RU2312212C1 - Development method for oil field with carbonate reservoir - Google Patents
Development method for oil field with carbonate reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2312212C1 RU2312212C1 RU2006141512/03A RU2006141512A RU2312212C1 RU 2312212 C1 RU2312212 C1 RU 2312212C1 RU 2006141512/03 A RU2006141512/03 A RU 2006141512/03A RU 2006141512 A RU2006141512 A RU 2006141512A RU 2312212 C1 RU2312212 C1 RU 2312212C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- reservoir
- oil
- well
- mode
- Prior art date
Links
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти с карбонатным коллектором.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits with a carbonate reservoir.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку в пласт раствора кислоты (Ш.К.Гиматудинов. Справочная книга по добыче нефти. М.: Недра, 1974, с.420-432).A known method of developing an oil reservoir, including injecting an acid solution into the formation (Sh.K. Gimatudinov. Oil production reference book. M: Nedra, 1974, p. 420-432).
Известный способ не обладает достаточной эффективностью при разработке нефтяной залежи с карбонатным коллектором.The known method does not have sufficient efficiency in the development of oil deposits with carbonate reservoir.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий бурение вертикальных добывающих и нагнетательных скважин, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Согласно способу выявляют низкопроницаемые зоны залежи. Бурят боковые горизонтальные стволы в низкопроницаемые зоны залежи при пониженном давлении в скважине размыванием горной породы под высоким давлением флюида с образованием тонких и длинных каналов. Размывание горной породы на конечном этапе ведут раствором соляной кислоты. Закачку рабочего агента в низкопроницаемые зоны проводят через боковые горизонтальные стволы с вытеснением нефти в высокопроницаемые зоны. При этом горизонтальные стволы ведут при давлении в скважине на 5-10% ниже гидростатического и через вырезанное боковое окно в обсадной колонне с использованием гибкой трубы. Размывающий флюид подают под давлением 15-20 МПа (Патент РФ №2256069, кл. Е21В 43/16, опублик. 2005.07.10 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising drilling vertical production and injection wells, oil selection through production wells and pumping a working agent through injection wells. According to the method, low-permeability zones of the reservoir are detected. Horizontal lateral shafts are drilled into low-permeability zones of the reservoir under reduced pressure in the well by erosion of the rock under high pressure fluid with the formation of thin and long channels. The erosion of the rock at the final stage is carried out with a solution of hydrochloric acid. The injection of the working agent into low-permeability zones is carried out through horizontal lateral shafts with oil displacement into high-permeability zones. In this case, horizontal shafts lead at a pressure in the well 5-10% lower than hydrostatic and through a cut out side window in the casing using a flexible pipe. Flushing fluid is supplied under a pressure of 15-20 MPa (RF Patent No. 2256069, class E21B 43/16, published. 2005.07.10 - prototype).
Известный способ позволяет отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная часть нефти остается в залежи, нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне.The known method allows you to select the main oil reserves from the reservoir, however, a significant part of the oil remains in the reservoir, the oil recovery of the reservoir remains at a low level.
В изобретении решается задача повышения степени вовлечения запасов нефти в разработку, повышения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing the degree of involvement of oil reserves in the development, increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки залежи нефти с карбонатным коллектором, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отбор нефти через добывающие скважины, бурение в скважинах боковых стволов и солянокислотное воздействие через боковые стволы, согласно изобретению, боковые стволы выполняют в виде радиальных отверстий сверлением и/или гидромониторным способом на глубину от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта, спускают эжекторную установку с пакером, закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м3, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 2,5-3,5 час, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой с регистрацией параметров притока из пласта, производят закачку в пласт второй порции 10-15% раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м3, которую проводят вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 час, проводят отбор из скважины эжекторной установкой до 2,5 объема закачанного раствора обработки, производят закачку в пласт третьей порции 10-15% раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м3/п.м длины радиального отверстия, закачку производят вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта, объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину, а отбор нефти ведут через добывающие скважины. Возможно проведение дальнейшей интенсификации добычи нефти гидрокислотным разрывом пласта.The problem is solved in that in the method of developing an oil deposit with a carbonate reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells, taking oil through production wells, drilling sidetracks in wells and hydrochloric acid through sidetracks, according to the invention, the sidetracks are made in the form of radial holes drilling and / or hydromonitoring method to a depth of 20 to 100 m from the calculation of 2-4 bore / m of formation thickness, ejector unit with a packer is lowered, a 10-15% hydrochloric acid solution is pumped into a volume of 1.5-3.0 m 3 , carry out technological exposure in the bath mode for response for 2.5-3.5 hours, conduct 4-6-fold pulsed injection of hydrochloric acid into the reservoir in the cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for response, complete the injection in continuous mode, perform technological exposure for response for 2.5-3.5 hours, carry out selection from the well to 2.5 volumes of injected solution treatment with an ejector installation with registration of the parameters of the inflow from the reservoir, the second portion is injected into the reservoir ii 10-15% hydrochloric acid solution in a volume of 2.5-3.5 m 3 , which is carried out initially in a pulsed mode 4-6 times: 4-6 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for reaction they complete the injection in a continuous mode, carry out technological exposure for 2.5-3.5 hours, select from the well an ejector unit up to 2.5 volumes of the pumped treatment solution, pump a third portion of 10-15% hydrochloric acid solution into the reservoir from the well calculation of 0.01-0.05 m 3 / p.m length of the radial hole, the injection is carried out initially in a pulsed mode 4-6 times in the mode cycle: 4-6 minutes injection at a pressure of 1-4 MPa, holding 4-6 minutes for reaction, complete the injection in a continuous mode at a pressure of 2-6 MPa, perform technological exposure for 2.5-3.5 hours, spend 4 -6-fold pulsed injection of an acid solution with oil in a cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 minutes for reaction, extraction of reaction products and pollutants by an ejector unit or swabing up to 2.5 volumes of the injected treatment solution with registration of the parameters of the inflow from the reservoir, combine groups wells with radial drilling into 5-, 7-point elements with an injection well in the center, the working agent is injected in a cyclic mode into the central injection well, and oil is taken through production wells. It is possible to further intensify oil production by hydroxy acid fracturing.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Известные способы позволяют отобрать из залежи основные запасы нефти, однако значительная часть нефти остается в залежи, нефтеотдача залежи остается на невысоком уровне. В изобретении решается задача повышения степени вовлечения запасов нефти в разработку, повышения нефтеотдачи залежи. Предлагаемый способ разработки направлен на максимальное вовлечение в разработку запасов нефти в карбонатных коллекторах. Способ осуществляют следующим образом.Known methods allow you to select the main oil reserves from the reservoir, however, a significant part of the oil remains in the reservoir, the oil recovery of the reservoir remains at a low level. The invention solves the problem of increasing the degree of involvement of oil reserves in the development, increasing oil recovery deposits. The proposed development method is aimed at the maximum involvement in the development of oil reserves in carbonate reservoirs. The method is as follows.
При разработке залежи нефти с карбонатным коллектором ведут закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины.When developing an oil reservoir with a carbonate reservoir, the working agent is injected through injection wells and oil is extracted through production wells.
Для выработки запасов нефти вокруг ствола каждой пробуренной скважины сверлением и/или гидромониторным способом создают в пласте боковые стволы - радиальные отверстия глубиной от 20 до 100 м из расчета 2-4 ствола/м толщины пласта. При этом увеличивают радиус дренажа скважины за счет охвата обработкой пласта в глубину кислотными составами через радиальные отверстия. Второй и последующие уровни радиального вскрытия выбирают на расстоянии 1,5-2 м с учетом того, чтобы в процессе эксплуатации иметь возможность установки пакера между уровнями и проведения исследований притока и обработки пласта через радиальные отверстия каждого уровня в отдельности.To develop oil reserves around the bore of each drilled well by drilling and / or using a hydromonitor method, lateral shafts are created in the formation - radial holes with a depth of 20 to 100 m at a rate of 2-4 bore / m of formation thickness. At the same time, the radius of the drainage of the well is increased due to the treatment of the formation in depth with acid compounds through radial holes. The second and subsequent levels of radial opening are selected at a distance of 1.5-2 m, taking into account the fact that during operation it is possible to install a packer between the levels and conduct research on the influx and treatment of the formation through the radial holes of each level separately.
В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают эжекторную установку УЭГИС с пакером. При неустановленном пакере закачивают 10-15% раствор соляной кислоты в объеме 1,5-3,0 м3, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования кислоты с породой и загрязнениями в течение 2,5-3,5 ч. Это способствует медленному прониканию раствора кислоты в призабойную зону и растворению кольматирующих соединений и частиц породы. Проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования. Завершают закачку в непрерывном режиме до полного освобождения ствола скважины от раствора кислоты. Выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 2,5-3,5 ч. Устанавливают пакер. Проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой УЭГИС с регистрацией параметров притока из пласта.A UEGIS ejector unit with a packer is lowered into the well on a tubing string. When the packer is not installed, a 10-15% solution of hydrochloric acid is pumped in a volume of 1.5-3.0 m 3 , the process is held in bath mode to react the acid with the rock and contaminants for 2.5-3.5 hours. This contributes to a slow penetration of an acid solution into the bottomhole zone and the dissolution of colmatizing compounds and rock particles. A 4-6-fold pulsed injection of the hydrochloric acid solution is carried out in a cycle mode: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 min for reaction. Complete the injection in a continuous mode until the wellbore is completely free of acid solution. Perform technological exposure to respond for 2.5-3.5 hours. Install the packer. Up to 2.5 volumes of the injected treatment solution from the UEGIS ejector unit are sampled from the well with registration of the parameters of the inflow from the formation.
Через эжекторную установку УЭГИС закачивают в пласт вторую порцию 10-15% раствора соляной кислоты в объеме 2,5-3,5 м3 вначале в импульсном режиме 4-6 раз: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч, проводят отбор из скважины эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки.A second portion of a 10-15% hydrochloric acid solution is injected into the formation through a UEGIS ejector installation in a volume of 2.5-3.5 m 3, initially in a pulsed mode 4-6 times: 4-6 min injection at a pressure of 1-4 MPa, exposure 4 -6 min for response, complete the injection in continuous mode, perform technological exposure for 2.5-3.5 hours, carry out selection from the well with an EEGIS ejector unit to 2.5 volumes of the pumped treatment solution.
Через эжекторную установку УЭГИС закачивают в пласт третью порцию 10-15% раствора соляной кислоты из расчета 0,01-0,05 м3/п.м. длины радиального отверстия вначале в импульсном режиме 4-6 раз в режиме цикла: 4-6 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 2-6 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 2,5-3,5 ч. Через эжекторную установку УЭГИС проводят 4-6-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 1-3 мин закачка при давлении 1-4 МПа, выдержка 4-6 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой УЭГИС или свабированием до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта.A third portion of a 10-15% hydrochloric acid solution is injected into the formation through the UEGIS ejector unit at the rate of 0.01-0.05 m 3 / m2. the length of the radial hole at first in a pulsed mode 4-6 times in cycle mode: 4-6 minutes injection at a pressure of 1-4 MPa, holding 4-6 minutes for reaction, complete the injection in a continuous mode at a pressure of 2-6 MPa, perform technological exposure within 2.5-3.5 hours. A 4-6-fold pulsed injection of the acid solution with oil in the cycle mode is carried out through the UEGIS ejector unit: 1-3 min injection at a pressure of 1-4 MPa, holding for 4-6 min for reaction, carry out the extraction of reaction products and pollutants ejection unit UEGIS or swabbed we use up to 2.5 volumes of the injected treatment solution with registration of the parameters of the inflow from the reservoir.
Объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре, закачку рабочего агента ведут в циклическом режиме в центральную нагнетательную скважину, а отбор нефти ведут через добывающие скважины.The groups of wells with radial drilling of the formation are combined into 5-, 7-point elements with an injection well in the center, the working agent is injected in a cyclic mode into the central injection well, and oil is extracted through production wells.
Возможно проведение дальнейшей интенсификации добычи нефти гидрокислотным разрывом пласта. Для этого проводят исследования установкой УЭГИС и, установив пакер между уровнями радиальных отверстий, осуществляют гидрокислотный разрыв пласта.It is possible to further intensify oil production by hydroxy acid fracturing. To do this, research is carried out by the UEGIS installation and, by installing a packer between the levels of the radial holes, a hydroacid fracture is carried out.
Все закачки выполняют малопроизводительным насосом с расходом 20-80 м3/сут.All injections are performed by a low-productivity pump with a flow rate of 20-80 m 3 / day.
Импульсная закачка с выдержкой для реагирования, изменение продолжительности циклов позволяет раствору кислоты проникать в низкопроницаемые зоны пласта, серия закачка - разрядка создает процессы дренирования и очистки радиальных отверстий от частиц выбуренной породы, приводит к частичному освобождению пор коллектора от нерастворимых механических частиц. Пример конкретного выполненияPulse injection with a shutter speed for response, changing the duration of the cycles allows the acid solution to penetrate into the low-permeability zones of the formation, a series of injection - discharge creates drainage and cleaning of radial holes from drill cuttings, leads to partial release of collector pores from insoluble mechanical particles. Concrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: залежь пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением, этаж нефтеносности составляет 6 м, глубина кровли пласта 990-1020 м, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,7 м до 6,0 м. Породами-коллекторами являются пористо-проницаемые и трещиноватые известняки в различной степени глинистые и доломитизированные; пористость 15%, проницаемость 0,115 мкм2, средняя нефтенасыщенная толщина 3,5 м, вязкость нефти 123,3 мПа·с, нефтенасыщенность - 72%, плотность пластовой нефти 0,904 г/см3, газосодержание - 7 м3/т.An oil reservoir is developed with the following characteristics: a reservoir-vault type reservoir with a partial lithological restriction, the oil floor is 6 m, the depth of the formation roof is 990-1020 m, effective oil-saturated thicknesses vary from 1.7 m to 6.0 m. The reservoir rocks are porous-permeable and fractured limestones, to varying degrees, clay and dolomitic; porosity 15%, permeability 0.115 μm 2 , average oil saturated thickness 3.5 m, oil viscosity 123.3 MPa · s, oil saturation 72%, reservoir oil density 0.904 g / cm 3 , gas content 7 m 3 / t.
Залежь нефти разрабатывают 14 добывающими и 7 нагнетательными скважинами. Система размещения скважин - треугольная, сетка 300×300 м. В пределах участка организуют 5-, 7-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре. Закачку ведут в циклическом режиме с периодом 15 сут.An oil deposit is developed by 14 producing and 7 injection wells. The well placement system is triangular, the grid is 300 × 300 m. Within the area, 5-, 7-point elements with an injection well in the center are organized. The injection is carried out in a cyclic mode with a period of 15 days.
В одной из скважин бурят по 2 боковых ствола в виде радиальных отверстий в интервалах 1032 м и 1034 м сверлением и гидромониторным способом в противоположных направлениях на глубину 50 м, в пласт спускают эжекторную установку УЭГИС с пакером, закачивают 12% раствор соляной кислоты в объеме 2 м3, проводят технологическую выдержку в режиме ванны для реагирования в течение 3 час, проводят 5-кратную импульсную продавку раствора соляной кислоты в пласт в режиме цикла: 2 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку для реагирования в течение 3 ч, проводят отбор из скважины до 2,5 объема закачанного раствора обработки эжекторной установкой УЭГИС с регистрацией параметров притока из пласта.In one of the wells, 2 sidetracks are drilled in the form of radial holes in the intervals of 1032 m and 1034 m by drilling and in a hydromonitor way in opposite directions to a depth of 50 m, the UEGIS ejector unit with a packer is lowered into the formation, a 12% hydrochloric acid solution is pumped in a volume of 2 m 3 , carry out technological exposure in the bath mode for reacting for 3 hours, carry out a 5-fold pulsed injection of hydrochloric acid solution into the reservoir in the cycle mode: 2 min injection at a pressure of 3 MPa, holding for 5 min for reaction, complete the injection in discontinuous mode, carry out technological shutter speed for a response within 3 hours, select from the well up to 2.5 volumes of the injected UEGIS ejection treatment solution with recording the parameters of the inflow from the formation.
Производят закачку в пласт второй порции 12% раствора соляной кислоты в объеме 3 м3, которую проводят вначале в импульсном режиме 5 раз: 5 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме, выполняют технологическую выдержку в течение 3 ч, проводят отбор из скважины эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки.A second portion of a 12% hydrochloric acid solution is injected into the reservoir in a volume of 3 m 3 , which is carried out initially in a pulsed mode 5 times: 5 min injection at a pressure of 3 MPa, holding for 5 minutes for reaction, complete the injection in a continuous mode, and carry out technological aging in for 3 hours, the UEGIS ejector unit is sampled from the well to 2.5 volumes of the pumped treatment solution.
Производят закачку в пласт третьей порции 12% раствора соляной кислоты из расчета 0,03 м3/п.м длины радиального отверстия, вначале закачку производят в импульсном режиме 5 раз в режиме цикла: 5 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, завершают закачку в непрерывном режиме при давлении 5 МПа, выполняют технологическую выдержку в течение 3 ч, проводят 5-кратную импульсную продавку раствора кислоты нефтью в режиме цикла: 2 мин закачка при давлении 3 МПа, выдержка 5 мин для реагирования, проводят извлечение продуктов реакции и загрязняющих веществ эжекторной установкой УЭГИС до 2,5 объема закачанного раствора обработки с регистрацией параметров притока из пласта. Аналогичные мероприятия проводят на других скважинах залежи.A third portion of a 12% hydrochloric acid solution is injected into the reservoir at the rate of 0.03 m 3 / p.m of the length of the radial hole; first, it is injected in a pulsed mode 5 times in a cycle mode: 5 min, injection at a pressure of 3 MPa, holding for 5 min reaction, complete the injection in a continuous mode at a pressure of 5 MPa, carry out technological exposure for 3 hours, conduct a 5-fold pulsed injection of an acid solution with oil in a cycle mode: 2 minutes injection at a pressure of 3 MPa, hold for 5 minutes for reaction, carry out the extraction of products reactions and s polluting substances ejector installation UEGIS to 2.5 volume of injected solution to the registration processing parameters influx from the formation. Similar activities are carried out at other wells of the reservoir.
Объединяют группы скважин с радиальным вскрытием пласта в 5-точечные элементы с нагнетательной скважиной в центре. Закачку рабочего агента в центральную нагнетательную скважину ведут в циклическом режиме 15 сут. закачка - 15 сут. остановка, отбор нефти ведут через добывающие скважины.Combine groups of wells with radial drilling into 5-point elements with an injection well in the center. The working agent is injected into the central injection well in a cyclic mode for 15 days. injection - 15 days. stop, selection of oil lead through production wells.
В результате обработок призабойной зоны в трех скважинах средний прирост по нефти составил 4,2 т/сут.As a result of treatment of the bottom-hole zone in three wells, the average increase in oil amounted to 4.2 tons / day.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи на 5-7%.Application of the proposed method will increase oil recovery by 5-7%.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006141512/03A RU2312212C1 (en) | 2006-11-24 | 2006-11-24 | Development method for oil field with carbonate reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006141512/03A RU2312212C1 (en) | 2006-11-24 | 2006-11-24 | Development method for oil field with carbonate reservoir |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2312212C1 true RU2312212C1 (en) | 2007-12-10 |
Family
ID=38903885
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006141512/03A RU2312212C1 (en) | 2006-11-24 | 2006-11-24 | Development method for oil field with carbonate reservoir |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2312212C1 (en) |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2448240C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones |
| RU2451160C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir |
| RU2451176C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of formation bottomhole zone acid treatment |
| RU2509878C1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Development method of oil fringe in carbonate reservoir of complex structure |
| RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2537433C1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure |
| WO2016003303A1 (en) * | 2014-06-30 | 2016-01-07 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for planning production and injection wells |
| RU2614840C1 (en) * | 2016-06-25 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Processing method of carbonate oil reservoir |
| RU2685366C1 (en) * | 2018-06-27 | 2019-04-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well bottomhole zone treatment method |
-
2006
- 2006-11-24 RU RU2006141512/03A patent/RU2312212C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2448240C1 (en) * | 2010-09-03 | 2012-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones |
| RU2451160C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of acid treatment of bottom-hole formation zone with carbonate reservoir |
| RU2451176C1 (en) * | 2011-04-29 | 2012-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of formation bottomhole zone acid treatment |
| RU2509878C1 (en) * | 2012-09-28 | 2014-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта++" | Development method of oil fringe in carbonate reservoir of complex structure |
| RU2512216C1 (en) * | 2012-10-16 | 2014-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Treatment method of bottomhole zone |
| RU2537433C1 (en) * | 2013-10-28 | 2015-01-10 | Открытое акционерное общество "МАКойл" | Method of treatment of well bottomhole zone with low bed pressure |
| WO2016003303A1 (en) * | 2014-06-30 | 2016-01-07 | Шлюмберже Канада Лимитед | Method for planning production and injection wells |
| US10240082B2 (en) | 2014-06-30 | 2019-03-26 | Schlumberger Technology Corporation | Method for design of production wells and injection wells |
| RU2688700C2 (en) * | 2014-06-30 | 2019-05-22 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method of planning operating and injection wells |
| RU2614840C1 (en) * | 2016-06-25 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Processing method of carbonate oil reservoir |
| RU2685366C1 (en) * | 2018-06-27 | 2019-04-17 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well bottomhole zone treatment method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2312212C1 (en) | Development method for oil field with carbonate reservoir | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US4623021A (en) | Hydraulic fracturing method employing a fines control technique | |
| RU2312210C1 (en) | Acid treatment method for bottomhole zone of formation having carbonate reservoir | |
| CA2517494C (en) | Well product recovery process | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2312211C1 (en) | Method for well bottom zone treatment | |
| RU2612061C1 (en) | Recovery method of shale carbonate oil field | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| RU2336414C1 (en) | Method to develop isolated lithologically screened oil-saturated lense | |
| RU2495996C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2515651C1 (en) | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2351751C2 (en) | Method of improving hydro-dynamic connection of borehole with pay-out bed | |
| RU2627338C1 (en) | Solid carbonate oil deposits development method | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2509884C1 (en) | Development method of water-flooded oil deposit | |
| RU2176021C2 (en) | Method of forming directed vertical or horizontal fracture in formation fracturing | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2516062C1 (en) | Construction finishing method for horizontal producer | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2560018C1 (en) | Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2499885C2 (en) | Water flooding method of oil deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20131125 |