedly, while in each period the volume of gas and water injected under reservoir conditions is 1-2% of the initial geological reserves oil of the reservoir site served by this well with gas and water volume fractions of 70-90% and 10-30%, respectively, and the injection is carried out until the selection of the injected gas from the production well reaches a value of at least 500 m 3 of gas per 1 ton of oil, then in the third stage switching to water injection.
Закачка газа и воды в каждый период по объему в пластовых условиях менее 1% начальных геологических запасов нефти участка залежи, обслуживаемого этой нагнетательной скважиной, уменьшит размеры и устойчивость оторочек воды, а более 2% - нежелательно уменьшает число периодов закачки. The injection of gas and water in each period by volume in reservoir conditions of less than 1% of the initial geological oil reserves of the reservoir site served by this injection well will reduce the size and stability of water rims, and more than 2% will undesirably reduce the number of injection periods.
Если на втором этапе при многократном чередовании закачку газа и воды производить с объемными долями газа менее 70% и воды соответственно более 30%, то вытеснение нефти происходит газом и водой, в то время как цель второго этапа заключается в том, чтобы вытеснение нефти происходило газом. If at the second stage, with multiple alternations, gas and water are injected with volume fractions of gas of less than 70% and water, respectively, of more than 30%, then oil is displaced by gas and water, while the purpose of the second stage is to displace oil by gas .
Если же на втором этапе многократное чередование закачки газа и воды производить с объемными долями газа более 90% и воды соответственно менее 10%, коэффициент охвата вытеснением нефти повышается в недостаточной степени. If at the second stage multiple injections of gas and water are performed with volume fractions of gas of more than 90% and water, respectively, of less than 10%, the coverage factor for oil displacement does not increase sufficiently.
Нам не известны способы разработки нефтяной залежи, обладающие совокупностью вышеперечисленных признаков, что означает соответствие предложенного технического решения требованиям, предъявляемым к изобретениям. We are not aware of the methods for developing an oil deposit with a combination of the above characteristics, which means that the proposed technical solution meets the requirements for inventions.
Приведем пример осуществления предложенного способа разработки нефтяной залежи. Here is an example of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits.
Рассмотрим отдельный участок нефтяной залежи с начальными геологическими запасами нефти, равными 10 млн. т. Consider a separate section of an oil reservoir with initial geological oil reserves of 10 million tons.
Коэффициент вытеснения нефти водой равен 0,5; такой же коэффициент вытеснения газа водой - 0,5. Коэффициент вытеснения нефти газом 0,9. The coefficient of oil displacement by water is 0.5; the same coefficient of gas displacement by water is 0.5. The coefficient of oil displacement by gas is 0.9.
С учетом неоднородности нефтяных пластов и предельной весовой обводненности отбора жидкости добывающей скважины, равной 90 %, при заводнении коэффициент охвата пластов вытеснением будет равен 0,8233, а коэффициент нефтеотдачи при этом будет равен:
0,5•0,8233 = 0,4117,
тогда начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемого участка будут
10•0,4117=4,117 млн.т
При разработке нефтяных пластов только за счет закачки газа при предельном приросте газового фактора 3000 м3 или 3,6 т газа на 1 т нефти с учетом пластов и различия подвижностей и плотностей нефти и газа коэффициент охвата пластов вытеснением будет равным 0,3618, с учетом этого и коэффициента вытеснения коэффициент нефтеотдачи будет равен:
0,9•0,3618 = 0,3256,
соответственно начальные извлекаемые запасы нефти будут
10•0,3256 = 3,256 млн.т
Видно, что начальные извлекаемые запасы нефти при закачке газа оказываются меньше, чем при заводнении, в
4,117/3,256=1,264 раза.Taking into account the heterogeneity of the oil reservoirs and the maximum weighted water cut-off of the production well liquid equal to 90%, in case of water flooding, the coverage coefficient of formations by displacement will be 0.8233, and the oil recovery coefficient will be equal to:
0.5 • 0.8233 = 0.4117,
then the initial recoverable oil reserves of the considered area will be
10 • 0.4117 = 4.117 million tons
In the development of oil reservoirs only due to gas injection at a marginal increase of the gas factor of 3000 m 3 or 3.6 tons of gas per 1 ton of oil, taking into account the reservoirs and the difference in mobilities and densities of oil and gas, the coefficient of coverage of the formations by displacement will be 0.3618, taking into account of this and the displacement coefficient, the oil recovery coefficient will be equal to:
0.9 • 0.3618 = 0.3256,
accordingly, the initial recoverable oil reserves will be
10 • 0.3256 = 3.256 million tons
It can be seen that the initial recoverable oil reserves during gas injection turn out to be less than during flooding, in
4.117 / 3.256 = 1.264 times.
Причем в варианте с закачкой газа через пласты будет прокачано и добывающими скважинами отобрано 1, 785 млн. т или 1,487 млрд. м3 газа, а в пластах вместо 1 т отобранной нефти останется 0,496 т газа и вместо всей отобранной нефти 3,256•0,496 = 1,613 млн. т или 1,345 м3 газа.Moreover, in the variant with gas injection through the reservoirs, 1, 785 million tons or 1.487 billion cubic meters of gas will be pumped and produced by the wells, and instead of 1 ton of the selected oil, 0.496 tons of gas will remain and instead of all the selected oil 3.256 • 0.496 = 1.613 million tons or 1,345 m 3 of gas.
По способу, который был принят за прототип, после достижения по реагирующим добывающим скважинам предельного прироста газового фактора 3000 м3 или 3,6 т газа на 1 т нефти совершается переход на заводнение. Заводнение осуществляется пока между нефтью и закачиваемой водой имеется разделяющая их оторочка газа. За время заводнения коэффициент охвата пластов вытеснением увеличивается с 0,3618 до 0,6709. Все это время коэффициент вытеснения равен 0,9, а коэффициент нефтеотдачи увеличат до
0,9•0,6709 = 0,6038
и начальные извлекаемые запасы нефти рассматриваемого участка нефтяной залежи увеличат до
10•0,6038 = 6,038 млн. т.According to the method that was adopted as a prototype, after reacting production wells reach the maximum increase in the gas factor of 3000 m 3 or 3.6 tons of gas per 1 ton of oil, a transition to flooding occurs. Water flooding is carried out while there is a gas rim separating them between the oil and the injected water. During waterflooding, the coefficient of reservoir coverage by displacement increases from 0.3618 to 0.6709. All this time, the displacement coefficient is 0.9, and the oil recovery coefficient will increase to
0.9 • 0.6709 = 0.6038
and the initial recoverable oil reserves of the considered section of the oil reservoir will increase to
10 • 0.6038 = 6.038 million tons
Но в пластах вместо остаточной нефти будет захоронен остаточный газ в количестве
6,038•0,496•[(1-0,5)-(1-0,9)] = 1,198 млн.т
или 0,998 млрд.м3, соответственно углеводородоотдача составит
(6,038-1,198)/10=0,484
при этом через нефтяные пласты будет прокачано и отобрано добывающими скважинами газа
1,785+(1,613-1,198)=2,2 млн.т или 1,833 млрд.м3 газа.But instead of residual oil, residual gas in the amount of
6.038 • 0.496 • [(1-0.5) - (1-0.9)] = 1.198 million tons
or 0.998 billion m 3 , respectively, hydrocarbon recovery will be
(6.038-1.198) / 10 = 0.484
at the same time, gas will be pumped through the oil reservoirs and selected by producing wells
1,785+ (1,613-1,198) = 2.2 million tons or 1.833 billion m 3 of gas.
По предложенному способу первый этап, когда осуществляется закачка газа, продолжается до достижения прироста газового фактора 500 м3 газа на 1 т нефти. За первый этап достигается коэффициент охвата пластов вытеснением, равный 0,2718, соответственно коэффициент нефтеотдачи будет
0,9•0,2718= 0,2446,
а накопленный отбор нефти по рассматриваемому участку нефтяной залежи будет равен
10•0,2446 = 2,446 млн. т.According to the proposed method, the first stage, when gas is injected, continues until the gas factor increases to 500 m 3 gas per 1 ton of oil. During the first stage, the coefficient of reservoir coverage by displacement equal to 0.2718 is achieved, respectively, the oil recovery coefficient will be
0.9 • 0.2718 = 0.2446,
and the accumulated oil selection for the considered section of the oil reservoir will be equal to
10 • 0.2446 = 2.446 million tons
При этом вместе с нефтью отбирается 0,038 млн.т или 28 млн.м3 газа.At the same time, 0.038 million tons or 28 million m 3 of gas are taken along with oil.
Второй этап, когда осуществляется чередующаяся закачка воды или газа (воды 20% и газа 80% по объему в пластовых условиях), завершается достижением прироста газового фактора, равным 500 м3 газа на 1 т нефти. После этого начинается третий этап с закачкой воды, который заканчивается, когда между вытесняемой нефтью и закачиваемой водой исчезают оторочки газа. Во втором и третьем этапах нефть вытесняет газ, коэффициент вытеснения равен 0,9. Коэффициент охвата пластов вытеснением к концу второго этапа достигает величины 0,5589 и к концу третьего этапа величины 0,7988. Соответственно коэффициент нефтеотдачи становится равным 0,5030 и 0,7189. Соответственно накопленные отборы нефти будут
10•0,5030 = 5,03 млн.т и 10•0,7189 = 7,189 млн.т
Накопленный отбор нефти к концу третьего этапа по предложенному способу оказывается больше, чем по способу, принятому за прототип, на
(7,189-6,038)=1,151 млн.т или в 7,189/6,038=1,19 раза.The second stage, when alternating injection of water or gas (water 20% and gas 80% by volume under reservoir conditions) is carried out, ends with the achievement of an increase in the gas factor equal to 500 m 3 of gas per 1 ton of oil. After this, the third stage begins with the injection of water, which ends when gas rims disappear between the displaced oil and the injected water. In the second and third stages, oil displaces gas; the displacement coefficient is 0.9. The coefficient of reservoir coverage by displacement by the end of the second stage reaches a value of 0.5589 and by the end of the third stage a value of 0.7988. Accordingly, the oil recovery coefficient becomes 0.5030 and 0.7189. Accordingly, the accumulated oil production will be
10 • 0.5030 = 5.03 million tons and 10 • 0.7189 = 7.189 million tons
The accumulated oil selection by the end of the third stage by the proposed method is greater than by the method adopted as a prototype, by
(7.189-6.038) = 1.151 million tons, or 7.189 / 6.038 = 1.19 times.
Кроме того, по предложенному способу по сравнению со способом, принятым за прототип, холостая прокачка газа высокого давления почти исчезает, она уменьшается на 2,2-0,038=2,162 млн. т или на 1,801 млрд. м3. По предложенному способу в пластах захороняется газ в количестве 7,189•0,496•0,400 = 1,426 млн.т или 1,189 млрд.м3. При этом коэффициент углеводородоотдачи равен
(7,189-1,426)/10=0,576,
что больше, чем по способу-прототипу в 0,576/0,484=1,19 раза.In addition, according to the proposed method, compared to the method adopted for the prototype, idle pumping of high-pressure gas almost disappears, it decreases by 2.2-0.038 = 2.162 million tons, or by 1.801 billion m 3 . According to the proposed method, gas in the amount of 7.189 • 0.496 • 0.400 = 1.426 million tons or 1.189 billion m 3 is buried in the strata. In this case, the hydrocarbon recovery coefficient is equal to
(7.189-1.426) / 10 = 0.576,
which is more than the prototype method in 0.576 / 0.484 = 1.19 times.
По предложенному способу во втором этапе закачка за период по своему объему в пластовых условиях равна 1% начальных геологических запасов нефти. По рассматриваемому участку нефтяной залежи закачка за период по объему равна 0,1 млн.т или 0,153 млн. м3. По объему в пластовых условиях закачка на 20% состоит из воды
(0,153•0,20=0,0306 млн.м3 или 30,6 тыс.м3 воды) и на 80% из газа
(0,153•0,80•270=33,05 млн.м3, где 270 атм - это пластовое давление).According to the proposed method, in the second stage, the injection for the period according to its volume in reservoir conditions is equal to 1% of the initial geological oil reserves. In the considered section of the oil reservoir, the injection for the period by volume is 0.1 million tons or 0.153 million m 3 . 20% by volume in reservoir conditions injection consists of water
(0,153 • 0,20 = 0,0306 30,6 million m 3 km3 or water) and 80% of the gas
(0.153 • 0.80 • 270 = 33.05 million m 3 , where 270 atm is the reservoir pressure).
Принятые в предложенном способе пропорции (во втором этапе закачка за период по объему равна 1% начальных геологических запасов нефти, в этой закачке 80% газа и 20% воды) применительно к условиям многих нефтяных залежей обеспечивают с одной стороны достаточную ширину и устойчивость оторочек воды, а с другой стороны достаточно большое число периодов; с одной стороны сохранение нефти по газу, а с другой стороны необходимое повышение коэффициента охвата пластов вытеснением. The proportions adopted in the proposed method (in the second stage, the injection for the period by volume is 1% of the initial geological oil reserves, in this injection 80% of gas and 20% of water) in relation to the conditions of many oil deposits provide on the one hand sufficient width and stability of the rims of the water, on the other hand, a sufficiently large number of periods; on the one hand, the preservation of oil by gas, and on the other hand, the necessary increase in the coefficient of reservoir coverage by displacement.
Источники информации:
1. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1949 г., стр. 162.Sources of information:
1. Muravyov I.M., Krylov A.P. Oil exploitation. Gostoptekhizdat, 1949, p. 162.
2. Муравьев И.М., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений. Гостоптехиздат, 1949 г., стр. 172. 2. Muravyov I.M., Krylov A.P. Oil exploitation. Gostoptekhizdat, 1949, p. 172.
3. Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений - М.: Недра, 1987 г., стр. 164.1 3. Lysenko V.D. Designing the development of oil fields - M .: Nedra, 1987, p. 164.1
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98107535/03A RU2142045C1 (en) | 1998-04-22 | 1998-04-22 | Method for development of oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU98107535/03A RU2142045C1 (en) | 1998-04-22 | 1998-04-22 | Method for development of oil deposit |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2142045C1 true RU2142045C1 (en) | 1999-11-27 |
Family
ID=20205074
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU98107535/03A RU2142045C1 (en) | 1998-04-22 | 1998-04-22 | Method for development of oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2142045C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2238399C1 (en) * | 2003-01-27 | 2004-10-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания | Method for extracting of oil deposit |
| RU2328595C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Process of oil reservoir development |
| RU2380528C1 (en) * | 2008-06-18 | 2010-01-27 | Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет" (ФГОУ ВПО "АГТУ") | Oil or gas condensate field development method |
| RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
| RU2388905C1 (en) * | 2008-11-18 | 2010-05-10 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Method of preparation and supply of liquid-gas mixture to bed |
| RU2683840C1 (en) * | 2018-01-29 | 2019-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Oil and gas and oil formation development method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3467191A (en) * | 1966-04-07 | 1969-09-16 | Shell Oil Co | Oil production by dual fluid injection |
| US3788398A (en) * | 1971-12-01 | 1974-01-29 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process |
| SU1243632A3 (en) * | 1982-03-04 | 1986-07-07 | Орсагош Кеолай-Еш Газипари Трест (Инопредприяие) | Method of producing oil from oil fields |
| US4846276A (en) * | 1988-09-02 | 1989-07-11 | Marathon Oil Company | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation |
| RU2088750C1 (en) * | 1990-10-01 | 1997-08-27 | Александр Константинович Шевченко | Method of development of oil pool |
| RU2092679C1 (en) * | 1992-10-12 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2094597C1 (en) * | 1992-10-12 | 1997-10-27 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for completion of gas injection wells |
-
1998
- 1998-04-22 RU RU98107535/03A patent/RU2142045C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3467191A (en) * | 1966-04-07 | 1969-09-16 | Shell Oil Co | Oil production by dual fluid injection |
| US3788398A (en) * | 1971-12-01 | 1974-01-29 | Mobil Oil Corp | Oil recovery process |
| SU1243632A3 (en) * | 1982-03-04 | 1986-07-07 | Орсагош Кеолай-Еш Газипари Трест (Инопредприяие) | Method of producing oil from oil fields |
| US4846276A (en) * | 1988-09-02 | 1989-07-11 | Marathon Oil Company | Water-alternating-gas flooding of a hydrocarbon-bearing formation |
| RU2088750C1 (en) * | 1990-10-01 | 1997-08-27 | Александр Константинович Шевченко | Method of development of oil pool |
| RU2092679C1 (en) * | 1992-10-12 | 1997-10-10 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for development of oil deposits |
| RU2094597C1 (en) * | 1992-10-12 | 1997-10-27 | Государственная академия нефти и газа им.И.М.Губкина | Method for completion of gas injection wells |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Лысенко В.Д. Проектирование разработки нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1987, с. 164. Бернштейн М.А. и др. Применение различных методов повышения нефтеотдачи пластов. НТО. Серия "Нефтепромысловое дело". - М.: ВНИИОЭНГ, 1977, с. 50 - 62. Руководство по проектированию и применению метода заводнения с CO 2 . РД 39-3-69-78. БашНИПИНефть, 1978, с. 93. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2238399C1 (en) * | 2003-01-27 | 2004-10-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания | Method for extracting of oil deposit |
| RU2328595C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Process of oil reservoir development |
| RU2380528C1 (en) * | 2008-06-18 | 2010-01-27 | Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Астраханский государственный технический университет" (ФГОУ ВПО "АГТУ") | Oil or gas condensate field development method |
| RU2388905C1 (en) * | 2008-11-18 | 2010-05-10 | Закрытое акционерное общество "Алойл" | Method of preparation and supply of liquid-gas mixture to bed |
| RU2387812C1 (en) * | 2009-02-04 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil poll with oil-in-water systems |
| RU2683840C1 (en) * | 2018-01-29 | 2019-04-02 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Oil and gas and oil formation development method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US3402768A (en) | Oil recovery method using a nine-spot well pattern | |
| CA1264147A (en) | Heavy oil recovery process using intermittent steamflooding | |
| RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
| RU2112868C1 (en) | Method for development of oil and gas deposits | |
| RU2142045C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| US4224992A (en) | Method for enhanced oil recovery | |
| US4744417A (en) | Method for effectively handling CO2 -hydrocarbon gas mixture in a miscible CO2 flood for oil recovery | |
| US3149668A (en) | Gas recovery from gas condensate reservoirs | |
| RU2550642C1 (en) | Method of oil field development with horizontal wells | |
| RU2060365C1 (en) | Method for developing flooded oil deposit in stratum of monolithic structure | |
| RU2171368C1 (en) | Method of development of oil deposit presented by porous-fractured reservoir | |
| RU2096593C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2105873C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2314414C1 (en) | Method for multizone oil reservoir development | |
| US4149596A (en) | Method for recovering gas from solution in aquifer waters | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| RU2095552C1 (en) | Method for development of structurally complex oil deposit with thin oil fringe | |
| US2828819A (en) | Oil production method | |
| RU2204700C1 (en) | Method of oil production | |
| RU2077663C1 (en) | Method for exploitation of oil deposit of complex structure in late stage | |
| Olsen et al. | Evaluation of the potential application on the WAG process in a North Sea reservoir | |
| RU2068947C1 (en) | Method for exploitation layered oil strata inhomogeneous in permeability | |
| Cotter | Twenty-three years of gas injection into a highly undersaturated crude reservoir | |
| US3251413A (en) | Secondary recovery from plural producing horizons |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20070425 |