RU2164590C1 - Process of exploitation of oil field - Google Patents
Process of exploitation of oil field Download PDFInfo
- Publication number
- RU2164590C1 RU2164590C1 RU2000123800A RU2000123800A RU2164590C1 RU 2164590 C1 RU2164590 C1 RU 2164590C1 RU 2000123800 A RU2000123800 A RU 2000123800A RU 2000123800 A RU2000123800 A RU 2000123800A RU 2164590 C1 RU2164590 C1 RU 2164590C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- production wells
- wells
- reservoir
- level
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки нефтяных залежей и может найти применение при разработке обводненной нефтяной залежи. The invention relates to the field of development of oil deposits and may find application in the development of waterlogged oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, подстилаемой подошвенной водой, заключающийся в изменении потоков жидкости в пласте и отбора продукции из добывающих скважин [1]. A known method for the development of oil deposits, lined with bottom water, which consists in changing the flow of fluid in the reservoir and the selection of products from producing wells [1].
Недостатками способа являются низкий коэффициент нефтеизвлечения и большой отбор попутной воды, вызванные образованием в процессе эксплуатации скважин конусов подошвенной воды. The disadvantages of the method are the low oil recovery coefficient and a large selection of associated water caused by the formation of bottom water cones during operation of the wells.
Известен способ разработки нефтяной залежи с подошвенной водой, включающий бурение добывающих и нагнетательных скважин, отбор продукции из добывающих скважин, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта [2]. There is a method of developing an oil reservoir with bottom water, including drilling production and injection wells, selecting products from production wells, creating a system for monitoring and regulating the pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir [2].
Общим недостатком известных способов является их низкая эффективность. Объясняется это тем, что при работе добывающей скважины не происходит вытеснения нефти из кровельной части пласта, т.к. силы, выталкивающие нефть из пласта в скважину, значительно меньше гидродинамических. Фильтрационное сопротивление пласта для нефти превышает фильтрационное сопротивление для воды. Вода поступает из водонасыщенной (промытой) части пласта в скважину, не вытесняя нефть. Это снижает охват пласта заводнением и приводит к отбору больших объемов воды. A common disadvantage of the known methods is their low efficiency. This is explained by the fact that during the operation of the producing well, oil is not displaced from the roof of the formation, because forces pushing oil from the reservoir into the well are much less hydrodynamic. The filtration resistance of the reservoir for oil exceeds the filtration resistance for water. Water flows from the water-saturated (washed) part of the formation into the well without displacing oil. This reduces reservoir coverage by water flooding and leads to the withdrawal of large volumes of water.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки водонефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой добывающей скважине, и периодический отбор нефти [3]. Closest to the invention, the technical essence is a method for developing a water-oil deposit, which includes injecting a working agent through injection wells, taking products through production wells, creating a system for monitoring and regulating pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir, maintaining pressure in the reservoir at a level that provides the establishment of a static level in the estuarine well, and the periodic selection of oil [3].
Недостатком способа является низкий темп отбора нефти из-за снижения эффективности способа со временем. Объясняется это тем, что работающая нефтенасыщенная толщина кровельной части пласта, отдающая нефть, становится незначительной из-за несовершенства вскрытия пласта, ориентированного на высокопроницаемый коллектор, и низких гипсометрических отметок пласта в скважинах. The disadvantage of this method is the low rate of oil selection due to a decrease in the efficiency of the method over time. This is explained by the fact that the working oil-saturated thickness of the roofing part of the formation, giving off oil, becomes insignificant due to imperfection of opening the formation, oriented to a highly permeable reservoir, and low hypsometric marks of the formation in the wells.
В изобретении решается задача повышения темпов отбора нефти за счет увеличения работающей нефтенасыщенной толщины, отдающей нефть. The invention solves the problem of increasing the rate of oil extraction by increasing the working oil-saturated thickness, giving oil.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор продукции через добывающие скважины, создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта, поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин, и отбор нефти, согласно изобретению, через добывающие скважины в пласт закачивают селективный изолирующий материал и проводят технологическую выдержку, повышают пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты, добывающие скважины промывают и заполняют нефтью, в добывающих скважинах проводят свабирование со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины, после чего вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking products through production wells, creating a system for monitoring and regulating pressure between the oil and aquifer parts of the formation, maintaining pressure in the formation at a level that ensures the establishment of a static level in the estuarine zone of producing wells, and oil extraction, according to the invention, selective insulating material is pumped into the formation through production wells and technological holding time, increase the reservoir pressure in the zone of production wells by pumping a working agent into oil-saturated formations, production wells are washed and filled with oil, swabbing is carried out in production wells with a decrease in the liquid level not lower than 500 m from the wellhead, after which the reservoir pressure is again created at the level values that ensure the establishment of a static level in the estuary zone of producing wells.
В добывающих скважинах перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. In production wells, before swabbing, the oil-saturated part of the reservoir is re-opened in the oil medium with the formation of perforations with a depth exceeding the thickness of the sealed zone.
Признаками изобретения являются:
1. закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;
2. отбор продукции через добывающие скважины;
3. создание системы контроля и регулирования давления между нефте- и водоносной частями пласта;
4. поддержание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;
5. отбор нефти;
6. закачка через добывающие скважины в пласт селективного изолирующего материала;
7. проведение технологической выдержки;
8. повышение пластового давления в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты;
9. промывка и заполнение добывающих скважин нефтью;
10. проведение в добывающих скважинах свабирования со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины;
11. вновь создание давления в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин;
12. в добывающих скважинах перед свабированием вторичное вскрытие в нефтяной среде нефтенасыщенной части продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны.The features of the invention are:
1. injection of a working agent through injection wells;
2. selection of products through production wells;
3. creating a system for monitoring and regulating pressure between the oil and aquifer parts of the reservoir;
4. maintaining the pressure in the reservoir at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of producing wells;
5. selection of oil;
6. injection through production wells into the reservoir of selective insulating material;
7. carrying out technological exposure;
8. increase in reservoir pressure in the zone of producing wells by pumping a working agent into oil-saturated formations;
9. flushing and filling production wells with oil;
10. swabbing in producing wells with a decrease in the liquid level not lower than 500 m from the wellhead;
11. re-creation of pressure in the reservoir at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of production wells;
12. in production wells, before swabbing, the secondary opening in the oil medium of the oil-saturated part of the reservoir with the formation of perforations with a depth exceeding the thickness of the sealed zone.
Признаки 1 - 5 являются общими с прототипом, признаки 6 - 11 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 12 является частным признаком изобретения. Signs 1 to 5 are common with the prototype, signs 6 to 11 are essential distinguishing features of the invention, sign 12 is a particular feature of the invention.
Сущность изобретения
При разработке нефтяной залежи на поздней стадии темп выработки запасов нефти становится весьма низким. В предложенном способе решается задача повышения темпов отбора нефти.SUMMARY OF THE INVENTION
When developing an oil reservoir at a late stage, the rate of production of oil reserves becomes very low. The proposed method solves the problem of increasing the rate of oil extraction.
Способ осуществляют в следующей последовательности. The method is carried out in the following sequence.
Участок залежи, имеющий обводненный пласт с остаточными запасами нефти, эксплуатируют добывающими и нагнетательными скважинами. Эксплуатацию участка ведут при пластовом давлении, равном гидродинамическому, механизированным способом. The reservoir area having a waterlogged formation with residual oil reserves is operated by producing and injection wells. The site is operated at reservoir pressure equal to the hydrodynamic mechanized method.
В процессе бурения и эксплуатации скважин проводят исследование скважин, определяют параметры пласта и насыщающих их флюидов. Замеряют пластовое давление. Отбирают пробы продукции скважин. Способ применим, когда удельный вес нефти меньше удельного веса пластовой воды. In the process of drilling and operating wells, wells are examined, the parameters of the formation and the fluids saturating them are determined. Measure formation pressure. Well production samples are taken. The method is applicable when the specific gravity of oil is less than the specific gravity of produced water.
По результатам исследования скважин приступают к осуществлению способа. According to the results of the study of wells begin to implement the method.
Добывающую скважину останавливают и геолого-промысловыми видами исследования определяют остаточную нефтенасыщенную толщину пласта и ее расположение. Подземное оборудование (насос) для добычи демонтируют из скважины, со ствола скважины удаляют задавочную жидкость и заполняют нефтью этой же залежи. Скважину пускают под эксплуатацию с отбором нефти с приустьевой зоны. Если скважина переливает, то ограничивают закачку воды в нагнетательные скважины. При низком статическом уровне увеличивают объемы закачки. Если имеется связь с законтурной областью и энергетическая характеристика пласта позволяет удерживать статический уровень в приустьевой части скважины, то в регулировании объемами закачки нет необходимости. The production well is stopped and geological and field types of research determine the residual oil-saturated thickness of the reservoir and its location. Underground equipment (pump) for production is dismantled from the well, the filling fluid is removed from the wellbore and filled with oil of the same reservoir. The well is put into operation with the selection of oil from the estuary zone. If the well overflows, then the injection of water into the injection wells is limited. At a low static level, increase injection volumes. If there is a connection with the marginal region and the energy characteristic of the formation allows you to maintain a static level in the wellhead, then there is no need to control the injection volumes.
Установив статический уровень в приустьевой зоне скважины, ее останавливают на гравитационное перераспределение фаз в системе скважина - пласт. Having established a static level in the wellhead zone of the well, it is stopped for gravitational redistribution of phases in the well-formation system.
Из-за большего удельного веса пластовая вода, находящаяся в стволе скважины и в заводненном пласте, будет стремиться занять нижнюю часть, а нефть "всплыть" и продвинуться к зоне отбора. Сток воды в заводненную часть пласта создает силу, которая выдавливает нефть в скважину. Due to the greater specific gravity, the produced water located in the wellbore and in the water-filled formation will tend to occupy the lower part, and the oil will “float up” and advance to the selection zone. The flow of water into the flooded part of the reservoir creates a force that forces oil into the well.
Имея меньший удельный вес, нефть в скважине также за счет сил гравитации всплывает и занимает ее верхнюю часть, т.е. приустьевую. Установление статического уровня в непосредственной близости у устья связано с большей потенциальной энергией для гравитационного разделения нефти и воды. Использование ствола скважины от самого устья как резервуара для отстоя и накопления нефти позволяет отбирать безводную нефть с малыми энергетическими затратами на ее откачку и использовать неметаллоемкое оборудование для добычи. Having a lower specific gravity, oil in the well also floats due to gravitational forces and occupies its upper part, i.e. I bring it to the mouth. The establishment of a static level in the immediate vicinity of the mouth is associated with greater potential energy for the gravitational separation of oil and water. Using the wellbore from the mouth as a reservoir for sludge and accumulation of oil allows you to select anhydrous oil with low energy costs for its pumping and use non-metal-intensive equipment for production.
Время, необходимое на накопление нефти, зависит от коллекторских и физико-химических свойств пласта и нефтей, соотношения удельных весов нефти и воды. Конкретная величина времени накопления нефти определяется в промысловых условиях. Скважину оборудуют датчиком по замеру водонефтяного раздела в скважине. После того, как водонефтяной раздел в скважине достигнет определенного уровня, производят откачку нефти до появления воды. Подошвенная вода поступает в кровельную часть пласта до верхних перфорационных отверстий и вытесняет нефть в добывающую скважину. Охват пласта заводнением возрастает с повышением темпов отбора нефти. The time required for the accumulation of oil depends on the reservoir and physico-chemical properties of the reservoir and oils, the ratio of the specific gravities of oil and water. The specific amount of oil accumulation time is determined in the field. The well is equipped with a sensor for measuring the oil-water section in the well. After the oil-water section in the well reaches a certain level, oil is pumped out until water appears. Plantar water enters the roof of the formation to the upper perforations and displaces oil into the producing well. Waterflood coverage increases with increasing oil recovery rates.
Через, по крайней мере, одну добывающую скважину в пласт закачивают селективный изолирующий материал и проводят технологическую выдержку для его закрепления. В качестве селективного изолирующего материала используют водонефтяные эмульсии, растворы жидкого стекла с древесной мукой и отвердителем - соляной кислотой, биополимеры и т.п. Повышают пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты. Добывающие скважины промывают и заполняют нефтью. В добывающих скважинах проводят свабирование со снижением уровня жидкости не ниже 500 м от устья скважины. Этим предохраняют от выноса в скважину селективного изолирующего материала. После чего вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Приток нефти в скважину увеличивается. Selective insulating material is pumped into the formation through at least one production well and technological exposure is carried out to secure it. Water-oil emulsions, water glass solutions with wood flour and hardener - hydrochloric acid, biopolymers, etc. are used as selective insulating material. Increase reservoir pressure in the zone of production wells by pumping a working agent into oil-saturated formations. Production wells are washed and filled with oil. In producing wells, swabbing is carried out with a decrease in the liquid level not lower than 500 m from the wellhead. This prevents selective insulating material from being carried into the well. Then again create pressure in the reservoir at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of producing wells. The flow of oil into the well increases.
При недостаточном притоке в добывающих скважинах перед свабированием вторично вскрывают в нефтяной среде нефтенасыщенную часть продуктивного пласта с образованием перфорационных отверстий с глубиной, превышающей толщину закольматированной зоны. Выбор вида перфоратора зависит от конструкции скважин, нефтенасыщенной толщины и коллекторской характеристики нефтенасыщенной части пласта. При незначительной нефтенасыщенной толщине и слабом цементном камне за колонной дополнительную перфорацию производят сверлящими перфораторами. При значительной толщине колонн и низких коллекторских характеристиках пласта углубленное вторичное вскрытие производят кумулятивными перфораторами. Мощность зарядов выбирают таким образом, чтобы глубина отверстий превышала толщину закольматированной зоны. Как правило, это отверстия глубиной 500 - 850 мм. Так как колонна заполнена нефтью, то снижения фазовой проницаемости по нефти скважины не происходит. In case of insufficient inflow in the production wells, before oil swabbing, the oil-saturated part of the reservoir is re-opened in the oil medium with the formation of perforation holes with a depth exceeding the thickness of the sealed zone. The choice of the type of perforator depends on the design of the wells, oil-saturated thickness and reservoir characteristics of the oil-saturated part of the reservoir. With a small oil-saturated thickness and a weak cement stone behind the column, additional perforation is performed by drilling perforators. With a significant thickness of the columns and low reservoir characteristics of the formation, an in-depth secondary opening is performed by cumulative perforators. The power of the charges is chosen so that the depth of the holes exceeds the thickness of the zoned zone. As a rule, these are holes with a depth of 500 - 850 mm. Since the column is filled with oil, a decrease in the phase permeability of the well oil does not occur.
Примеры конкретного выполнения. Examples of specific performance.
Пример 1. Участок обводненной нефтяной залежи эксплуатируют тремя добывающими скважинами. Отбор продукции ведут с карбонатного пласта с общей толщиной 45 м, в т.ч. нефтенасыщенной - 15 м, водонасыщенной - 30 м. По данным исследования скважин было выявлено, что нефтяная залежь приурочена к антиклинали с отметками кровли пластов в скважине N 1 - 900 м, N 2 - 950 м, N 3 - 900 м. Залежь имеет активную водоносную область, поэтому ее разрабатывают на естественном водонапорном режиме. В процессе бурения скважин отбирают керн. По результатам исследования керна определяют параметры пласта, по которым производят подсчет запасов нефти. В районе этих скважин сосредоточено 650 тыс. т балансовых запасов. Нефть имеет низкое газосодержание. Удельный вес нефти равен 850 кг/м3.Example 1. A plot of waterlogged oil deposits is operated by three producing wells. Products are selected from a carbonate formation with a total thickness of 45 m, including oil saturated - 15 m, water saturated - 30 m. According to well survey data, it was revealed that the oil deposit is confined to the anticline with formation roof marks in well N 1 - 900 m, N 2 - 950 m, N 3 - 900 m. The deposit has an active aquifer, therefore, it is developed on a natural water-pressure regime. In the process of drilling wells, core samples are taken. According to the results of the core study, the formation parameters are determined by which the oil reserves are calculated. 650 thousand tons of balance reserves are concentrated in the area of these wells. Oil has a low gas content. The specific gravity of oil is 850 kg / m 3 .
Залежь разрабатывают без поддержания пластового давления механизированным способом. Статический уровень находится на уровне 80-100 м от устья скважины. Результаты исследования скважин показывают, что остаточные запасы приурочены к кровельной части пласта, а нефтенасыщенная толщина составляет 4 м. A deposit is developed without maintaining reservoir pressure in a mechanized way. The static level is at a level of 80-100 m from the wellhead. Well survey results show that the remaining reserves are confined to the roof of the formation, and the oil-saturated thickness is 4 m.
Для подключения в активную разработку нефтенасыщенной части пласта с использованием сил гравитации в системе скважина - пласт скважину останавливают. Насосное оборудование поднимают на поверхность. Спускают колонну насосно-компрессорных труб, подготовленную под свабирование. Через добывающие скважины в пласт закачивают селективный изолирующий материал - нефтяную эмульсию и проводят технологическую выдержку в течение 3 сут. Повышают на 3% пластовое давление в зоне добывающих скважин закачкой рабочего агента в нефтенасыщенные пласты через ближайшие нагнетательные скважины. Добывающие скважины промывают и заполняют нефтью. В добывающих скважинах проводят свабирование со скоростью движения сваба, не допускающей снижение уровня жидкости ниже 500 м от устья скважины. Отключают закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и вновь создают давление в пласте на уровне величин, обеспечивающих установление статического уровня в приустьевой зоне добывающих скважин. Добывающие скважины оборудуют контроллером по определению скорости гравитационного перераспределения нефти и воды и накопления ее в скважине. Производят замеры по отбивке раздела нефть-вода. За пятнадцать суток в скважинах установился столб нефти высотой 300 м. По результатам исследования определяют глубину спуска насоса и устанавливают программу работы скважины для откачки безводной нефти. В скважину спускают насос выше водонефтяного раздела. Производят отбор нефти. Годовой отбор нефти увеличился с 3000 до 4000 т. Темп отбора нефти возрос с 0,9 до 1,1% от балансовых запасов. To connect the oil-saturated part of the formation in active development using gravitational forces in the well-formation system, the well is stopped. Pumping equipment is raised to the surface. Lower the tubing string prepared for swabbing. Selective insulating material — an oil emulsion — is pumped through production wells into the formation and technological exposure is carried out for 3 days. The reservoir pressure is increased by 3% in the zone of production wells by pumping a working agent into oil-saturated formations through the nearest injection wells. Production wells are washed and filled with oil. In production wells, swabbing is carried out at a swab speed that does not allow a decrease in the liquid level below 500 m from the wellhead. Disable the injection of the working agent through the injection wells and again create pressure in the reservoir at a level that ensures the establishment of a static level in the estuary zone of the producing wells. Production wells are equipped with a controller to determine the rate of gravity redistribution of oil and water and its accumulation in the well. Measurements are taken to beat the oil-water section. For fifteen days, a column of oil with a height of 300 m was established in the wells. Based on the results of the study, the depth of the pump descent is determined and a well operation program for pumping anhydrous oil is established. A pump is lowered into the well above the oil-water section. Produce oil selection. Annual oil production increased from 3,000 to 4,000 tons. The rate of oil production increased from 0.9 to 1.1% of the balance reserves.
Пример 2. Выполняют как пример 1. После промывки и заполнения нефтью в добывающие скважины спускают перфоратор ПК-105 и производят прострел нефтенасыщенной части пласта с плотностью 30 отверстий на один погонный метр. Мощность зарядов позволила сделать отверстия глубиной 500 - 850 мм, т.е. больше закольматированной толщины призабойной зоны, равной 40 - 50 мм. Example 2. Perform as example 1. After washing and filling with oil in the production wells, the puncher PK-105 is lowered and a lumbago of the oil-saturated part of the formation with a density of 30 holes per meter is produced. The power of the charges allowed making holes with a depth of 500 - 850 mm, i.e. more than the stratified bottomhole thickness of 40-50 mm.
Применение предложенного способа позволит повысить темп отбора нефти. Application of the proposed method will increase the rate of oil selection.
Источники информации, принятые во внимание при составлении заявки:
1. М. Л. Сургучев. Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов. - М.: Недра, 1985. - с. 85.Sources of information taken into account when preparing the application:
1. M. L. Surguchev. Secondary and tertiary methods of increasing oil recovery. - M .: Nedra, 1985 .-- p. 85.
2. "Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России". Абдулмазитов Р.Г. и др. - М.: ВНИИОЭНГ, 1996, т. 1, с. 67. 2. "Geology and development of the largest and unique oil and gas fields in Russia." Abdulmazitov R.G. et al. - M.: VNIIOENG, 1996, v. 1, p. 67.
3. Патент РФ N 2138625, кл. E 21 B 43/20, опублик. 27.09.99 г. в БИ N 27, 1999 г. - прототип. 3. RF patent N 2138625, cl. E 21 B 43/20, published. 09/27/99, in BI N 27, 1999 - a prototype.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000123800A RU2164590C1 (en) | 2000-09-19 | 2000-09-19 | Process of exploitation of oil field |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2000123800A RU2164590C1 (en) | 2000-09-19 | 2000-09-19 | Process of exploitation of oil field |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2164590C1 true RU2164590C1 (en) | 2001-03-27 |
Family
ID=20240124
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2000123800A RU2164590C1 (en) | 2000-09-19 | 2000-09-19 | Process of exploitation of oil field |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2164590C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2503805C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inter-well fluid pumping |
| RU2527951C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| CN107869333A (en) * | 2016-09-28 | 2018-04-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil-water well quantitatively adjusts the method that streamline is adjusted in ginseng allotment |
-
2000
- 2000-09-19 RU RU2000123800A patent/RU2164590C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2503805C1 (en) * | 2012-07-27 | 2014-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for inter-well fluid pumping |
| RU2527951C1 (en) * | 2013-11-07 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
| CN107869333A (en) * | 2016-09-28 | 2018-04-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Oil-water well quantitatively adjusts the method that streamline is adjusted in ginseng allotment |
| CN107869333B (en) * | 2016-09-28 | 2020-04-28 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for quantitatively regulating parameters, regulating flow line and regulating flow line of oil-water well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2957759C (en) | Steam foam methods for steam-assisted gravity drainage | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2209954C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2138625C1 (en) | Method for development of water-oil deposit | |
| RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2618538C1 (en) | Procedure for water shutoff treatment in well | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2775120C1 (en) | Method for isolating water inflow in a formation with bottom water | |
| RU2139417C1 (en) | Oil production method | |
| RU2181831C1 (en) | Method of oil pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080920 |