RU2323331C1 - Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection - Google Patents
Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection Download PDFInfo
- Publication number
- RU2323331C1 RU2323331C1 RU2007116436/03A RU2007116436A RU2323331C1 RU 2323331 C1 RU2323331 C1 RU 2323331C1 RU 2007116436/03 A RU2007116436/03 A RU 2007116436/03A RU 2007116436 A RU2007116436 A RU 2007116436A RU 2323331 C1 RU2323331 C1 RU 2323331C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- working agent
- reservoir
- injection
- pressure
- flow rate
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента в пласты через нагнетательные скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir using simultaneously separate injection of a working agent into formations through injection wells.
Известен способ одновременно раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, включающий закачку рабочего агента через одну колонну труб в разные пласты (Патент РФ №2211311, опубл. 2003.08.27).There is a method of simultaneously separately developing several operational facilities, including pumping a working agent through one pipe string into different layers (RF Patent No. 2211311, publ. 2003.08.27).
Известный способ не позволяет регулировать расходы и давления закачки рабочего агента в разные пласты в зависимости от характеристик этих пластов, не позволяет закачивать разные рабочие агенты в разные пласты.The known method does not allow you to adjust the flow rate and pressure of the injection of the working agent in different layers, depending on the characteristics of these layers, does not allow to pump different working agents in different layers.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины, по крайней мере, одной колонны труб со спущенным ниже верхнего пласта пакером, посадку пакера и его опрессовку, определение минимального давления поглощения и/или приемистости каждого пласта, закачку и замер расхода рабочего агента. Спускают выше пакера, по меньшей мере, один посадочный узел со съемным клапаном для закачки в верхний пласт рабочего агента, последний подают с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласт через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах, измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины, определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера, находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт, сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями, причем при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники, определяют и изменяют их характеристики и/или параметры, после чего повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (Патент РФ №2253009, опубл. 2005.05.27 - прототип).Closest to the invention, the technical essence is a method for simultaneously separately operating several formations of one injection well, comprising lowering at least one pipe string into the production casing of a well with a packer lowered below the upper formation, planting the packer and crimping it, determining the minimum absorption pressure and / or injectivity of each layer, injection and measurement of the flow rate of the working agent. At least one landing assembly with a removable valve for injection into the upper layer of the working agent is lowered above the packer, the latter is fed from the mouth into the cavity of the pipe string at a given pressure, directing it to the upper and / or lower layer through the corresponding removable valves in the landing nodes measure on the surface the total consumption of the working agent, wellhead pressure and / or temperature in the cavity of the pipe string and the annulus of the well, determine the bottomhole pressure of the upper reservoir, the pressure in the pipe string and annulus at the depth of the removable valve in the landing unit above the packer, find the flow rate of the working agent pumped into the upper layer through the removable valve, subtract it from the total and determine the flow rate of the working agent pumped into the lower layer, compare the actual flow rates of the working agent for the layers with their design values, moreover if they differ, the wellhead pressure is changed and / or removable valves are removed for one or both layers from the landing units using cable technology, their characteristics and / or parameters are determined and changed, after four re-install each removable valve in the appropriate landing site using cable technology and continue to pump the working agent through them into the appropriate layers (RF Patent No. 22253009, publ. 2005.05.27 - prototype).
Известный способ не позволяет устанавливать избирательные режимы закачки рабочего агента в разные пласты, имеющие разные характеристики.The known method does not allow you to set the selective injection modes of the working agent in different reservoirs having different characteristics.
В изобретении решается задача заводнения пластов с разными характеристиками.The invention solves the problem of flooding formations with different characteristics.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента, включающем спуск в эксплуатационную колонну скважины двух колонн труб со спущенным ниже верхнего пласта пакером, посадку пакера и его опрессовку и закачку рабочего агента в пласты, согласно изобретению для нижнего высокопроницаемого пласта определяют разницу между общим расходом рабочего агента при закачке через нагнетательные скважины и общим отбором жидкости через добывающие скважины, ограничивают закачку рабочего агента в нижний пласт в объеме этой разницы, высвободившийся объем рабочего агента закачивают в верхний низкопроницаемый пласт, для верхнего пласта определяют максимальное давление закачки и расход рабочего агента, при которых пласт принимает рабочий агент без снижения объема закачки с течением времени, и закачивают рабочий агент с определенными таким образом давлением и расходом, при этом расход рабочего агента в верхний пласт регулируют штуцированием.The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil reservoir using simultaneously separate injection of the working agent, including the descent into the production casing of the well of two pipe columns with the packer lowered below the upper formation, the packing of the packer and its crimping and pumping of the working agent into the reservoirs, according to the invention for the lower highly permeable formation determine the difference between the total flow of the working agent during injection through injection wells and the total withdrawal of fluid through production wells, limits they inject the working agent into the lower layer in the amount of this difference, the released volume of the working agent is pumped into the upper low-permeability layer, for the upper layer, determine the maximum injection pressure and flow rate of the working agent, at which the reservoir takes the working agent without reducing the injection volume over time, and inject the working agent with the pressure and flow rate determined in this way, while the flow rate of the working agent into the upper formation is controlled by fitting.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. спуск в эксплуатационную колонну скважины двух колонн труб со спущенным ниже верхнего пласта пакером;1. descent into the production casing of the well of two pipe columns with a packer lowered below the upper layer;
2. посадка пакера и его опрессовка;2. landing the packer and its crimping;
3. закачка рабочего агента в пласты;3. injection of the working agent into the reservoirs;
4. для нижнего высокопроницаемого пласта определение разницы между общим расходом рабочего агента при закачке через нагнетательные скважины и общим отбором жидкости через добывающие скважины;4. for the lower highly permeable formation, determining the difference between the total flow rate of the working agent during injection through injection wells and the total withdrawal of fluid through production wells;
5. ограничение закачки рабочего агента в нижний пласт в объеме этой разницы;5. limiting the injection of the working agent into the lower layer in the amount of this difference;
6. закачка высвободившегося объема рабочего агента в верхний низкопроницаемый пласт;6. injection of the released volume of the working agent into the upper low-permeability layer;
7. для верхнего пласта определение максимального давления закачки и расхода рабочего агента, при которых пласт принимает рабочий агент без снижения объема закачки с течением времени, и закачивают рабочий агент с определенными таким образом давлением и расходом;7. for the upper reservoir, determining the maximum injection pressure and flow rate of the working agent, at which the reservoir takes the working agent without reducing the injection volume over time, and the working agent is pumped with the pressure and flow rate thus determined;
8. регулируют расход рабочего агента в верхний пласт штуцированием.8. regulate the flow rate of the working agent into the upper layer by plating.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4-8 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1-3 are common with the prototype, signs 4-8 are the salient features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Совместная эксплуатация неоднородных пластов снижает эффективность их разработки. Недостатки в данном случае связаны с самопроизвольным отключением низкопроницаемых пластов в нагнетательных скважинах, из-за чего пластовые давления в соседних добывающих и темпы выработки запасов остаются низкими. Невысокая эффективность разработки объясняется также снижением приемистости пластов с ростом их числа в разрезе и причем не только в пластах малой толщины, но и в базовых. Вследствие этого для закачки рабочего агента в пласты применяют технологии одновременно раздельной закачки. Однако известные решения не позволяют воздействовать на оба пласта при условии максимального потребления одним из пластов всего объема закачиваемой в скважину воды. Кроме того, неоднородные пласты не способны в полной мере воспринимать весь объем рабочего агента, рассчитанный на среднюю проницаемость и прочие средние показатели пласта. Часть рабочего агента безвозвратно теряется за счет превышения выше оптимального пластового давления и перетоков рабочего агента в смежные области залежи.Joint operation of heterogeneous formations reduces the efficiency of their development. The disadvantages in this case are associated with the spontaneous shutdown of low-permeability formations in injection wells, because of which reservoir pressures in neighboring producers and the rate of reserves development remain low. The low development efficiency is also due to a decrease in the injectivity of the formations with an increase in their number in the section and, moreover, not only in the strata of small thickness, but also in the base ones. As a result, technologies for simultaneous separate injection are used to pump the working agent into the reservoirs. However, the known solutions do not allow affecting both layers, provided that one of the layers consumes the entire amount of water pumped into the well. In addition, heterogeneous formations are not able to fully absorb the entire volume of the working agent, calculated on the average permeability and other average formation parameters. Part of the working agent is irretrievably lost due to the excess of the optimum reservoir pressure and overflows of the working agent to adjacent areas of the deposit.
В изобретении решается задача заводнения обоих пластов в условиях максимального потребления одним из пластов всего объема закачиваемой в скважину воды. Задача решается следующим образом.The invention solves the problem of flooding both formations under conditions of maximum consumption by one of the formations of the total volume of water pumped into the well. The problem is solved as follows.
При разработке многопластовой нефтяной залежи с применением одновременно раздельной закачки рабочего агента для осуществления способа выбирают пласты, характеризующиеся зональной и послойной неоднородностью и имеющие перемычку между разобщенными пластами толщиной не менее 3 м. Спускают в эксплуатационную колонну скважины две колонны труб со спущенным ниже верхнего пласта пакером, выполняют посадку пакера и его опрессовку. По условиям разработки определяют минимально допустимую потребность в рабочем агенте нижнего высокопроницаемого пласта. Для нижнего высокопроницаемого пласта определяют разницу между общим расходом рабочего агента при закачке через нагнетательные скважины и общим отбором жидкости через добывающие скважины, ограничивают закачку рабочего агента в нижний пласт в объеме этой разницы, высвободившийся объем рабочего агента закачивают в верхний низкопроницаемый пласт.When developing a multilayer oil reservoir using simultaneously separate injection of the working agent, for the method implementation, formations are selected that are characterized by zonal and layer-by-layer heterogeneity and have a jumper between separated layers of at least 3 m thick. Two pipe strings are lowered into the production casing with a packer lowered below the upper stratum, carry out the landing of the packer and its crimping. According to the development conditions, the minimum allowable need for a working agent of the lower highly permeable layer is determined. For the lower highly permeable formation, the difference between the total flow rate of the working agent during injection through injection wells and the total liquid withdrawal through production wells is determined, the injection of the working agent into the lower formation is limited in the amount of this difference, the released volume of the working agent is pumped into the upper low-permeability formation.
Для верхнего пласта определяют максимальное давление закачки и расход рабочего агента, при которых пласт принимает рабочий агент без снижения объема закачки с течением времени, и закачивают рабочий агент с определенными таким образом давлением и расходом, при этом расход рабочего агента в верхний пласт регулируют штуцированием. При закачке рабочего агента в верхний низкопроницаемый пласт было замечено, что с увеличением давления закачки и расхода рабочего агента пласт начинает меньше принимать, нагнетательная скважина как бы захлопывается и перестает принимать рабочий агент. Это может происходить при обычно применяемых режимах закачки с давлением порядка 10-15 МПа и расходом в пределах 160-450 м3/сут. Увеличение давления вплоть до давления разрыва пласта не приводит к появлению приемистости. Таким образом, для пласта существует оптимальное давление и расход, при которых не происходит снижения приемистости с течением времени. Это давление и расход определяют опытным путем и на определенных таким образом режимах производят закачку рабочего агента в пласт.For the upper reservoir, the maximum injection pressure and flow rate of the working agent are determined, at which the reservoir accepts the working agent without reducing the injection volume over time, and the working agent is pumped with the pressure and flow rate determined in this way, while the flow of the working agent into the upper reservoir is controlled by fitting. When injecting the working agent into the upper low-permeability layer, it was noticed that with increasing injection pressure and flow rate of the working agent, the formation begins to take less, the injection well closes and ceases to accept the working agent. This can occur with commonly used injection modes with a pressure of the order of 10-15 MPa and a flow rate in the range of 160-450 m 3 / day. The increase in pressure up to the pressure of the fracture does not lead to the appearance of injectivity. Thus, for the reservoir there is an optimal pressure and flow rate at which there is no decrease in injectivity over time. This pressure and flow rate are determined empirically and at the conditions determined in this way, the working agent is injected into the formation.
Закачивают рабочий агент в верхний пласт до превышения пластового давления в реагирующих добывающих скважинах и уменьшают пластовое давление на участке залежи за счет работы добывающих скважин, например, за счет увеличения отборов.The working agent is pumped into the upper reservoir until the reservoir pressure in the reacting producing wells is exceeded and the reservoir pressure in the reservoir area is reduced due to the operation of the producing wells, for example, due to an increase in production.
В качестве рабочего агента может быть использована пластовая, подтоварная пресная вода, вода от межскважинной перекачки жидкости и т.п.As a working agent, formation, commercial fresh water, water from inter-well fluid pumping, etc. can be used.
Применение способа позволяет осуществлять независимое регулирование закачки по пластам, индивидуальный учет закачки и отборов по пластам, возможность подачи пресной, сточной, пластовой воды как в два пласта один агент, так и в разные пласты разные агенты, возможность установки штуцера при закачке рабочего агента в пласт, возможность остановки (либо работы) каждого пласта в отдельности при необходимости проведения регулировочных мероприятий по выравниванию пластовых давлений с целью проведения ремонтных работ как на добывающих, так и на нагнетательных скважинах, возможность организации системы межскважинной перекачки жидкости по нефтевытеснению в глинистых коллекторах, возможность получения информации по профилю, пластовому давлению, забойному давлению по каждому из пластов скважины, возможность закачки антикоррозионной жидкости в межтрубное пространство скважины, возможность проведения обработки призабойной зоны по одному пласту без подъема (извлечения) глубинно-насосного оборудования по другому пласту.The application of the method allows for independent regulation of injection in the reservoirs, individual accounting of injection and withdrawals in the reservoirs, the ability to supply fresh, waste, produced water to two layers of one agent and different agents of different layers, the ability to install a nozzle when pumping a working agent into the reservoir , the ability to stop (or work) each formation separately if necessary, to carry out adjustment measures to equalize reservoir pressures in order to carry out repair work on both mining and injection wells, the possibility of organizing a cross-hole fluid pumping system for oil displacement in clay reservoirs, the ability to obtain information on the profile, reservoir pressure, bottomhole pressure for each of the layers of the well, the ability to pump anti-corrosive fluid into the annulus of the well, the possibility of processing the bottom-hole zone in one layer without lifting (extracting) deep-well pumping equipment in another layer.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь.A multilayer oil reservoir is being developed.
Нижний пласт имеет следующие характеристики: пористость - 18,4%, средняя проницаемость - 0,12 мкм2, нефтенасыщенность - 71,1%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1485 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 4 м, начальное пластовое давление - 15 МПа, пластовая температура - 31°С, параметры пластовой нефти: плотность - 865 кг/м3, вязкость - 16 мПа·с, давление насыщения - 8 МПа, газосодержание - 47,5 м3/т, содержание серы - 1,64%. Коллектор - терригенный. Пласт характеризуется зональной и послойной неоднородностью.The lower layer has the following characteristics: porosity - 18.4%, average permeability - 0.12 μm 2 , oil saturation - 71.1%, absolute mark of water-oil contact - 1485 m, average oil-saturated thickness - 4 m, initial reservoir pressure - 15 MPa , reservoir temperature - 31 ° С, reservoir oil parameters: density - 865 kg / m 3 , viscosity - 16 MPa · s, saturation pressure - 8 MPa, gas content - 47.5 m 3 / t, sulfur content - 1.64% . The collector is terrigenous. The layer is characterized by zonal and layer-by-layer heterogeneity.
Верхний пласт имеет следующие характеристики: пористость - 22%, средняя проницаемость - 0,2 мкм2, нефтенасыщенность - 65%, абсолютная отметка водонефтяного контакта - 1050 м, средняя нефтенасыщенная толщина - 3,8 м, начальное пластовое давление - 10,5 МПа, пластовая температура - 26°С, параметры пластовой нефти: плотность - 884 кг/м3, вязкость -17 мПа·с, давление насыщения - 8,5 МПа, газосодержание - 52,5 м3/т, содержание серы - 1,32%. Коллектор - карбонатный. Пласт характеризуется зональной и послойной неоднородностью.The upper layer has the following characteristics: porosity - 22%, average permeability - 0.2 μm 2 , oil saturation - 65%, absolute mark of water-oil contact - 1050 m, average oil-saturated thickness - 3.8 m, initial reservoir pressure - 10.5 MPa , reservoir temperature - 26 ° C, reservoir oil parameters: density - 884 kg / m 3 , viscosity -17 MPa · s, saturation pressure - 8.5 MPa, gas content - 52.5 m 3 / t, sulfur content - 1, 32% The collector is carbonate. The layer is characterized by zonal and layer-by-layer heterogeneity.
Обсадная колонна скважины выполнена из труб 5′′. Скважину оборудуют двумя колоннами насосно-компрессорных труб. Одну колонну из труб 2′′ с пакером спускают к нижнему пласту и устанавливают пакер над кровлей нижнего пласта. Эту колонну через трубопроводы и задвижки соединяют с водоводом. Вторую колонну из труб 1,5′′ спускают к кровле верхнего пласта.Well casing is made of 5 ″ pipes. The well is equipped with two columns of tubing. One column of pipes 2 ″ with a packer is lowered to the lower layer and the packer is installed above the roof of the lower layer. This column through pipelines and valves is connected to the conduit. A second column of 1.5 ″ pipes is lowered to the roof of the upper layer.
На участке разработки по водоводу в нижний пласт закачивают весь объем подаваемого рабочего агента - пластовой воды с расходом до 400 м3/сут. При этом отбор жидкости на участке разработки составляет 320-360 м3/сут. Ограничивают расход рабочего агента на 10%, т.е. до 360 м3/сут. Образовавшийся излишек рабочего агента в 40 м3/сут. направляют в верхний пласт. Для верхнего пласта определяют максимальное давление закачки и расход рабочего агента, при которых пласт принимает рабочий агент без снижения объема закачки с течением времени. Такое давление составляет 9 МПа и расход порядка 80 м3/сут. Закачивают рабочий агент с определенными таким образом давлением и расходом, при этом расход рабочего агента в верхний пласт регулируют штуцированием.At the development site through a water main, the entire volume of the supplied working agent, produced water, is pumped into the lower layer with a flow rate of up to 400 m 3 / day. Moreover, the fluid withdrawal at the development site is 320-360 m 3 / day. Limit the consumption of the working agent by 10%, i.e. up to 360 m 3 / day. The resulting excess working agent in 40 m 3 / day. sent to the upper layer. For the upper reservoir, the maximum injection pressure and the flow rate of the working agent are determined at which the reservoir accepts the working agent without reducing the injection volume over time. This pressure is 9 MPa and flow rate of about 80 m 3 / day. The working agent is pumped with the pressure and flow rate determined in this way, while the flow rate of the working agent into the upper formation is controlled by fitting.
При разработке залежи закачивают рабочий агент в верхний пласт до превышения пластового давления в реагирующих добывающих скважинах на 0,5 МПа и уменьшают пластовое давление на участке залежи за счет работы добывающих скважин на ту же величину.When developing the reservoir, the working agent is pumped into the upper reservoir until the reservoir pressure in reacting producing wells is exceeded by 0.5 MPa and the reservoir pressure in the reservoir section is reduced due to the operation of the producing wells by the same amount.
В результате удается решить задачу заводнения обоих пластов в условиях максимального потребления одним из пластов всего объема закачиваемой в скважину воды, сохранить добычу из нижнего пласта и увеличить добычу из верхнего пласта на 10%.As a result, it is possible to solve the problem of water flooding of both reservoirs under conditions of maximum consumption by one of the reservoirs of the total volume of water pumped into the well, to save production from the lower reservoir and to increase production from the upper reservoir by 10%.
Применение предложенного способа позволит более полно вырабатывать запасы нефти заводнением.The application of the proposed method will more fully develop oil reserves by water flooding.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007116436/03A RU2323331C1 (en) | 2007-05-03 | 2007-05-03 | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007116436/03A RU2323331C1 (en) | 2007-05-03 | 2007-05-03 | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2323331C1 true RU2323331C1 (en) | 2008-04-27 |
Family
ID=39453142
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007116436/03A RU2323331C1 (en) | 2007-05-03 | 2007-05-03 | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2323331C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474676C1 (en) * | 2012-04-09 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multiformation oil deposit development method |
| RU2478772C2 (en) * | 2011-03-11 | 2013-04-10 | Андрей Михайлович Овсянкин | Device for combined and separate operation and maintenance of formation pressure in two productive formations in off-line mode |
| RU2528306C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for two production facilities of multilayer oil deposit |
| RU2527957C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
-
2007
- 2007-05-03 RU RU2007116436/03A patent/RU2323331C1/en active
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2478772C2 (en) * | 2011-03-11 | 2013-04-10 | Андрей Михайлович Овсянкин | Device for combined and separate operation and maintenance of formation pressure in two productive formations in off-line mode |
| RU2474676C1 (en) * | 2012-04-09 | 2013-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multiformation oil deposit development method |
| RU2528306C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for two production facilities of multilayer oil deposit |
| RU2527957C1 (en) * | 2013-11-18 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for four production facilities of multilayer oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20200270975A1 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| CN103998783A (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
| RU2253009C1 (en) | Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2386017C1 (en) | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation | |
| RU2485291C1 (en) | Development method of productive formation with low-permeability section | |
| CN112343560A (en) | Fracturing and sand prevention combined process method for exploiting low-permeability reservoir natural gas hydrate | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2737043C1 (en) | Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit | |
| RU2297525C2 (en) | Method for full extraction of productive formations of oil and gas deposits | |
| RU2474678C1 (en) | Development method of oil deposit with horizontal wells | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2370640C1 (en) | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes | |
| RU2439298C1 (en) | Method of development of massive oil field with laminar irregularities | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2490436C1 (en) | Well operation method | |
| RU2295632C1 (en) | Method for well drilling and development of multihorizon hydrocarbon field characterized by non-uniform geological conditions of productive bed attitudes | |
| RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
| RU2282024C1 (en) | Method for productive bed development | |
| RU2355873C1 (en) | Well operating procedure | |
| RU2523318C1 (en) | Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field | |
| RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
| RU2583471C1 (en) | Method for development of multilayer oil reservoir | |
| RU2591291C1 (en) | Method for development of multi-pay oil deposit (versions) |