SU1677273A1 - Method for oil production - Google Patents
Method for oil production Download PDFInfo
- Publication number
- SU1677273A1 SU1677273A1 SU884658379A SU4658379A SU1677273A1 SU 1677273 A1 SU1677273 A1 SU 1677273A1 SU 884658379 A SU884658379 A SU 884658379A SU 4658379 A SU4658379 A SU 4658379A SU 1677273 A1 SU1677273 A1 SU 1677273A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- reservoir
- oil
- displacing agent
- elastic
- increase
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000005192 partition Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 18
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 20
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 7
- 239000002826 coolant Substances 0.000 claims description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 239000005662 Paraffin oil Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000002547 anomalous effect Effects 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000002283 diesel fuel Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Fats And Perfumes (AREA)
Abstract
Способ относитс к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке низкопроницаемости нефт ных пластов, а также пластов, содержащих нефть повышенной в зкости. Цель - повышение эффективности способа за счет увеличени охвата пласта вытеснением при увеличении темпов отбора нефти. В призабойной зоне создаетс эластична непроницаема горизонтальна перегородка с минимальными размерами, затем путем циркул ции вокруг нее отбираетс нефть из активной зоны, охватываемой вытеснением , а в последующем закачкой высоков зкой (или эластичной) среды размеры непроницаемой перегородки увеличивают, продолжа циркул цию вытесн ющего агента между верхним и нижним интервалами пласта в обход непроницаемой перегородки . 1 з.п. ф-лы, 1 ил feThe method relates to the oil industry, namely the development of low permeability of oil reservoirs, as well as reservoirs containing high viscosity oil. The goal is to increase the efficiency of the method by increasing the coverage of the reservoir by displacement with increasing oil recovery rates. In the bottomhole zone, an elastic impermeable horizontal septum is created with minimum dimensions, then oil is withdrawn from the core covered by the displacement by circulating around it, and in the subsequent injection of a highly viscous (or elastic) medium, the dimensions of the impenetrable septum increase, continuing the circulation of the displacing agent between upper and lower reservoir intervals to bypass the impermeable partition. 1 hp f-ly, 1 silt fe
Description
Изобретение относитс к нефтедобывающей промышленности, а именно к разработке низкопроницаемых нефт ных пластов, а также пластов, содержащих нефть повышенной в зкости.The invention relates to the oil industry, namely the development of low-permeability oil formations, as well as formations containing high viscosity oil.
Целью изобретени вл етс повышение эффективности способа за счет увеличени охвата пласта вытеснением при увеличении темпов отбора нефти. The aim of the invention is to increase the efficiency of the method by increasing the coverage of the reservoir displacement with increasing oil recovery rates.
В способе разработки нефт ного пласта , включающем поинтервальную перфорацию продуктивного разреза, установку пакеров в скважине и перегородки в пласте между перфорированными интервалами, закачку в один из перфорированных интервалов вытесн ющего агента и отбор продукции из другого интервала, в качестве перегородки используют эластичную или высоков зкую в пластовых услови х жидкость , которую закачивают в пласт одновременно с вытесн ющим агентом.In the method of developing an oil reservoir, which includes interval perforation of the productive section, the installation of packers in the well and partitions in the formation between the perforated intervals, injection into one of the perforated intervals of the displacing agent and the selection of products from another interval, use elastic or high-viscosity in one of the perforated intervals reservoir conditions; fluid that is pumped into the reservoir simultaneously with the displacing agent.
В начальной стадии процесса в призабойной зоне скважины создаетс эластична непроницаема горизонтальна перегородка с минимальными размерами, затем путем циркул ции вокруг нее отбираетс нефть из активной зоны, охватываемой вытеснением, а в последующем закачкой высоков зкой (или эластичной) среды размеры непроницаемой перегородки увеличивают, продолжа циркул цию вытесн ющего агента между верхним и нижним интервалами пласта в обход непроницаемой перегородки. За счет этого подключаютс дополнительные обье- мы, охваченные вытеснением. Процесс может осуществл тьс либо непрерывной подачей в средний интервал пласта эластичной (или высоков зкой) жидкости, либо пеOvAt the initial stage of the process, in the well bore zone, an elastic impermeable horizontal partition is created with minimum dimensions, then by circulating around it oil is withdrawn from the active zone covered by the displacement, and in the subsequent injection of a highly viscous (or elastic) medium, the dimensions of an impenetrable partition increase, continuing to circulate of the displacing agent between the upper and lower formation intervals, bypassing the impermeable barrier. Due to this, additional volumes covered by the displacement are connected. The process can be carried out either by continuously feeding an elastic (or highly viscous) fluid into the middle interval of the formation, or neOv
N vj ГО VIN vj GO VI
соwith
риодически по мере выработки запасов в сформировавшейс активной зоне ввод т определенную порцию эластичной (высоков зкой ) жидкости и продолжают циркул цию вытесн ющего агента, либо закачку этой жидкости ведут с различным темпом. Контроль за отработкой пласта осуществл ют путем наблюдени за изменением содержани нефти в продукции, поступающей на поверхность скважины.Periodically, as the reserves are developed in the formed active zone, a certain portion of elastic (high-viscous) fluid is introduced and the circulation of the displacing agent continues, or the injection of this fluid is carried out at a different rate. Monitoring of the reservoir is carried out by observing the change in the oil content of the products entering the surface of the well.
Благодар продвижению от скважины к периферии переднего фронта непроницаемой перегородки все врем возрастает охваченный вытеснением обьем пласта, при этом, управл размерами непроницаемой перегородки (измен во времени накопленный объем закачанной эластичной или высоков зкой жидкости), устанавливаетс режим, при котором исключаетс гидравлический разрыв пласта и разрушение непроницаемой перегородки.Due to the advance from the well to the periphery of the front front of the impermeable septum, the volume of the reservoir covered by the displacement increases all the time, while controlling the size of the impermeable septum (the accumulated volume of the pumped elastic or highly viscous fluid changes over time), which prevents hydraulic fracturing and fracture impenetrable septum.
Регулирование процесса - изменение темпа нагнетани вытесн ющего агента и темпа закачки в средний интервал эластичной (высоков зкой) жидкости - устанавливают по данным анализа продукции на содержание в ней пластовой нефти: снижение содержани нефти и рост содержани вытесн ющего агента свидетельствуют о приближении фронта вытеснени нефти в верхнем разобщенном интервале пласта к переднему фронту (внешнему радиусу) непроницаемой подвижной перегородки. В этом случае увеличивают темп закачки эластичной {высоков зкой жидкости) в средний интервал до тех пор, пока не начнетс возрастание содержани нефти в добываемой продукции. Способ может реализоватьс либо с непрерывной подачей эластичной (высоков зкой) жидкости, но с измен ющимс темпом ее ввода (если свойства этой жидкости таковы, что недопустима остановка ее движени ), либо она периодически вводитс определенными порци ми,Regulation of the process — change in the rate of injection of the displacing agent and injection rate in the middle interval of an elastic (highly viscous) liquid — is established according to product analysis on the content of formation oil in it: a decrease in the oil content and an increase in the content of the displacing agent indicate that the oil displacement front approaches the upper fractured interval of the reservoir to the leading front (outer radius) of an impenetrable movable partition. In this case, the pumping rate of the elastic (high viscous fluid) is increased in the middle interval until the increase in the oil content in the production is started. The method can be realized either with a continuous supply of an elastic (highly viscous) liquid, but with a varying rate of its input (if the properties of this liquid are such that its movement is unacceptable), or it is periodically introduced in certain portions,
На чертеже приведена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Эластичную (или высоков зкую при пластовой температуре) жидкость 1 закачивают в средний интервал пласта (между двум пакерами) и продавливают в пласт. Образующа с за счет этого горизонтальна перегородка 2 из высоков зкой жидкости раздел ет разрабатываемый пласт в прилегающей к скважине зоне па две части - верхнюю и нижнюю и преп тствует перетоку пластовой нефти из одной разделенной части пласта в другую. Размеры указанной перегородки в плане (радиус ее внешней границы) постепенно увеличиваютElastic (or high-viscosity at reservoir temperature) fluid 1 is pumped into the middle interval of the reservoir (between two packers) and forced into the reservoir. The horizontal septum 2 of high-viscosity fluid, which forms due to this, separates the reservoir under development in two parts, upper and lower, in the zone adjacent to the well, and prevents the flow of reservoir oil from one divided part of the reservoir to the other. The dimensions of the specified partition in the plan (the radius of its external border) gradually increase
одновременно с вытеснением нефти из пласта вытесн ющим агентом.simultaneously with the displacement of oil from the formation by the displacing agent.
Вытесн ющий агент 3 при этом нагнетают в один из разобщенных подвижнойIn this case, the displacing agent 3 is injected into one of the separated mobile
горизонтальной перегородкой интервалов пласта, например верхний, а отбор продукции 4 осуществл ют из другого разобщенного интервала, например нижнего. За счет возрастани во времени размеров (радиуса)a horizontal partition of the formation intervals, for example, the upper one, and the selection of production 4 is carried out from another divided interval, for example, the lower one. Due to the increase in time size (radius)
O горизонтальной перегородки увеличиваетс объем породы, охваченной процессом вытеснени , увеличиваетс коэффициент нефтеотдачи, а также темп отбора нефти по сравнению с известными способами, когдаO the horizontal septum increases the volume of rock covered by the displacement process, increases the oil recovery coefficient, as well as the rate of oil extraction compared to known methods, when
5 размеры горизонтальной перегородки останутс неизменными.5, the dimensions of the horizontal partition will remain unchanged.
3 случае значительного опережающего продвижени границы горизонтальной перегородки по сравнению с границей вытес0 н ющего агента будет возрастать длина пути, пооходимого нефтью над и под горизонтальной перегородкой, вследствие чего воз- paciaeT величина потерь давлени при фильтрации нефти, что может вызвать уве5 личение создаваемого перепада давлени и дополнительные потери энергии. А при опережающем продвижении границы вытесн ющего агента относительно подвижной границы горизонтальной перегородки возмо0 жен преждевременный прорыв вытесн ющего агента в скважину в обход перегородки. Учитыва сказанное, предлагаетс темп за- камки высоков зкой жидкости в средний интервал пласта измен ть в зависимости отIn case of a significant advancing advance of the horizontal partition boundary as compared with the displacing agent boundary, the length of the path required by oil above and below the horizontal partition will increase, resulting in an increase in pressure loss during oil filtration, which may cause an increase in the pressure differential created and additional energy loss. And when advancing ahead of the border of the displacing agent relative to the moving border of the horizontal partition, a premature breakthrough of the displacing agent into the well, bypassing the partition, is possible. Taking this into account, it is suggested that the rate of high-viscous fluid flow in the middle formation interval be varied depending on
5 содержани пластовой нефти (или вытесн ющего агента) в добываемой из скважины продукции. Дл этого осуществл ют регул рный контроль за составом отбираемой продукции и след т за изменением содер0 жани в ней нефти. Снижение содержани нефти (и, следовательно, рост содержани вытесн ющего агента) в добываемой продукции свидетельствует об отставании продвижени фронта высоков зкой жидкости,5 content of reservoir oil (or displacing agent) in the products extracted from the well. For this purpose, a regular control over the composition of the selected product is carried out and the change in the content of oil in it is monitored. The decrease in the oil content (and, consequently, the increase in the content of the displacing agent) in the production is indicative of the lagging advance of the high-viscosity fluid front,
5 из которой формируетс подвижна горизонтальна перегородка в середине пласта, от фронта продвижени вытесн ющего агента, поток которого в этом случае обойдет подвижную горизонтальную перегородку и5 from which a movable horizontal partition is formed in the middle of the formation, from the advance front of the displacing agent, the flow of which in this case will bypass the movable horizontal partition and
0 повернет к забою скважины. При этом по отдельным сло м, обладающим лучшей сообща- емостью со скважиной, возможно перемещение вытесн ющего агента сбольшей скоростью, начало прорыва вытесн ющего0 will turn to the bottom of the well. At the same time, in separate layers that have better communicability with the well, it is possible to move the displacing agent at a higher speed, the beginning of the breakthrough of the displacing
5 агента в скважину по этим сло м витс сигналом необходимости исправлени создавшегос положени . С целью предотвращени нарастани нерациональных утечек вытесн ющего агента в обход горизонтальной перегородки необходимо увеличить скорость5 agents into the well through these layers signifies the need to correct the situation. In order to prevent the growth of irrational leaks of the displacing agent, bypassing the horizontal partition, it is necessary to increase the speed
продвижени границы подвижной перегородки . Дл этого увеличивают темп закачки высоков зкой жидкости в средний интервал пласта, продолжа следить за изменением содержани пластовой нефти в добываемой из скважины продукции.advancing the border of the movable partition. To do this, increase the rate of injection of high-viscosity fluid in the middle interval of the reservoir, continuing to monitor changes in the content of reservoir oil in the production produced from the well.
Возрастание содержани нефти до посто нной величины и увеличившийс перепад давлени между разобщенными част ми пласта свидетельствуют о том, что подвижна граница горизонтальной перегородки из высоков зкой жидкости обогнала фронт вытесн ющего агента. После этого можно оставить темп закачки высоков зкой жидкости без изменени или в случае, если перепад давлени продолжает быстро расти , снизить. Таким образом, регулируетс продвижение границ горизонтальной подвижной перегородки и фронта вытесн ющего агента. Целенаправленное, обусловленное содержанием нефти в добывемой продукции и величиной перепада давлени между разделенными част ми пласта изменение темпа закачки высоков зкой жидкости существенно дл повышени эффективности способа.The increase in the oil content to a constant value and the increased pressure drop between the disconnected parts of the reservoir indicate that the moving boundary of the horizontal partition from the highly viscous fluid overtook the front of the displacing agent. After that, it is possible to leave the injection rate of the high-viscosity fluid unchanged or, if the pressure drop continues to grow rapidly, to decrease. Thus, the advancement of the boundaries of the horizontal movable partition and the front of the displacing agent is regulated. Targeted, due to the oil content in the production and the pressure drop between the separated parts of the reservoir, the change in the rate of injection of high-viscosity fluid is essential to increase the efficiency of the method.
При закачке в пласт высоков зкой жидкости (особенно в случае низкопроницаемого коллектора) могут возникнуть осложнени , св занные с необходимостью создавать на забое скважины давление выше допустимого по техническим услови м обсадной колонны или примен емого оборудовани . В этом случае, а также, когда высоков зка жидкость, используема дл создани горизонтальной подвижной перегородки , обладает аномальными свойствами или тер ет подвижность при пластовой температуре, предлагаетс в вытесн ющий агент периодически вводить нагретый теплоноситель . Это существенно, так как за счет периодического ввода теплоносител в вытесн ющий агент возможно периодически повышать температуру в примыкающем к скважине объеме пласта, следовательно периодически нагревать материал горизонтальной перемычки до температуры, при которой повышаетс подвижность этого материала (высоков зкой жидкости), что позвол ет в прогретом состо нии перемещать ее дальше от скважины, увеличива радиус ее распространени . При последующей закачке ненагретого вытесн ющего агента температура породы снижаетс , подвижность материала горизонтальной перегородки уменьшаетс , изолирующа способность подвижной перегородки повышаетс , создаетс надежный экран дл флюидов. При повторном вводе и вытесн ющий агент нагретого теплоносител материал горизонтальной перегородки сноваWhen injecting a highly viscous fluid into the reservoir (especially in the case of a low-permeable reservoir), complications can arise due to the need to create a pressure above the permissible casing or equipment used at the well bottom. In this case, as well as when the high viscosity liquid used to create a horizontal movable partition has anomalous properties or loses mobility at reservoir temperature, it is proposed to periodically introduce the heated coolant into the displacing agent. This is significant because, by periodically introducing the coolant into the displacing agent, it is possible to periodically increase the temperature in the reservoir volume adjacent to the well; therefore, periodically heat the material of the horizontal jumper to a temperature at which the mobility of this material (high-viscosity fluid) increases, which allows when heated, move it further away from the well, increasing its radius. During the subsequent injection of the unheated displacing agent, the rock temperature decreases, the mobility of the material of the horizontal septum decreases, the insulating capacity of the movable septum increases, and a reliable fluid screen is created. When re-entering and expelling agent of the heated coolant, the material of the horizontal partition again
нагреваетс и приобретает подвижность и его границы перемещают на заданное, определенное расчетом, рассто ние путем ввода дополнительной порции нагретой вы- соков зкой жидкости в середину пласта.heats up and acquires mobility, and its boundaries are moved a predetermined, determined by calculation, distance by introducing an additional portion of heated high-viscosity fluid into the middle of the formation.
В указанной последовательности, череду закачку вытесн ющего агента с введенным в него теплоносителем и безтеплоносител , при закачке расчетных порций высоков зкой жидкости в периоды, когда нагреваетс материал горизонтальной перегородки , процесс многократно повтор ют (обеспечива периодическую подвижностьIn this sequence, a sequence of injection of a displacing agent with a coolant and non-heat carrier introduced into it, when pumping calculated portions of a high-viscosity fluid during periods when the material of the horizontal partition is heated, the process is repeated several times (ensuring periodic mobility
горизонтальной перемычки).horizontal jumper).
Продуктивный пласт залегает в интервале 650-656 м,толщина пласта 6 м и температура 22°С, проницаемость 0,03- м2, пористость 20%, нефть в пластовых услови х имеет в зкость 25 м-Па-с. Скважина обсажена колонной труб с внутренним диаметром 150 мм. Производ т перфорацию - верхний интервал 650-561.2 м, нижний интервал 654,3-655,5 м, средний интервалThe reservoir lies in the range of 650-656 m, the thickness of the reservoir is 6 m and the temperature is 22 ° C, the permeability is 0.03 m2, the porosity is 20%, and the oil under formation conditions has a viscosity of 25 mPa.s. The well is surrounded by a casing with an internal diameter of 150 mm. Perforation is performed - the upper interval is 650-561.2 m, the lower interval is 654.3-655.5 m, the average interval
653,5-653 м. Спускают наружный р д НКТ диаметром 117 мм (внутренний диаметр 100,3 мм) с пакером и внутренний р д НКТ диаметром 60 мм (наружный диаметр муфт 73 мм) с пакером на нижнем конце колонны653.5-653 m. The outer row of tubing with a diameter of 117 mm (inner diameter 100.3 mm) with a packer and the inner row of tubing with a diameter of 60 mm (outer diameter of couplings 73 mm) with a packer at the lower end of the column
труб. Устанавливают и рэспакеровывают верхний пакер в интервале 651,3-652,4 м, а нижний пакер в интервале 653,1-654,2 м. После этого закачивают в средний интервал дизельное топливо в количестве 1 м (сpipes. The upper packer is installed and repacked in the range of 651.3-652.4 m, and the bottom packer is installed in the range of 653.1-654.2 m. After that, diesel fuel in the amount of 1 m is pumped into the middle interval (s
целью очистки пласта в данном интервале) и далее дегазированную высокопарафини- стую нефть с температурой застывани 22°С в количестве 0,2 м при температуре 40°С и при давлении на устье скважины 13 МПа иthe purpose of cleaning the reservoir in this interval) and then degassed highly refined oil with a pour point of 22 ° C in an amount of 0.2 m at a temperature of 40 ° C and at a wellhead pressure of 13 MPa and
поддерживают это давление в дальнейшем. Затем в верхний интервал нагнетают воду (пресную или пластовую) при давлении на устье скважины не выше 11,5 МПа (темп нагнетани определ етс приемистостьюsupport this pressure in the future. Then, water (fresh or reservoir) is injected into the upper interval at a pressure at the wellhead not higher than 11.5 MPa (the injection rate is determined by the injectivity
пласта) и отбирают продукцию по внутреннему р ду НКТ.reservoir) and select products for the internal tubing line.
Дл облегчени условий закачки высо- копарафинистой нефти периодически в верхний интервал подают гор чую воду (сTo facilitate the injection of high-paraffin oil, periodically, hot water is supplied to the upper interval (with
температурой 80-100°С), продавливают вы- сокопарафинистую нефть в средний интервал , затем останавливают на некоторое врем (12-24 ч) закачку вытесн ющего агента (воды) дл остывани призабойной зоныtemperature of 80–100 ° C), high paraffin oil is forced into the middle interval, then the injection of the displacing agent (water) is stopped for some time (12–24 h) to cool the bottom hole zone
и возрастани в зкости перегородки, после чего возобновл ют закачку ненагретой, либо теплой (с температурой на устье 40-50°С) воды в верхний интервал при одновременном отборе продукции из нижнего интервала пласта.and an increase in the viscosity of the septum, after which the pumping of unheated or warm (with a temperature at the mouth of 40-50 ° C) water into the upper interval while simultaneously selecting products from the lower interval of the reservoir is resumed.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884658379A SU1677273A1 (en) | 1988-12-29 | 1988-12-29 | Method for oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884658379A SU1677273A1 (en) | 1988-12-29 | 1988-12-29 | Method for oil production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1677273A1 true SU1677273A1 (en) | 1991-09-15 |
Family
ID=21432286
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU884658379A SU1677273A1 (en) | 1988-12-29 | 1988-12-29 | Method for oil production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1677273A1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382179C1 (en) * | 2009-04-28 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well perforation method |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2630001C1 (en) * | 2016-12-07 | 2017-09-05 | Александр Семенович Кундин | Method for oil formation development |
-
1988
- 1988-12-29 SU SU884658379A patent/SU1677273A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Богорад Ю.Д. Вторичные способы добычи нефти и поддержание пластового давлени при разработке нефт ных и газовых месторождений. М., 1965, с. 30. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2382179C1 (en) * | 2009-04-28 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well perforation method |
| WO2014022611A1 (en) * | 2012-08-01 | 2014-02-06 | Schlumberger Canada Limited | Single well inject-produce pilot for eor |
| RU2630001C1 (en) * | 2016-12-07 | 2017-09-05 | Александр Семенович Кундин | Method for oil formation development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5141054A (en) | Limited entry steam heating method for uniform heat distribution | |
| US4305463A (en) | Oil recovery method and apparatus | |
| SU1082332A3 (en) | Method for working oil deposits | |
| US4705113A (en) | Method of cold water enhanced hydraulic fracturing | |
| US5207271A (en) | Foam/steam injection into a horizontal wellbore for multiple fracture creation | |
| US4660643A (en) | Cold fluid hydraulic fracturing process for mineral bearing formations | |
| US4817717A (en) | Hydraulic fracturing with a refractory proppant for sand control | |
| US4530401A (en) | Method for maximum in-situ visbreaking of heavy oil | |
| CA1158155A (en) | Thermal recovery of viscous hydrocarbons using arrays of radially spaced horizontal wells | |
| US5407009A (en) | Process and apparatus for the recovery of hydrocarbons from a hydrocarbon deposit | |
| US4274487A (en) | Indirect thermal stimulation of production wells | |
| CA1271703A (en) | Bitumen production through a horizontal well | |
| US4535845A (en) | Method for producing viscous hydrocarbons from discrete segments of a subterranean layer | |
| US2272673A (en) | Gas repressuring of oil fields | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| CN102395752A (en) | Single well steam assisted gravity drainage | |
| CA1211039A (en) | Well with sand control stimulant deflector | |
| US4456066A (en) | Visbreaking-enhanced thermal recovery method utilizing high temperature steam | |
| RU2582256C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil or bitumen | |
| US4161217A (en) | Hot water foam oil production process | |
| CA1140043A (en) | Solvent convection technique for recovering viscous petroleum | |
| RU2582251C1 (en) | Development method of layer-by-zonal heterogeneous superviscous oil or bitumen | |
| RU2678739C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2675114C1 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| US3707189A (en) | Flood-aided hot fluid soak method for producing hydrocarbons |