RU2463444C1 - Method to develop oil pool - Google Patents
Method to develop oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- RU2463444C1 RU2463444C1 RU2011114507/03A RU2011114507A RU2463444C1 RU 2463444 C1 RU2463444 C1 RU 2463444C1 RU 2011114507/03 A RU2011114507/03 A RU 2011114507/03A RU 2011114507 A RU2011114507 A RU 2011114507A RU 2463444 C1 RU2463444 C1 RU 2463444C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- oil
- injection
- water cut
- production
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Water Treatments (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2061179, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №15 от 27.05.1996 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины до снижения пластового давления на 20-25% от начального, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут закачка, 10-20 сут остановка.A known method of developing an oil reservoir (RF patent No. 2061179, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 15 of 05/27/1996), including the selection of oil through production wells to reduce reservoir pressure by 20-25% of the initial , the injection of the working agent through injection wells in a cyclic mode: 10-20 days injection, 10-20 days stop.
Недостатками данного способа является то, что за счет снижения пластового давления не позволяет осуществлять взаимодействие нагнетательных скважин при остановке закачки, т.к. весь закачанный рабочий агент поглощается пластом, что не дает возможности перераспределять объемы закачанного рабочего агента.The disadvantages of this method is that due to the reduction of reservoir pressure does not allow the interaction of injection wells when injection is stopped, because all pumped working agent is absorbed by the formation, which makes it impossible to redistribute the volumes of pumped working agent.
Также известен способ разработки сложнопостроенной нефтяной залежи в поздней стадии (патент RU №2077663, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №11 от 20.04.1997, включающий разбуривание ее добывающими и нагнетательными скважинами, установление остаточных запасов путем определения характеристик вытеснения, закачку вытесняющего агента и отбор продукции скважин, при этом характеристики вытеснения по каждой скважине и залежи в целом определяют при обводненности добывающей продукции 50-60%, затем определяют прогнозные значения объемов попутно добываемой воды и нефти, на основании которых рассчитывают прогнозный расчетный водонефтяной фактор с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади, после чего на залежи выделяют зоны с высоким и низким значениями водонефтяного фактора, проводят мероприятия по увеличению отбора жидкости, а в зонах с высокими значениями по уменьшению отбора жидкости, при этом в качестве мероприятий по увеличению отбора жидкости используют форсированный отбор или закачку ПАВ, а в качестве мероприятий по уменьшению отбора жидкости используют циклический отбор и закачку с переменой фильтрационных потоков или закачку полимерного раствора.Also known is a method of developing a sophisticated oil reservoir in a late stage (patent RU No. 2077663, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 11 of 04/20/1997, including drilling it with producing and injection wells, establishing residual reserves by determining the displacement characteristics , injection of the displacing agent and selection of well products, while the displacement characteristics for each well and the reservoir as a whole are determined at a water cut of the produced product of 50-60%, then the predicted values of the volumes of produced water and FTI, on the basis of which the predicted estimated oil and water factor is calculated with the subsequent construction of maps of equal characteristics of the oil and water factor by area, after which zones with high and low values of the oil and water factor are allocated to deposits, measures are taken to increase fluid withdrawal, and in areas with high values to reduce fluid sampling, while as measures to increase fluid withdrawal use forced sampling or injection of surfactants, and as measures to reduce fluid withdrawal use use cyclic selection and injection with a change in filtration flows or injection of a polymer solution.
Недостатками данного способа является:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложность осуществления способа и высокая вероятность ошибочного расчета водонефтяного фактора с последующим построением карт равных характеристик водонефтяного фактора по площади;- firstly, the complexity of the method and the high probability of erroneous calculation of the oil-water factor with the subsequent construction of maps of equal characteristics of the oil-water factor by area;
- во-вторых, разработка ведется лишь с учетом водонефтяного фактора, но без учета пластовых давлений нагнетательных скважин, что снижает эффективность применения данного способа.- secondly, the development is carried out only taking into account the oil and water factor, but without taking into account reservoir pressures of injection wells, which reduces the effectiveness of this method.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент №2303126, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №20 от 20.07.2007 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме, при этом определяют среднеарифметическую приемистость нагнетательных скважин, скважины с приемистостью менее средней относят к низкоприемистым, скважины с приемистостью более средней относят к высокоприемистым, группируют попарно расположенные территориально ближайшую высокоприемистую и низкоприемистую нагнетательные скважины, все нагнетательные скважины сообщают между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента из низкоприемистой скважины в высокоприемистую скважину, при циклической закачке рабочего агента сгруппированные попарно высокоприемистую и низкоприемистую скважины останавливают и запускают одновременно, а цикл закачки назначают следующим: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка.The closest in technical essence is the method of developing an oil reservoir (patent No. 2303126, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 20 of July 20, 2007), including the selection of oil through production wells and injection of the working agent through injection wells in a cyclic mode, in this case, the arithmetic mean injectivity of injection wells is determined, wells with injectivity of less than average are classified as low-acceptivity, wells with injectivity of more than medium are classified as highly receptive, group in pairs located geographically nearest highly-responsive and low-responsive injection wells, all injection wells communicate hydrodynamically with each other through a surface water conduit system with the possibility of overflow of a working agent from a low-acceptivity well to a highly-responsive well, with cyclic pumping of a working agent, grouped in pairs highly-responsive and low-responsive wells stop and start the next, and the cycle is started and the cycle is started simultaneously : 10-20 days - injection, 10-20 days - stop.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
во-первых, в качестве рабочего агента для поддержания пластового давления не используются контурные (сточные) воды, которые обладают большей плотностью, чем пресные, и обладают лучшей вытесняющей способностью, поэтому коэффициент извлечения нефти (КИН) низкий;firstly, as a working agent for maintaining reservoir pressure, loop (waste) water, which has a higher density than fresh water and has a better displacing ability, is therefore not used; therefore, the oil recovery coefficient (CIN) is low;
- во-вторых, при отборе нефти (продукции) из добывающих скважин не учитывается обводненность добывающих скважин, поэтому в некоторых случаях при высоких объемах отбора продукции из добывающих скважин может произойти преждевременное обводнение добываемой продукции, а в других это позволяет извлечь дополнительную нефть;- secondly, in the selection of oil (products) from production wells, watering of production wells is not taken into account, therefore, in some cases, with high volumes of production from production wells, premature flooding of produced products may occur, and in others this allows the extraction of additional oil;
- в-третьих, не высокая эффективность и неравномерное вытеснение остаточных запасов нефти из нефтяной залежи из-за того, что пластовые давления в нагнетательных скважинах и обводненность добывающих скважин на одной нефтяной залежи имеют большую разницу значений.- thirdly, not high efficiency and uneven displacement of residual oil reserves from the oil reservoir due to the fact that reservoir pressures in injection wells and watering of production wells in one oil reservoir have a large difference in values.
Задачей изобретения является повышение эффективности и равномерности вытеснения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи за счет выравнивания пластовых давлений в нагнетательных скважинах и отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи с учетом их обводненности, а также увеличение (КИН) за счет использования приконтурных сточных вод этой же нефтяной залежи, с возможностью изменения объемов отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи в зависимости от их обводненности.The objective of the invention is to increase the efficiency and uniformity of the displacement of residual oil reserves from an oil reservoir due to the equalization of reservoir pressure in injection wells and the selection of products from producing wells of an oil reservoir, taking into account their water cut, as well as an increase in oil recovery factor due to the use of marginal wastewater of the same oil deposits, with the possibility of changing the volume of production from production wells of oil deposits, depending on their water cut.
Поставленная задача решается способом разработки нефтяной залежи, включающим отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, причем все нагнетательные скважины сообщаются между собой гидродинамически через наземную систему водоводов с возможностью перетока рабочего агента.The problem is solved by the method of developing an oil deposit, including the selection of oil through production wells and the injection of a working agent through injection wells in a cyclic mode: 10-20 days - injection, 10-20 days - shutdown, and all injection wells are interconnected hydrodynamically through a ground system water conduits with the possibility of overflow of a working agent.
Новым является то, что определяют среднеарифметические значения пластового давления в нагнетательных и обводненности в добывающих скважинах нефтяной залежи, при этом нагнетательные скважины с пластовым давлением менее среднего относят к зонам пониженного давления, а нагнетательные скважины с пластовым давлением более средней относят к зонам повышенного давления, а добывающие скважины с обводненностью более средней относят к зонам повышенной обводненности, а добывающие скважины с обводненностью менее средней относят к зонам пониженной обводненности, группируют нагнетательные скважины по частям, причем часть нагнетательных скважин и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, находящихся в зоне повышенного пластового давления вблизи контура нефтеносности, снабжают электропогружными центробежными насосами ЭЦН и переводят их под форсированный отбор жидкости, добытую из этих скважин жидкость по системе существующих водоводов закачивают в нагнетательные скважины, находящиеся в зоне пониженного пластового давления внутри контура нефтеносности, также группируют добывающие скважины, находящиеся в зоне повышенной обводненности вблизи контура нефтеносности, переводят под форсированный отбор продукции, а в добывающих скважинах, находящихся в зоне пониженной обводненности внутри контура нефтеносности, уменьшают объемы отбора продукции.What is new is that the arithmetic mean values of the reservoir pressure in the injection and water cut in the producing wells of the oil reservoir are determined, while the injection wells with a reservoir pressure of less than average are attributed to the zones of reduced pressure, and the injection wells with reservoir pressure of a higher average are classified as the zones of increased pressure, and production wells with a water cut of more than average are attributed to areas of increased water cut, and production wells with a water cut of less than average are attributed to zones of reduced water cut, group injection wells in parts, and some of the injection wells and / or part of production wells with high water cut located in the zone of high reservoir pressure near the oil content circuit are equipped with electric submersible centrifugal pumps ESP and transfer them to the forced selection of fluid produced from these wells the fluid is pumped through the system of existing water pipelines into injection wells located in the zone of low reservoir pressure inside the oil circuit, also production wells located in the zone of high water cut near the oil circuit are guarded, transferred to forced production sampling, and in production wells located in the zone of low water content inside the oil circuit, production volumes are reduced.
На фиг. изображена схема осуществления предложенного способа.In FIG. shows a diagram of the implementation of the proposed method.
Нефтяная залежь 1 разрабатывается сеткой нагнетательных 2; 2'; 2''; … 2n и добывающих 3; 3'; 3''; … 3n скважин. В нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; … 2n производят закачку рабочего агента (например, воды) в циклическом режиме: 10-20 сут - закачка, 10-20 сут - остановка, а из добывающих скважин 3; 3'; 3''; … 3'' производят отбор продукции.
По мере выработки нефтяной залежи 1 ее запасы истощаются, добываемая продукция обводняется, пластовые давления в нагнетательных скважинах изменяются, причем на одной нефтяной залежи 1 разбег пластовых давлений нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2n может быть значительным, например, от 8 МПа до 27 МПа, поэтому ее дальнейшая разработка становится экономически нецелесообразной, поэтому для выработки остаточных запасов нефти в нефтяной залежи ее разработку производят следующим образом.As the development of
Определяют среднеарифметические значения (Рср) пластового давления всех нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2n, находящихся на нефтяной залежи 1, в том числе и вблизи контура 4 нефтеносности. Например, среднеарифметическое значение пластового давления нагнетательных скважин 2; 2'; 2''; … 2n составляет (Рср.н.=15 МПа) нефтяной залежи 1.The arithmetic mean values (P cf ) of the reservoir pressure of all
Определяют среднеарифметическое значение (Qcp) обводненности всех добывающих 3; 3'; 3''; … 3n скважин, находящихся на нефтяной залежи 1. Например, среднеарифметическое значение обводненности добывающих скважин 3; 3'; 3''; … 3n составляет (Qcp=75%) нефтяной залежи 1.The arithmetic mean value (Q cp ) of the water cut of all
Нагнетательные скважины 2; 2'; 2''; … 2n с пластовым давлением менее среднего (Рср.н.=15 МПа) значения относят к зонам пониженного давления (Рн), а нагнетательные скважины с пластовым давлением более среднего (Рср.н.=15 МПа) относят к зонам повышенного давления (Рв).
Добывающие скважины 3; 3'; 3''; … 3n с обводненностью более средней (Qcp=75%) относят к зонам повышенной обводненности (Qв), а добывающие скважины с обводненностью менее средней (Qcp=75%) относят к зонам пониженной обводненности (Qн).
Группируют нагнетательные 2; 2'; 2''; … 2n и добывающие 3; 3'; 3''; … 3n скважины по частям следующим образом.
Часть нагнетательных скважин, например это нагнетательные скважины: 2' и 2'', и/или часть добывающих скважин с высокой обводненностью, например это добывающие скважины 3' и 3'', обводненность которых составляет 98% и выше, находящиеся вблизи контура 4 нефтеносности в зоне повышенного пластового давления (Рв), например пластовые давления этих скважин составляют Рв=20-25 МПа, снабжают электропогружными центробежными насосами (ЭЦН) (на фиг. не показано) и переводят эти скважины: 2'; 2'' и 3'; 3'' под форсированный отбор жидкости.Part of injection wells, for example, injection wells: 2 'and 2'', and / or part of production wells with high water cut, for example, production wells 3' and 3 '', water cut of which is 98% and higher, located near
Добытую из этих скважин: 2'; 2'' и 3'; 3'' жидкость, например сточную воду из нагнетательных скважин 2'; 2'' плотностью ρ=1100 кг/м3 по системе существующих водоводов 5, закачивают в нагнетательные скважины 2'''; 2''''; 2''''', находящиеся внутри контура 4 нефтеносности в зоне пониженного пластового давления (Рн), например пластовые давления нагнетательных скважин 2'''; 2''''; 2''''' составляют Pв=8-12 МПа.Extracted from these wells: 2 '; 2 '' and 3 '; 3 "liquid, for example waste water from
Таким образом, производят перераспределение объемов закачки рабочего агента (сточной воды) из зон с повышенным пластовым давлением (Рв) в зоны пониженного пластового давления (Рн), находящиеся внутри контура 4 нефтеносности нефтяной залежи 1. Это выполняется с целью равномерного вытеснения остаточных запасов нефти (целиков нефти), находящихся в нефтяной залежи 1. Благодаря чему добиваются более ровного пластового давления в нефтяной залежи 1, т.е. снижается интервал изменения пластового давления в большую или меньшую сторону.Thus, the redistribution of the volumes of injection of the working agent (wastewater) from zones with high reservoir pressure (P in ) to the zone of low reservoir pressure (P n ) located inside the
Добывающие скважины 3'''; 3'''', находящиеся вблизи контура 4 нефтеносности в зоне повышенной обводненности (Qв), например с обводненностью: Qв=85-95%, переводят под форсированный отбор продукции (нефти), а в добывающих скважинах 3'''''; 3'''''', находящихся внутри контура нефтеносности в зоне пониженной обводненности Qн, например с обводненностью: Qн=60-70% уменьшают объемы отбора продукции (нефти), т.е. переводят добывающие скважины 3'''''; 3'''''' на меньший дебит (производят замену ЭЦН на штанговый глубинный насос (ШГН) (на фиг. не показано). Это позволяет при форсировании отбора в добывающих скважинах в зоне повышенной обводненности (Qв) извлечь дополнительную нефть, а при снижении объемов отбора в зоне пониженной обводненности (Qв) исключить преждевременное обводнение добываемой продукции из нефтяной залежи.3 '' production wells; 3 '''', located near the
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи позволяет выравнить пластовые давления в нагнетательных скважинах и тем самым эффективно и равномерно произвести вытеснение остаточных запасов нефти из нефтяной залежи за счет перераспределения сточных вод нагнетательных скважин из зон с пониженным пластовым давлением в зоны повышенного пластового давления, а также увеличение (КИН) за счет использования в качестве рабочего агента приконтурных сточных вод этой же нефтяной залежи, обладающей лучшей вытесняющей способностью, чем пресные воды, закачиваемые кустовыми насосными станциями.The proposed method for the development of an oil reservoir makes it possible to equalize reservoir pressures in injection wells and thereby efficiently and uniformly displace residual oil reserves from the oil reservoir by redistributing the wastewater of injection wells from areas with reduced reservoir pressure to areas of increased reservoir pressure, as well as increasing (CIN) ) due to the use of near-surface sewage as the working agent of the same oil reservoir, which has a better displacing ability than fresh water ode pumped cluster pumping stations.
Кроме того, реализация предложенного способа позволяет изменять объемы отбора продукции из добывающих скважин нефтяной залежи в зависимости от их обводненности, что, в свою очередь, позволяет извлечь дополнительную нефть и исключить преждевременное обводнение добываемой продукции из нефтяной залежи.In addition, the implementation of the proposed method allows you to change the volume of production from production wells of an oil deposit, depending on their water cut, which, in turn, allows you to extract additional oil and exclude premature flooding of produced products from the oil reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011114507/03A RU2463444C1 (en) | 2011-06-03 | 2011-06-03 | Method to develop oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011114507/03A RU2463444C1 (en) | 2011-06-03 | 2011-06-03 | Method to develop oil pool |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2463444C1 true RU2463444C1 (en) | 2012-10-10 |
Family
ID=47079577
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011114507/03A RU2463444C1 (en) | 2011-06-03 | 2011-06-03 | Method to develop oil pool |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2463444C1 (en) |
Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4090564A (en) * | 1976-05-24 | 1978-05-23 | Transco Energy Company | Method for increasing the recovery of oil and gas from a water invaded geo-pressured water drive oil reservoir |
RU2060374C1 (en) * | 1994-02-15 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
RU2081302C1 (en) * | 1993-11-12 | 1997-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Предприятие по внедрению энергосберегающих технологий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений" | Method for operation of flooding oil deposit |
RU2166619C1 (en) * | 1999-09-03 | 2001-05-10 | Закрытое акционерное общество ЗАО "Инжиниринговый Центр ЮКОС" | Method of development of oil deposit with nonuniform stratified formations with help of control over fields of pressures |
RU2301326C1 (en) * | 2005-11-29 | 2007-06-20 | Валентин Цой | Oil field development control method |
RU2303126C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
RU2304703C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
RU2336413C1 (en) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
RU2338059C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of development of multibed oil deposits |
RU2354812C1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit |
-
2011
- 2011-06-03 RU RU2011114507/03A patent/RU2463444C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4090564A (en) * | 1976-05-24 | 1978-05-23 | Transco Energy Company | Method for increasing the recovery of oil and gas from a water invaded geo-pressured water drive oil reservoir |
RU2081302C1 (en) * | 1993-11-12 | 1997-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Предприятие по внедрению энергосберегающих технологий эксплуатации нефтяных и газовых месторождений" | Method for operation of flooding oil deposit |
RU2060374C1 (en) * | 1994-02-15 | 1996-05-20 | Научно-исследовательский институт по нефтепромысловой химии | Method for developing nonuniform oil deposit with flooding |
RU2166619C1 (en) * | 1999-09-03 | 2001-05-10 | Закрытое акционерное общество ЗАО "Инжиниринговый Центр ЮКОС" | Method of development of oil deposit with nonuniform stratified formations with help of control over fields of pressures |
RU2301326C1 (en) * | 2005-11-29 | 2007-06-20 | Валентин Цой | Oil field development control method |
RU2338059C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of development of multibed oil deposits |
RU2303126C1 (en) * | 2006-09-19 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development method |
RU2304703C1 (en) * | 2006-11-01 | 2007-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil deposit with low penetrability terrigenous collector |
RU2336413C1 (en) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of oil pool development |
RU2354812C1 (en) * | 2008-05-27 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
CN104109514A (en) | Plugging agent system for permanently plugging multilayer low-pressure large-tunnel oil reservoir and technology using the same | |
RU2179234C1 (en) | Method of developing water-flooded oil pool | |
RU2569101C1 (en) | Method of decrease of water inflow to horizontal wells | |
RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
RU2463444C1 (en) | Method to develop oil pool | |
RU2320860C1 (en) | Oil field development | |
RU2381354C1 (en) | Oil fields development method | |
RU2386797C1 (en) | Development method of oil field | |
RU2657589C1 (en) | Method for developing the oil deposit | |
RU2590965C1 (en) | Method of developing oil deposits | |
RU2376462C2 (en) | Method of oil well development with impulse water withdrawal regime | |
RU2334086C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
RU2326229C1 (en) | Method for water isolation in bottom-hole zone of exploitation well | |
RU2344277C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2096593C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
RU2007112681A (en) | METHOD FOR DEVELOPING SMALL SMALL PRODUCTIVE OIL DEPOSITS | |
RU2708924C1 (en) | Method of increasing oil recovery of carbonate oil formation with recovery of formation pressure | |
RU2068947C1 (en) | Method for exploitation layered oil strata inhomogeneous in permeability | |
RU85187U1 (en) | SYSTEM FOR THE USE OF WATERFLOWING OIL PRODUCING WELLS WHEN ORGANIZING LAYER PRESSURE MAINTENANCE ON THE INTER-WELL TRANSFER TECHNOLOGY | |
RU2170344C1 (en) | Process of exploitation of multipool oil deposit | |
RU2779501C1 (en) | Method for developing a geologically heterogeneous oil reservoir by waterflooding | |
RU2527432C1 (en) | Method of oil deposit development by water and gas injection | |
RU2480578C1 (en) | Method to develop deposit of highly viscous oil |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180604 |