RU2471972C1 - Development method of ultraviscous oil deposit - Google Patents
Development method of ultraviscous oil deposit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2471972C1 RU2471972C1 RU2011122331/03A RU2011122331A RU2471972C1 RU 2471972 C1 RU2471972 C1 RU 2471972C1 RU 2011122331/03 A RU2011122331/03 A RU 2011122331/03A RU 2011122331 A RU2011122331 A RU 2011122331A RU 2471972 C1 RU2471972 C1 RU 2471972C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- steam chamber
- wells
- steam
- production
- volume
- Prior art date
Links
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке месторождения высоковязкой и битумной нефти.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of deposits of high viscosity and bitumen oil.
Известен способ разработки нефтяного месторождения (патент РФ №2211318, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2003), включающий бурение непрерывной (двухустьевой) скважины с образованием ее выходного участка вверх с наклоном от продуктивного пласта до дневной поверхности, установку в пробуренную скважину обсадной колонны, цементирование затрубного пространства по всей длине, перфорирование обсадной колонны в интервале горизонтального участка, установку внутри обсадной трубы насосно-компрессорных труб с центраторами, подачу теплоносителя по колонне насосно-компрессорных труб с входного и выходного участков, отбор продукта по выходному участку при продолжении закачки теплоносителя по входному участку.A known method of developing an oil field (RF patent No. 2211318, IPC 8 EV 43/24, published in Bulletin No. 24 dated 08/27/2003), including drilling a continuous (double-well) well with the formation of its output section upward with an inclination from the reservoir to day surface, installation of a casing in a drilled well, cementing the annulus along the entire length, perforating the casing in the horizontal section, installing tubing with centralizers inside the casing, supplying coolant through Olona tubing to the inlet and outlet sections, the selection of the product at the outlet portion in the continuation of the coolant injection inlet portion.
Недостатком данного способа является недостаточная эффективность нефтеизвлечения, так как при закачке пара и одновременном отборе нефти из одной скважины происходят быстрые прорывы пара из паровой камеры, а при циклическом воздействии - непроизводительный расход пара на повторный прогрев остывшего продуктивного пласта за период отбора, т.е. большая энергозатратность.The disadvantage of this method is the lack of oil recovery efficiency, since when steam is injected and oil is taken from one well, steam breaks out quickly from the steam chamber, and during cyclic exposure, the steam is unproductive for reheating of the cooled reservoir during the selection period, i.e. high energy consumption.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки месторождения тяжелой нефти или битума с использованием двухустьевых горизонтальных скважин (патент РФ №2340768, МПК 8 Е21В 43/24, опубл. в бюл. №34 от 10.12.2008 г.), включающий закачку теплоносителя через двухустьевую горизонтальную нагнетательную скважину, прогрев продуктивного пласта с созданием паровой камеры и отбор продукции через двухустьевую горизонтальную добывающую скважину, при этом прогрев продуктивного пласта начинают с закачки пара в обе скважины, разогревают межскважинную зону пласта, снижают вязкость нефти или битума, под контролем вертикальных наблюдательных скважин, причем паровую камеру создают закачкой теплоносителя с возможностью пробивания последнего к верхней части продуктивного пласта и увеличения размеров паровой камеры в процессе отбора продукции, при котором снимают термограммы паровой камеры, анализируют состояние ее прогрева на равномерность прогрева и наличие температурных пиков, и с учетом полученных термограмм осуществляют равномерный прогрев паровой камеры путем смены направления фильтрации и/или режимов закачки теплоносителя и отбора продукции, при этом объем закачки теплоносителя через устья нагнетательной скважины и/или отбор продукции через устья добывающей скважины изменяют в соотношении, %: (10-90):(90-10).The closest in technical essence is the method of developing a heavy oil or bitumen field using double-well horizontal wells (RF patent No. 2340768, IPC 8 ЕВВ 43/24, published in bulletin No. 34 dated December 10, 2008), including the injection of coolant through two-well horizontal injection well, heating of the reservoir with the creation of a steam chamber and selection of products through the two-mouth horizontal production well, while heating of the reservoir begins with steam injection in both wells, heat the intersection the important zone of the formation, reduce the viscosity of oil or bitumen, under the control of vertical observation wells, and the steam chamber is created by pumping coolant with the possibility of punching the latter to the upper part of the reservoir and increasing the size of the steam chamber during the production process, in which thermograms of the steam chamber are taken, the state is analyzed its heating to the uniformity of heating and the presence of temperature peaks, and taking into account the obtained thermograms, the steam chamber is uniformly heated by changing the pressure the control of filtration and / or modes of coolant injection and product selection, while the volume of coolant pumped through the mouth of the injection well and / or product selection through the mouth of the producing well is changed in the ratio,%: (10-90) :( 90-10).
Недостатками данного способа и устройства для его осуществления являются:The disadvantages of this method and device for its implementation are:
- во-первых, большие финансовые и материальные затраты на контроль развития паровой камеры в процессе осуществления способа, связанные с тем, что термодатчики размещены по всей длине стволов добывающих скважин;- firstly, the large financial and material costs for monitoring the development of the steam chamber during the implementation of the method, due to the fact that the temperature sensors are placed along the entire length of the shafts of the producing wells;
- во-вторых, низкая эффективность разработки, так как по термограммам паровой камеры, построенным по показаниям термодатчиков, невозможно определить пространственное положения паровой камеры и точно определить ее текущий размер, что необходимо для эффективной разработки месторождения сверхвязкой нефти.- secondly, low development efficiency, since it is impossible to determine the spatial position of the steam chamber and accurately determine its current size from thermograms of the steam chamber, constructed according to the readings of thermal sensors, which is necessary for effective development of a super-viscous oil field.
Задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат при контроле за развитием паровой камеры в процессе осуществлении способа, а также повышение эффективности разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет возможности определения пространственного положения паровой камеры и ее текущего размера.The objective of the invention is to reduce financial and material costs when monitoring the development of a steam chamber during the implementation of the method, as well as increasing the efficiency of development of a super-viscous oil field due to the possibility of determining the spatial position of the steam chamber and its current size.
Поставленная задача решается способом разработки месторождения сверхвязкой нефти, включающим строительство горизонтальных добывающих и нагнетательных, а также вертикальных наблюдательных скважин, закачку теплоносителя через нагнетательные скважины с прогревом продуктивного пласта и созданием паровой камеры, отбор продукции за счет парогравитационного дренажа через добывающие скважины и контроль за состоянием паровой камеры.The problem is solved by a method of developing a super-viscous oil field, including the construction of horizontal production and injection, as well as vertical observation wells, pumping coolant through injection wells with heating the reservoir and creating a steam chamber, product selection due to steam gravity drainage through production wells and monitoring the state of the steam cameras.
Новым является то, что разработку месторождения сверхвязкой нефти ведут с регулированием текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя в нагнетательные скважины и отбора жидкости из добывающих скважин, причем текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры, при этом если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки пара, а если больше, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции, причем в качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива.What is new is that the development of a super-viscous oil field is carried out with regulation of the current size of the steam chamber by changing the volumes of coolant pumped into the injection wells and the selection of liquid from the producing wells, and the current volume of the steam chamber is determined by gas surveys on the surface in the area of the proposed steam chamber, if the distribution area of the steam chamber in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then the volume of steam injection is increased, and if more moreover, it is put into operation as producing vertical observation wells to increase the volume of production extraction, and superheated steam mixed with the products of combustion of combustible fuel is used as a heat carrier.
Предложенный способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Способ разработки месторождения сверхвязкой нефти (тяжелой нефти или битума) включает строительство (по любой известной схеме разработки месторождения тяжелой нефти или битума) горизонтальных нагнетательных и добывающих скважин, а также вертикальных наблюдательных скважин с участками, вскрывающими продуктивный пласт с тяжелой нефтью или битумом.A method for developing a super-viscous oil field (heavy oil or bitumen) involves constructing (according to any known scheme for developing a heavy oil or bitumen field) horizontal injection and production wells, as well as vertical observation wells with sections revealing a reservoir with heavy oil or bitumen.
Горизонтальные нагнетательные скважины используются для закачки теплоносителя в продуктивный пласт. В качестве теплоносителя используется перегретый пар, смешанный с продуктами сгорания горючего топлива. Горизонтальные добывающие скважины используются для отбора разогретой продукции продуктивного пласта (тяжелой нефти или битума). Вертикальные наблюдательные скважины используют за контролем за состоянием разработки месторождения тяжелой нефти или битума (отбора проб, температуры, пластового давления и т.д.).Horizontal injection wells are used to pump coolant into the reservoir. Superheated steam mixed with combustion products of combustible fuel is used as a heat carrier. Horizontal production wells are used to select the heated production of the reservoir (heavy oil or bitumen). Vertical observation wells are used to monitor the development of a heavy oil or bitumen field (sampling, temperature, reservoir pressure, etc.).
Далее начинают осуществлять закачку теплоносителя (продукты сгорания горючего топлива и перегретый пар) от парогазогенератора через нагнетательные скважины в продуктивный пласт тяжелой нефти или битума.Next, they begin to pump the coolant (products of combustion of combustible fuel and superheated steam) from the steam and gas generator through injection wells into the reservoir of heavy oil or bitumen.
В зависимости от проницаемости продуктивного пласта подбирают давление нагнетания и в зависимости от эффективной нефтенасыщенной толщины продуктивного пласта определяют объем нагнетаемого пара через нагнетательные скважины, при этом происходит прогревание продуктивного пласта с созданием паровой камеры.Depending on the permeability of the reservoir, the injection pressure is selected and, depending on the effective oil-saturated thickness of the reservoir, the volume of injected steam is determined through the injection wells, while the reservoir is heated to create a steam chamber.
Текущий объем паровой камеры определяют газовой съемкой на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры.The current volume of the steam chamber is determined by gas surveys on the surface in the area of the proposed steam chamber.
В основу газовой съемки положена теория диффузии газов, поскольку для газов и отдельных молекул не существует совершенно непроницаемых веществ. Газы обладают большой подвижностью и способны проникать - диффундировать - даже через плотные металлические перегородки. Углеводороды, в том числе тяжелая нефть и битум, весьма подвижны и способны диффундировать через самые плотные породы. Количество проникающих через породы углеводородов может быть очень небольшим. Тем не менее, каждая нефтяная и газовая залежь как бы дышит, давая рассеянный поток углеводородов вокруг себя.Gas imaging is based on the theory of gas diffusion, since there are no completely impermeable substances for gases and individual molecules. Gases have great mobility and are able to penetrate - diffuse - even through dense metal partitions. Hydrocarbons, including heavy oil and bitumen, are highly mobile and able to diffuse through the densest rocks. The amount of hydrocarbons penetrating the rocks can be very small. Nevertheless, each oil and gas reservoir breathes, as it were, giving a dispersed stream of hydrocarbons around itself.
Известно, что проведение газовой съемки заключается в отборе проб газа (подпочвенного воздуха) или породы с последующим извлечением из нее газа с глубин 2-3 м или более (10-50 м и глубже). Точки отбора проб располагаются на исследуемой площади по профилям на расстояниях в несколько сотен метров друг от друга.It is known that gas surveying consists in sampling gas (subsoil air) or rock, followed by extraction of gas from it from depths of 2-3 m or more (10-50 m and deeper). Sampling points are located on the studied area along the profiles at distances of several hundred meters from each other.
Полученные пробы газа анализируются с помощью газоанализаторов, позволяющих определять метан, этан, пропан и др. углеводороды, с чувствительностью 10-5…10-6%. По результатам анализов выявляют "газовые аномалии", т.е. фиксируют повышенное содержание углеводородных газов в пробах, отобранных непосредственно над залежью.The obtained gas samples are analyzed using gas analyzers, which allow to determine methane, ethane, propane and other hydrocarbons, with a sensitivity of 10 -5 ... 10 -6 %. According to the results of the analysis, "gas anomalies" are detected, i.e. record an increased content of hydrocarbon gases in samples taken directly above the reservoir.
Все разновидности газовой съемки основаны на определении микроконцентраций метана, этана, пропана, бутана, пентана, содержащихся в породах и подземных водах.All types of gas surveys are based on the determination of microconcentrations of methane, ethane, propane, butane, pentane contained in rocks and groundwater.
Для этого непосредственно над паровой камерой производят отбор проб газа (подпочвенного воздуха) или породы с последующим извлечением из нее газа, например с глубины 5-7 метров и с точками отбора проб, расположенными на исследуемой площади по профилям на расстояния 10-20 метров.To do this, directly above the steam chamber, gas (subsoil air) or rock samples are taken, followed by gas extraction, for example, from a depth of 5-7 meters and with sampling points located on the studied area along profiles at a distance of 10-20 meters.
Полученные пробы газа анализируются с помощью газоанализаторов и по результатам анализов в зависимости от содержание углеводородных газов в отобранных пробах определяют текущий размер паровой камеры, ее объем и площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте.The obtained gas samples are analyzed using gas analyzers and according to the results of the analyzes, depending on the hydrocarbon gas content in the samples taken, the current size of the steam chamber, its volume and the area of the vapor chamber in the reservoir are determined.
Далее производят регулирование текущего размера паровой камеры путем изменения объемов закачки теплоносителя и отбора жидкости.Next, the current size of the steam chamber is adjusted by changing the volumes of coolant injection and fluid withdrawal.
Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте меньше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то увеличивают объем закачки теплоносителя.If the area of distribution of the steam chamber in the reservoir is less than the distance between the pairs of production and injection wells, then increase the volume of injection of the coolant.
Если площадь распространения паровой камеры в продуктивном пласте больше расстояния между парами добывающих и нагнетательных скважин, то пускают в эксплуатацию как добывающие вертикальные наблюдательные скважины для увеличения объема отбора продукции.If the area of distribution of the steam chamber in the reservoir is greater than the distance between the pairs of production and injection wells, then they are put into operation as production vertical observation wells to increase the volume of production.
Предложенный способ разработки месторождения сверхвязкой нефти позволяет снизить финансовые и материальные затраты при контроле за состоянием паровой камеры в процессе осуществлении способа за счет исключения дорогостоящих термодатчиков, а также повысить эффективность разработки месторождения сверхвязкой нефти за счет повышения точности текущего размера паровой камеры и определения ее пространственного положения путем газовой съемки на поверхности в зоне предполагаемой паровой камеры.The proposed method for the development of a super-viscous oil field allows you to reduce financial and material costs when monitoring the state of the steam chamber during the implementation of the method by eliminating expensive temperature sensors, as well as to increase the efficiency of the development of a super-viscous oil field by improving the accuracy of the current size of the steam chamber and determining its spatial position by gas surveys on the surface in the area of the intended steam chamber.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011122331/03A RU2471972C1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Development method of ultraviscous oil deposit |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011122331/03A RU2471972C1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Development method of ultraviscous oil deposit |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011122331A RU2011122331A (en) | 2012-12-10 |
| RU2471972C1 true RU2471972C1 (en) | 2013-01-10 |
Family
ID=48806131
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011122331/03A RU2471972C1 (en) | 2011-06-01 | 2011-06-01 | Development method of ultraviscous oil deposit |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2471972C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2646904C1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-03-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2648391C2 (en) * | 2013-09-30 | 2018-03-26 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Downhole gradiometric ranging utilising transmitters and receivers having magnetic dipoles |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2728002C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Development method of high-viscosity oil and natural bitumen deposit |
| RU2776549C1 (en) * | 2021-11-25 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| SU972452A1 (en) * | 1981-04-14 | 1982-11-07 | Всесоюзное морское научно-производственное геолого-геофизическое объединение по разведке нефти и газа "Союзморгео" | Oil and gas deposit forecasting method |
| SU1123005A1 (en) * | 1983-06-22 | 1984-11-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Method of gaseous prospecting for locating mineral deposits |
| CA1304287C (en) * | 1989-06-28 | 1992-06-30 | Neil Roger Edmunds | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir |
| RU2187632C2 (en) * | 2000-11-13 | 2002-08-20 | Поляков Виктор Иванович | Method and device for oil withdrawal from pool |
| RU2211318C2 (en) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
-
2011
- 2011-06-01 RU RU2011122331/03A patent/RU2471972C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4344485A (en) * | 1979-07-10 | 1982-08-17 | Exxon Production Research Company | Method for continuously producing viscous hydrocarbons by gravity drainage while injecting heated fluids |
| SU972452A1 (en) * | 1981-04-14 | 1982-11-07 | Всесоюзное морское научно-производственное геолого-геофизическое объединение по разведке нефти и газа "Союзморгео" | Oil and gas deposit forecasting method |
| SU1123005A1 (en) * | 1983-06-22 | 1984-11-07 | Всесоюзный Научно-Исследовательский Институт Ядерной Геофизики И Геохимии | Method of gaseous prospecting for locating mineral deposits |
| CA1304287C (en) * | 1989-06-28 | 1992-06-30 | Neil Roger Edmunds | Steaming process, involving a pair of horizontal wells, for use in heavy oil reservoir |
| RU2187632C2 (en) * | 2000-11-13 | 2002-08-20 | Поляков Виктор Иванович | Method and device for oil withdrawal from pool |
| RU2211318C2 (en) * | 2000-11-21 | 2003-08-27 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method of recovery of viscous oil with heat stimulation of formation |
| RU2340768C2 (en) * | 2007-01-19 | 2008-12-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of heavy oil or bitumen deposit with implementation of two head horizontal wells |
| RU2379494C1 (en) * | 2008-08-15 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Highly viscous oil fields production method |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531963C1 (en) * | 2013-08-13 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development of thick oil or bitumen deposits |
| RU2648391C2 (en) * | 2013-09-30 | 2018-03-26 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Downhole gradiometric ranging utilising transmitters and receivers having magnetic dipoles |
| US10241226B2 (en) | 2013-09-30 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole gradiometric ranging utilizing transmitters and receivers having magnetic dipoles |
| RU2646904C1 (en) * | 2017-06-07 | 2018-03-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of high-viscosity oil or bitumen field |
| RU2663532C1 (en) * | 2017-10-23 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing high-viscosity oil |
| RU2728002C1 (en) * | 2019-11-29 | 2020-07-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" (ФГАОУ ВО КФУ) | Development method of high-viscosity oil and natural bitumen deposit |
| RU2776549C1 (en) * | 2021-11-25 | 2022-07-22 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a deposit of high-viscosity oil or bitumen with the control of the development of a steam chamber in observation wells |
| RU2810357C1 (en) * | 2023-07-19 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for developing superviscous oil deposits |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011122331A (en) | 2012-12-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Jia et al. | A review of the current progress of CO2 injection EOR and carbon storage in shale oil reservoirs | |
| Zhou et al. | Performance evaluation of CO2 flooding process in tight oil reservoir via experimental and numerical simulation studies | |
| Ren et al. | Performance evaluation and mechanisms study of near-miscible CO2 flooding in a tight oil reservoir of Jilin Oilfield China | |
| Milad et al. | Huff-n-puff technology for enhanced oil recovery in shale/tight oil reservoirs: Progress, gaps, and perspectives | |
| Wang et al. | A novel strategy to reduce carbon emissions of heavy oil thermal recovery: Condensation heat transfer performance of flue gas-assisted steam flooding | |
| RU2471972C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit | |
| Song et al. | Sensitivity analysis of water-alternating-CO2 flooding for enhanced oil recovery in high water cut oil reservoirs | |
| Zheng et al. | Pressure maintenance and improving oil recovery by means of immiscible water-alternating-CO2 processes in thin heavy-oil reservoirs | |
| Kapadia et al. | Practical process design for in situ gasification of bitumen | |
| Wei et al. | Detailed analysis of Toe-to-Heel Air Injection for heavy oil production | |
| Doranehgard et al. | Modeling of natural-gas diffusion in oil-saturated tight porous media | |
| Pang et al. | Steam chamber expanding processes and bottom water invading characteristics during steam flooding in heavy oil reservoirs | |
| Xie et al. | Characteristics and accumulation mechanisms of the Dongfang 13-1 high temperature and overpressured gas field in the Yinggehai Basin, the South China Sea | |
| Sharma et al. | Effect of methane Co-injection in SAGD--analytical and simulation study | |
| US9010421B2 (en) | Flowpath identification and characterization | |
| Lei et al. | Numerical modeling of co-injection of N2 and O2 with CO2 into aquifers at the Tongliao CCS site | |
| Tan et al. | Inflow characteristics of horizontal wells in sulfur gas reservoirs: A comprehensive experimental investigation | |
| Shankar et al. | Mangala polymer flood performance: connecting the dots through in-situ polymer sampling | |
| RU2468195C1 (en) | Method for determining location of front of in-situ combustion in oil deposits | |
| Chowdhury et al. | Pore-scale flow simulation of supercritical CO2 and oil flow for simultaneous CO2 geo-sequestration and enhanced oil recovery | |
| He et al. | Experiments and simulations on factors affecting the stereoscopic fire flooding in heavy oil reservoirs | |
| Hofmann et al. | Calculation method for determining the gas flow rate needed for liquid removal from the bottom of the wellbore | |
| Nie | A comprehensive model for simulating supercritical water flow in a vertical heavy oil well with parallel double tubes | |
| Shahriar et al. | Effect of Formation Heterogeneity on CO2 Dissolution in Subsurface Porous Media | |
| Wang et al. | Gravitational fingering due to density increase by mixing at a vertical displacing front in porous media |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180602 |