RU2320860C1 - Oil field development - Google Patents
Oil field development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2320860C1 RU2320860C1 RU2007111538/03A RU2007111538A RU2320860C1 RU 2320860 C1 RU2320860 C1 RU 2320860C1 RU 2007111538/03 A RU2007111538/03 A RU 2007111538/03A RU 2007111538 A RU2007111538 A RU 2007111538A RU 2320860 C1 RU2320860 C1 RU 2320860C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- depression
- mode
- delivery pump
- equilibrium filtration
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits at a late stage.
Известен способ разработки нефтяной залежи, согласно которому проводят отбор нефти через добывающие скважины, закачивают рабочий агент через нагнетательные скважины в циклическом режиме и проводят сейсмоакустическое воздействие в зоне стягивания. В добывающей скважине, расположенной в зоне сейсмоакустического воздействия, проводят форсированный отбор жидкости. Выход на форсированный режим осуществляют ступенчатым увеличением дебита скважины (Патент РФ № 2108449, кл. Е21В 43/20, опублик. 1998.04.10).There is a method of developing an oil reservoir, according to which the selection of oil through production wells is carried out, the working agent is pumped through injection wells in a cyclic mode, and a seismic acoustic effect is carried out in the contraction zone. In a production well located in the zone of seismic-acoustic impact, forced fluid sampling is carried out. Access to the forced mode is carried out by a stepwise increase in the flow rate of the well (RF Patent No. 2108449, class ЕВВ 43/20, published. 1998.04.10).
Способ сложен вследствие применения сейсмоакустического воздействия и недостаточно эффективен из-за применяемого насосного оборудования.The method is complicated due to the use of seismic acoustic effects and is not effective enough due to the pumping equipment used.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ нестационарного извлечения нефти из пласта. По способу периодическую депрессию осуществляют без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Режим работы последнего выбирают в интервале от максимального до минимального значения дебита. Максимальный дебит определяется потребляемой электрической мощностью насосного оборудования при частоте, не превышающей 60 Гц. Минимальное значение дебита определяется снижением потребляемой мощности насосного оборудования на 30-40%, но не приводящей к срыву извлечения жидкости на устье скважины. При этом периодически восстанавливают равновесный режим фильтрации до уменьшения обводненности добываемой продукции до значений менее 30% (Патент РФ № 2288352, кл. Е21В 43/12, опублик. 2006.11.27 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for unsteady extraction of oil from the reservoir. According to the method, periodic depression is carried out without stopping the submersible downhole pumping equipment. The mode of operation of the latter is selected in the range from the maximum to the minimum flow rate. The maximum flow rate is determined by the consumed electrical power of the pumping equipment at a frequency not exceeding 60 Hz. The minimum flow rate is determined by a decrease in the power consumption of the pumping equipment by 30-40%, but not leading to a failure of fluid extraction at the wellhead. At the same time, the equilibrium filtration mode is periodically restored to reduce the water cut of the produced products to values less than 30% (RF Patent No. 2288352, CL ЕВВ 43/12, published. 2006.11.27 - prototype).
Известный способ обеспечивает выход защемленной нефти в поровые высокопроницаемые каналы и рост средней нефтедобычи. Однако способ недостаточно эффективен вследствие применения одного насоса для отбора жидкости на разных режимах эксплуатации добывающей скважины, остановки потока жидкости в скважине при переходе от режима депрессии к режиму равновесной фильтрации и, как следствие, потере потока жидкости в пласте. Кроме того, способ требует размещения насоса на значительной глубине, практически в интервале перфорации. Это необходимо для осуществления эксплуатации скважины при разных уровнях жидкости от рабочего при равновесном режиме фильтрации до чрезвычайно низкого при режиме депрессии. Такое размещение насоса весьма затруднительно, накладывает ограничения на применяемое глубинное оборудование. Все это в конечном итоге приводит к снижению эффективности способа и уменьшению нефтеотдачи залежи.The known method provides the release of pinched oil into the pore highly permeable channels and the growth of average oil production. However, the method is not effective enough due to the use of a single pump for fluid extraction at different operating modes of the producing well, stopping the fluid flow in the well during the transition from the depression mode to the equilibrium filtration mode, and, as a result, the loss of fluid flow in the reservoir. In addition, the method requires placing the pump at a considerable depth, practically in the perforation interval. This is necessary for the operation of the well at different levels of fluid from the worker in the equilibrium filtration mode to extremely low in the depression mode. This placement of the pump is very difficult, imposes restrictions on the used downhole equipment. All this ultimately leads to a decrease in the efficiency of the method and a decrease in oil recovery deposits.
В изобретении решается задача повышения нефтеотдачи залежи.The invention solves the problem of increasing oil recovery deposits.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, периодическую депрессию в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования и периодическое восстановление равновесного режима фильтрации, согласно изобретению, добывающие скважины оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности, насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации, насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии, равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности, режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации, при этом при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации верхний насос запускают в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including the selection of liquid through production wells, injection of a working agent through injection wells, periodic depression in production wells without stopping the submersible pumping equipment and periodically restoring the equilibrium filtration mode, according to the invention, the production wells are equipped with two depth pumps of different capacities, a pump of lower capacity is placed on top of the working depth of the equilibrium mode filtering mode, a pump with a higher capacity is placed below the working depth of the depression mode, an equilibrium filtration mode is provided with a pump with a lower capacity when a pump with a higher capacity is turned off, a depression mode is provided with a pump with a higher capacity when a pump with a lower capacity is turned off and the liquid level in the well decreases below the working depth equilibrium filtration mode, while moving from the depression mode to the equilibrium filtration mode a second pump start work immediately upon reaching the liquid level in the well at the depth of the pump performance with preservation fluid flow in the wellbore.
Способ может быть реализован с двумя колоннами насосно-компрессорных труб и насосами в каждой.The method can be implemented with two columns of tubing and pumps in each.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) отбор жидкости через добывающие скважины;1) fluid withdrawal through production wells;
2) закачка рабочего агента через нагнетательные скважины;2) injection of a working agent through injection wells;
3) периодическая депрессия в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования;3) periodic depression in production wells without stopping submersible downhole pumping equipment;
4) периодическое восстановление равновесного режима фильтрации;4) periodic restoration of the equilibrium filtration regime;
5) оборудование добывающих скважин двумя глубинными насосами разной производительности;5) equipment of production wells with two deep pumps of different capacities;
6) размещение насоса меньшей производительности сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации;6) placing the pump of lower capacity on top at the working depth of the equilibrium filtration mode;
7) размещение насоса большей производительности снизу на рабочей глубине режима депрессии;7) placement of a pump of greater productivity from below at the working depth of the depression mode;
8) обеспечение равновесного режима фильтрации работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности;8) ensuring an equilibrium filtration mode with a pump with a lower capacity when the pump with a higher capacity is turned off;
9) обеспечение режима депрессии работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации;9) providing a depression mode with a pump with a higher capacity when the pump is turned off with a lower capacity and with a decrease in the liquid level in the well below the working depth of the equilibrium filtration mode;
10) при переходе от режима депрессии к равновесному режиму фильтрации запуск верхнего насоса в работу сразу по достижении уровня жидкости в скважине глубины насоса меньшей производительности с сохранением потока жидкости в скважине;10) during the transition from the depression mode to the equilibrium filtration mode, the start of the upper pump starts immediately after the liquid level in the well reaches the depth of the pump of lower productivity while maintaining the flow of liquid in the well;
11) размещение насосов в двух колоннах насосно-компрессорных труб.11) placement of pumps in two columns of tubing.
Признаки 1-4 являются общими с прототипом, признаки 5-10 являются существенными отличительными признаками изобретения, признак 11 является частным признаком изобретения.Signs 1-4 are common with the prototype, signs 5-10 are the salient features of the invention, sign 11 is a particular feature of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи происходит выработка запасов в околоскважинной зоне и, в основном, в высокопроницаемых зонах пласта. Для вовлечения в разработку удаленных от добывающей скважины низкопроницаемых зон залежи применяют форсированный отбор жидкости из скважины со значительным снижением уровня жидкости в скважине и соответственно забойного давления - режим депрессии. В результате резкого увеличения отбора жидкости происходит частичное смыкание трещин в околоскважинном пространстве, начинает реагировать удаленная от забоя скважины слабодренируемая зона с сетью мелких трещин. Обводненность добываемой жидкости может снижаться на начальном этапе форсировки на 10 и более %. При возвращении к обычному режиму эксплуатации скважины - равновесному режиму фильтрации постепенно забойное давление начинает увеличиваться, эффективность мероприятия начинает снижаться из-за роста обводненности добываемой продукции.When developing an oil reservoir, reserves are developed in the near-wellbore zone and, mainly, in highly permeable zones of the reservoir. To engage in the development of low-permeability reservoir zones remote from the production well, forced fluid withdrawal from the well is used with a significant decrease in the liquid level in the well and, correspondingly, downhole pressure - depression mode. As a result of a sharp increase in fluid withdrawal, partial closure of cracks in the near-wellbore space occurs, a weakly drained zone remote from the bottom of the well begins to react with a network of small cracks. The water content of the produced fluid may decrease at the initial stage of forcing by 10% or more. Upon returning to the normal mode of operation of the well - the equilibrium mode of filtration, the bottomhole pressure gradually begins to increase, the effectiveness of the measure begins to decrease due to the increase in water cut of the produced products.
Существующие технологии форсированного отбора не всегда бывают эффективными вследствие применения одного насоса для отбора жидкости на разных режимах эксплуатации добывающей скважины, остановки потока жидкости в скважине при переходе от режима депрессии к режиму равновесной фильтрации и, как следствие, потере потока жидкости в пласте. Все это в конечном итоге приводит к снижению эффективности способа и уменьшению нефтеотдачи залежи. В предложенном способе решается задача повышения нефтеотдачи залежи за счет устранения перечисленных недостатков. Задача решается следующим образом.Existing forced selection technologies are not always effective due to the use of a single pump for liquid selection at different operating modes of the producing well, stopping the fluid flow in the well during the transition from the depression mode to the equilibrium filtration mode, and, as a result, the loss of fluid flow in the reservoir. All this ultimately leads to a decrease in the efficiency of the method and a decrease in oil recovery deposits. The proposed method solves the problem of increasing oil recovery by eliminating the above disadvantages. The problem is solved as follows.
Добывающую скважину, снабженную одной колонной насосно-компрессорных труб, оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности размещают сверху на рабочей глубине равновесного режима фильтрации. Это может быть штанговый глубинный насос или любой другой насос, через который возможно прохождение жидкости при его отключении. Насос большей производительности размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии. Это может быть электроцентробежный насос, к которому питание подводят по кабелю, закрепленному на внешней поверхности колонны насосно-компрессорных труб. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Режим депрессии обеспечивают работой насоса большей производительности при выключенном насосе меньшей производительности и со снижением уровня жидкости в скважине ниже рабочей глубины равновесного режима фильтрации. При разработке нефтяной залежи ведут отбор жидкости через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Периодическую депрессию выполняют в добывающих скважинах без остановки погружного скважинного насосного оборудования. Для этого одновременно выключают верхний насос меньшей производительности и включают нижний насос большей производительности. Жидкость отбирают по колонне насосно-компрессорных труб. В результате уровень жидкости в скважине снижается ниже глубины верхнего насоса. Эксплуатируют скважину в таком режиме депрессии до снижения обводненности добываемой продукции. После этого выключают нижний насос и ожидают подъема уровня жидкости в скважине до глубины нижнего насоса. Запускают верхний насос, поддерживая поток жидкости в скважине, и выполняют восстановление равновесного режима фильтрации. Циклы перехода от одного режима к другому и обратно периодически повторяют до прекращения эффекта по снижению обводненности жидкости.A production well equipped with one tubing string is equipped with two deep pumps of different capacities. A pump of lower capacity is placed on top of the working depth of the equilibrium filtration mode. This may be a sucker rod pump or any other pump through which the passage of fluid is possible when it is turned off. A pump with a higher capacity is placed at the bottom at the working depth of the depression mode. This can be an electric centrifugal pump, to which power is supplied via a cable fixed to the outer surface of the tubing string. The equilibrium filtration mode provides a pump with a lower capacity when the pump is turned off with a higher capacity. The depression mode provides the pump with higher performance when the pump is turned off with lower productivity and with a decrease in the liquid level in the well below the working depth of the equilibrium filtration mode. When developing an oil reservoir, liquid is taken through production wells, and a working agent is injected through injection wells. Periodic depression is performed in production wells without stopping the submersible downhole pumping equipment. To do this, simultaneously turn off the upper pump of lower capacity and turn on the lower pump of higher capacity. The fluid is taken from the tubing string. As a result, the fluid level in the well decreases below the depth of the upper pump. The well is operated in this mode of depression until the water cut of the produced products is reduced. After that, the lower pump is turned off and the liquid level in the well is expected to rise to the depth of the lower pump. The upper pump is started, maintaining the flow of fluid in the well, and the equilibrium filtration mode is restored. The cycles of transition from one regime to another and vice versa are periodically repeated until the effect of reducing the water content of the liquid ceases.
Способ может быть реализован с двумя колоннами насосно-компрессорных труб и насосами в каждой.The method can be implemented with two columns of tubing and pumps in each.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: пористость - 15,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм2, нефтенасыщенность - 74%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 595 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 10 м, начальное пластовое давление - 7,5 МПа, пластовая температура - 23°С, параметры пластовой нефти: плотность - 884 кг/м3, вязкость - 52 мПа·с, давление насыщения - 1,8 МПа, газосодержание - 5,5 м3/т, содержание серы - 1,64%. На участке залежи ведут отбор нефти через 24 добывающие скважины и закачку рабочего агента через 5 нагнетательных скважин. В качестве рабочего агента при заводнении залежи и при интенсификационных работах применяют пластовую воду. 2 добывающие скважины имеют обводненность добываемой продукции 99,0-99,9%. На этих скважинах проводят работы согласно заявленного способа.Example 1. An oil reservoir is developed with the following characteristics: porosity - 15.4%, average permeability - 0.12 μm 2 , oil saturation - 74%, absolute mark of water-oil contact - 595 m, average oil-saturated thickness - 10 m, initial reservoir pressure - 7.5 MPa, reservoir temperature - 23 ° C, reservoir oil parameters: density - 884 kg / m 3 , viscosity - 52 MPa · s, saturation pressure - 1.8 MPa, gas content - 5.5 m 3 / t, content sulfur - 1.64%. On the site of the deposit, oil is taken through 24 production wells and the injection of the working agent through 5 injection wells. Formation water is used as a working agent in the flooding of the reservoir and during intensification work. 2 producing wells have a water cut of produced products of 99.0-99.9%. At these wells, work is carried out according to the claimed method.
Добывающую скважину, снабженную одной колонной насосно-компрессорных труб, оборудуют двумя глубинными насосами разной производительности. Насос меньшей производительности типа 25-175-RHAM-12-4-2-2 размещают сверху на рабочей глубине 350 м, т.е. на глубине равновесного режима фильтрации. Насос большей производительности типа ЭЦН5А-400-1050 размещают снизу на рабочей глубине режима депрессии 750 м. Равновесный режим фильтрации обеспечивают работой насоса меньшей производительности при выключенном насосе большей производительности. Верхним насосом эксплуатируют скважину с отбором 9 м3/сут по жидкости, 1,1 т/сут по нефти, с обводненностью 88,2%, с пластовым давлением 7,8 МПа, забойным давлением 6,5 МПа. Переводят скважину в режим депрессии. Для этого одновременно выключают верхний насос меньшей производительности и включают нижний насос большей производительности. Отбирают жидкость по колонне насосно-компрессорных труб в объеме 444 м3/сут. В результате уровень жидкости в скважине снижается до глубины 490 м, т.е. ниже глубины верхнего насоса. Забойное давление с 6,5 МПа снижается до 2,9 МПа. Эксплуатируют скважину в таком режиме депрессии до снижения обводненности добываемой продукции на 10%. После этого выключают нижний насос и ожидают подъема уровня жидкости в скважине до глубины нижнего насоса. Запускают верхний насос, поддерживая поток жидкости в скважине, и выполняют восстановление равновесного режима фильтрации. Циклы перехода от одного режима к другому и обратно периодически повторяют до прекращения эффекта по снижению обводненности жидкости.A production well equipped with one tubing string is equipped with two deep pumps of different capacities. A pump of lower capacity type 25-175-RHAM-12-4-2-2 is placed on top at a working depth of 350 m, i.e. at the depth of the equilibrium filtration regime. A pump with a higher capacity, type ЭЦН5А-400-1050, is placed below at a working depth of the depression mode of 750 m. The equilibrium filtration mode provides a pump with a lower capacity when the larger pump is turned off. A well is operated by the upper pump with a sampling of 9 m 3 / day for liquid, 1.1 t / day for oil, with a water cut of 88.2%, with a reservoir pressure of 7.8 MPa, a bottomhole pressure of 6.5 MPa. The well is put into depression mode. To do this, simultaneously turn off the upper pump of lower capacity and turn on the lower pump of higher capacity. Liquid is taken from the tubing string in a volume of 444 m 3 / day. As a result, the fluid level in the well decreases to a depth of 490 m, i.e. below the depth of the top pump. Downhole pressure decreases from 6.5 MPa to 2.9 MPa. The well is operated in this mode of depression until the water cut of the produced products is reduced by 10%. After that, the lower pump is turned off and the liquid level in the well is expected to rise to the depth of the lower pump. The upper pump is started, maintaining the flow of fluid in the well, and the equilibrium filtration mode is restored. The cycles of transition from one regime to another and vice versa are periodically repeated until the effect of reducing the water content of the liquid ceases.
Пример 2. Выполняют как пример 1, но в скважину спускают 2 колонны насосно-компрессорных труб. В одной колонне размещают верхний насос, в другой - нижний насос. В остальном выполняют действия согласно примера 1.Example 2. Perform as example 1, but 2 columns of tubing are lowered into the well. The upper pump is placed in one column, and the lower pump in the other. Otherwise, perform the actions according to example 1.
В результате нефтеотдача залежи увеличивается на 0,4%. В тех же условиях по прототипу удается повысить нефтеотдачу лишь на 0,2%.As a result, oil recovery increases by 0.4%. In the same conditions, the prototype manages to increase oil recovery by only 0.2%.
Применение предложенного способа позволит повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will improve oil recovery deposits.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007111538/03A RU2320860C1 (en) | 2007-03-29 | 2007-03-29 | Oil field development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007111538/03A RU2320860C1 (en) | 2007-03-29 | 2007-03-29 | Oil field development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2320860C1 true RU2320860C1 (en) | 2008-03-27 |
Family
ID=39366334
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007111538/03A RU2320860C1 (en) | 2007-03-29 | 2007-03-29 | Oil field development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2320860C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473784C1 (en) * | 2012-03-28 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| CN112395730A (en) * | 2019-08-12 | 2021-02-23 | 北京国双科技有限公司 | Method and device for determining working fluid level depth parameter of pumping well |
| CN112487699A (en) * | 2019-09-11 | 2021-03-12 | 北京国双科技有限公司 | Working fluid level determining method, working fluid level determining model obtaining method and related equipment |
-
2007
- 2007-03-29 RU RU2007111538/03A patent/RU2320860C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2473784C1 (en) * | 2012-03-28 | 2013-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| CN112395730A (en) * | 2019-08-12 | 2021-02-23 | 北京国双科技有限公司 | Method and device for determining working fluid level depth parameter of pumping well |
| CN112487699A (en) * | 2019-09-11 | 2021-03-12 | 北京国双科技有限公司 | Working fluid level determining method, working fluid level determining model obtaining method and related equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2012129363A (en) | MULTI-STAGE SOLVENT EXTRACTION METHOD FOR HEAVY OIL DEPOSITS | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU2011117402A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION AND OTHER RESERVOIR FLUIDS FROM THE COLLECTOR (OPTIONS) | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
| RU2261986C1 (en) | Method for complex well bottom zone treatment | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2382181C1 (en) | Well operation method | |
| RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
| RU2282025C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU2290497C1 (en) | Oil extraction method | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| RU2285789C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| RU2344279C1 (en) | Method of high-viscosity oil pool development |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140330 |