RU2488690C1

RU2488690C1 - Development method of oil deposits with horizontal wells

Info

Publication number: RU2488690C1
Application number: RU2012102963/03A
Authority: RU
Inventors: Раис Салихович Хисамов; Зарина Салаватовна Идиятуллина; Владимир Борисович Оснос; Рамиз Искендерович Шешдиров; Евгений Константинович Плаксин
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2012-01-27
Filing date: 2012-01-27
Publication date: 2013-07-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves drilling of a horizontal well with a descending working face to the formation bottom, injection of displacement agent and extraction of the product. According to the invention, investigation of the well is performed, level of oil-water contact (OWC) is determined; after that, an ascending shaft to the formation roof is drilled out of the horizontal well at the distance of 150-500 m from the descending section. Secondary drilling of the formation is performed below OWC level in the descending section and above OWC level in the ascending shaft. The ascending shaft between the horizontal wall and the opening is equipped with a packer with a valve passing the product of the formation to the horizontal well, and the horizontal well between the descending section and the ascending shaft is equipped with an additional packer with a spring-loaded valve passing the liquid from the horizontal shaft to the opening of the descending section at the pressure exceeding hydrostatic pressure in the well. After that, a pump is lowered on tubing to the well, by means of which the product of the formation is extracted from the ascending shaft above OWC level. At reduction of formation pressure the pump recovery of the formation product is stopped, and displacement agent is pumped via inter-tube space through the descending section and the spring-loaded valve of the additional packer to the formation below OWC level to maintain formation pressure. Then pumping is stopped, and the pump recovery of the product is continued. When necessary, pumping cycles of displacement agent are repeated.

EFFECT: improving coverage efficiency of formations by production as to surface area and as to the section, well flow rates, additional oil recovery, improving oil recovery of formations and maintaining optimum formation pressure.

2 cl, 1 ex, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежей нефти горизонтальными скважинами.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits by horizontal wells.

Известен способ разработки нефтяной залежи горизонтальными скважинами (патент РФ №2141560, МПК Е21В 43/00, опубл. 11.20.1999), включающий проводку в скважине основного транспортного горизонтального ствола, по всей его длине от его забоя до кровли пласта проведение пото-кометрии, по данным потокометрии нахождение пласта к основному транспортному горизонтальному стволу участков пласта и неработающих участков пласта, затем из основного транспортного горизонтального ствола в неработающие участки пласта бурение ответвленных ниспадающих стволов волнообразного профиля, проведение в них потокометрии, выявление прилегающих к ответвленным ниспадающим стволам волнообразного профиля работающих участков пласта, бурение последующих горизонтальных стволов и дополнительных ответвлений ниспадающих стволов в работающие участки пласта из основного транспортного горизонтального ствола, включение скважин в работу по добыче нефти, при этом включение дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в каждой скважине в работу по добыче нефти последовательно, начиная от забоя основного транспортного горизонтального ствола до кровли пласта.There is a method of developing an oil reservoir by horizontal wells (RF patent No. 2141560, IPC ЕВВ 43/00, publ. 11.20.1999), including wiring in the well of the main transport horizontal well, along its entire length from its bottom to the top of the reservoir, carrying out potometric measurements, according to flow measurement, the formation is located to the main transport horizontal trunk of the reservoir sections and idle sections of the formation, then from the main transport horizontal trunk to the idle sections of the formation, drilling of branched falling waves a specific profile, conducting flow metering in them, revealing a wave-like profile of the working sections of the formation adjacent to the branched descending trunks, drilling subsequent horizontal trunks and additional branches of the dropping trunks into the working sections of the reservoir from the main horizontal transport trunk, including wells in oil production, including additional branched descending shafts in each well to the oil production work sequentially, starting from the bottom of the main transp horizontal trunk to the top of the formation.

Недостатком способа является низкая нефтеотдача пластов вследствие преждевременного прорыва подошвенных вод к забоям добывающих скважин.The disadvantage of this method is the low oil recovery due to premature breakthrough of bottom water to the faces of production wells.

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи (патент РФ №2283947, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.09.2006), включающий бурение основного транспортного горизонтального ствола горизонтально или наклонно в кровельной части продуктивного пласта. Из него бурят дополнительные ответвленные ниспадающие стволы с понижением их забоев к концу основного транспортного горизонтального ствола. Высоту горизонтальной части последнего дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водо-нефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,6-0,8. Высоту горизонтальной части первого дополнительного ответвленного ниспадающего ствола назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта к расстоянию от основного транспортного горизонтального ствола до водонефтяного контакта, равного 0,1-0,2. Высоты горизонтальных частей дополнительных ответвленных ниспадающих стволов в промежутке между первым и последним стволами назначают исходя из отношения расстояния от забоя ствола до водонефтяного контакта, равного 0,2-0,6. Включают скважины в работу по добыче нефти. При обводнении добываемой нефти за счет поднятия конусов обводнения исключают из работы скважины обводненные ниспадающие стволы.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir (RF patent No. 2283947, IPC EV21/20, publ. 09/20/2006), including drilling the main horizontal transport trunk horizontally or obliquely in the roof of the reservoir. Additional branched descending trunks are drilled from it with a decrease in their faces towards the end of the main horizontal transport trunk. The height of the horizontal part of the last additional branched drop-down trunk is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main horizontal transport trunk to the oil-water contact, equal to 0.6-0.8. The height of the horizontal part of the first additional drop-down branch trunk is determined based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact to the distance from the main horizontal transport trunk to the oil-water contact, equal to 0.1-0.2. The heights of the horizontal parts of additional branched descending trunks in the interval between the first and last trunks are assigned based on the ratio of the distance from the bottom of the trunk to the oil-water contact, equal to 0.2-0.6. Wells are included in oil production. When watering the produced oil by raising the watering cones, waterlogged flowing trunks are excluded from the operation of the well.

Основными недостатками данного способа являются недостаточный охват пласта воздействием, вероятность преждевременного прорыва подошвенной пластовой воды к добывающей скважине, низкая нефтеотдача пласта, низкая эффективность извлечения нефти.The main disadvantages of this method are the insufficient coverage of the formation by the impact, the likelihood of premature breakthrough of the bottom formation water to the production well, low oil recovery, low oil recovery efficiency.

Техническими задачами являются увеличение охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, увеличение дебитов скважин, увеличение дополнительной добычи нефти, повышение нефтеотдачи пластов, поддержание оптимального пластового давления.The technical tasks are to increase the coverage of reservoirs by production by area and by section, increase well production, increase additional oil production, increase oil recovery, and maintain optimal reservoir pressure.

Техническая задача решается способом разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, включающим бурение горизонтальной скважины с ниспадающим забоем к подошве пласта, нагнетание вытесняющего агента и отбор продукции.The technical problem is solved by the method of developing oil deposits by horizontal wells, including the drilling of a horizontal well with a sloping bottom to the bottom of the formation, injection of a displacing agent and selection of products.

Новым является то, что проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК), после чего из горизонтальной скважины на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка бурят восходящий ствол к кровле пласта, в ниспадающем участке производят вторичное вскрытие пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК, причем восходящий ствол между горизонтальной скважиной и вскрытием оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину между ниспадающим участком и восходящим стволом дополнительным пакером с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине, после чего в скважину спускают на лифтовых трубах насос, который отбирает продукцию пласта из восходящего ствола - выше уровня ВНК, при снижении пластового давления добычу насосом продукции пласта прекращают, а по межтрубному пространству закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок и подпружиненный клапан дополнительного пакера в пласт ниже уровня ВНК для поддержания пластового давления, после чего закачку прекращают, а добычу насосом возобновляют, при необходимости циклы закачки вытесняющего агента повторяют.What is new is that they conduct a well study, determine the level of oil-water contact (OWC), after which an ascending hole is drilled from the horizontal well at a distance of 150-500 m from the descending section to the top of the formation, in the descending section, a second opening of the formation is made below the level of the WOC, and in the ascending wellbore - above the level of the oil and gas industry, and the ascending wellbore between the horizontal well and the opening is equipped with a packer with a valve allowing the formation to enter the horizontal well, and the horizontal well between the descending well a frequent and ascending wellbore with an additional packer with a spring-loaded valve that allows fluid from the horizontal wellbore to open the descending section at a pressure exceeding the hydrostatic pressure in the well, after which a pump is pumped into the well on the elevator pipes, which takes the formation products from the ascending wellbore - above the level of the oil and gas industry, with a decrease in reservoir pressure, production by the pump stops the production of the formation, and a displacing agent is pumped through the annulus through the descending section and the spring-loaded addan of an additional packer into the formation below the level of the oil and gas concentration to maintain reservoir pressure, after which the injection is stopped, and production is resumed by the pump, if necessary, the injection agent injection cycles are repeated.

Новым также является то, что при поднятии уровня ВНК выше нижней кромки вскрытия восходящего ствола насос с лифтовыми трубами извлекают, пакер с клапаном переносят в восходящем стволе выше уровня ВНК, ниже пакера в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия, в скважину спускают на лифтовых трубах насос и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.It is also new that when raising the level of the OWC above the lower edge of the opening of the ascending shaft, the pump with lift pipes is removed, the packer with the valve is transferred to the ascending shaft above the level of the OWC, a water-insulating composition is injected into the formation below the packer to seal this opening section, they are lowered into the well on elevator pipes, the pump and production with periodic injection of displacing agent resume.

Сущность изобретения.SUMMARY OF THE INVENTION

В предложенном способе решается задача увеличения охвата пластов выработкой по площади и по разрезу, увеличения дебитов скважин, повышения дополнительной добычи нефти, повышения нефтеотдачи пластов, поддержания оптимального пластового давления и интенсификации притока нефти.The proposed method solves the problem of increasing the coverage of reservoirs by production by area and by section, increasing well production, increasing additional oil production, increasing oil recovery, maintaining optimal reservoir pressure and stimulating oil flow.

На чертеже представлена схема реализации предлагаемого способа разработки залежей нефти горизонтальными скважинами, гдеThe drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method for the development of oil deposits by horizontal wells, where

1 - основной горизонтальный ствол добывающей скважины; 2 - ниспадающий участок горизонтальной скважины; 3 - восходящий ствол горизонтальной скважины; 4 - водонефтяной контакт (ВНК); 5, 5 - пакеры со всасывающим и нагнетательным клапанами соответственно; 6 - лифтовые трубы; 7 - насос; 8, 8 - интервалы вскрытия, соответственно нисходящего участка 2 и восходящего ствола 3.1 - main horizontal wellbore of the producing well; 2 - descending section of a horizontal well; 3 - ascending horizontal wellbore; 4 - oil-water contact (WOC); 5, 5 - packers with suction and discharge valves, respectively; 6 - elevator pipes; 7 - pump; 8, 8 - intervals of opening, respectively, of the descending section 2 and the ascending trunk 3.

Способ осуществляют в следующей последовательности.The method is carried out in the following sequence.

На залежи нефти осуществляют бурение горизонтальной скважины 1 в продуктивном пласте 9 с ниспадающим участком 2 к подошве пласта 9. Проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 4. После чего из горизонтальной скважины 1 на расстоянии 150-500 м от ниспадающего участка 2 бурят восходящий ствол 3 к кровле пласта 9. Высота восходящего ствола 3 составляет h≤0,9 Н, где h - высота восходящего ствола 3 от горизонтального ствола 1; Н - расстояние от основного горизонтального ствола 1 до кровли пласта 9.On the oil deposits, a horizontal well 1 is drilled in the producing formation 9 with a descending section 2 to the bottom of the reservoir 9. A well study is carried out, the level of water-oil contact (WOC) 4 is determined. Then, from a horizontal well 1 at a distance of 150-500 m from the descending section 2 drill the ascending trunk 3 to the top of the formation 9. The height of the ascending trunk 3 is h≤0.9 N, where h is the height of the ascending trunk 3 from the horizontal trunk 1; N is the distance from the main horizontal trunk 1 to the roof of the reservoir 9.

В ниспадающем участке 2 производят вторичное вскрытие 8 пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе 8 - выше уровня ВНК. Восходящий ствол 3 между горизонтальной скважиной 1 и вскрытием 8 оснащают пакером со всасывающим клапаном 5, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину 1, а горизонтальную скважину 1 между ниспадающим участком 2 и восходящим стволом 3 дополнительным пакером 5 с подпружиненным (нагнетательным) клапаном 5, пропускающим жидкость из горизонтального ствола к вскрытию ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине 1. После чего в скважину 1 на лифтовых трубах 6 спускают насос 7. Производят отбор продукции пласта 9 из восходящего ствола 3 через всасывающий клапан пакера 5. В процессе отбора продукции пласта 9 при снижении пластового давления до 30% от первоначального добычу насосом 7 продукции пласта 9 прекращают и по межтрубному пространству скважины 1 закачивают вытесняющий агент через ниспадающий участок 2 и подпружиненный нагнетательный клапан дополнительного пакера 5 в пласт ниже уровня ВПК 4 для поддержания пластового давления.In the descending section 2, a second opening of the 8th layer is performed below the level of the KSS, and in the ascending trunk 8 - above the level of the KSS. The ascending wellbore 3 between the horizontal well 1 and the opening 8 is equipped with a packer with a suction valve 5 that allows the formation to enter the horizontal well 1, and the horizontal well 1 between the descending section 2 and the ascending well 3 with an additional packer 5 with a spring-loaded (discharge) valve 5 that allows fluid to pass through from the horizontal shaft to the opening of the falling section at a pressure exceeding the hydrostatic pressure in the well 1. Then, the pump 7 is lowered into the well 1 on the elevator pipes 6. formation products 9 from the ascending shaft 3 through the suction valve of the packer 5. In the process of selecting the production of the formation 9 when the formation pressure is reduced to 30% of the initial production by the pump 7, the production of the formation 9 is stopped and a displacing agent is pumped through the annulus 1 through the descending section 2 and spring-loaded the discharge valve of the additional packer 5 into the reservoir below the level of the MIC 4 to maintain reservoir pressure.

Далее закачку прекращают, а добычу насосом 7 возобновляют.В случае подъема уровня ВПК 4 выше нижней кромки вскрытия 8′ восходящего ствола 3 насос 7 с лифтовыми трубами 6 извлекают, пакер с клапаном 5 переносят в восходящем стволе 3 выше уровня ВПК 4. Ниже пакера 5 в пласт производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия 8' ниже пакера 5' (на чертеже не показана). Количество и объем состава определяют в зависимости от геологических условий практическим путем. В качестве водоизолирующего состава применяют, например: суспензию полиакриламида или тампонирующий состав, состоящий из цемента и жидкого стекла в пропорции, соответствующей геологическим условиям данного пласта 9.Then, the injection is stopped, and production is resumed by pump 7. If the level of the military-industrial complex 4 rises above the lower opening edge 8 ′ of the ascending shaft 3, the pump 7 with lift pipes 6 is removed, the packer with valve 5 is transferred to the ascending shaft 3 above the level of the military-industrial complex 4. Below packer 5 a water-insulating composition is injected into the formation to seal this opening section 8 'below the packer 5' (not shown in the drawing). The quantity and volume of the composition is determined depending on geological conditions in a practical way. As a water-insulating composition, for example, a suspension of polyacrylamide or a plugging composition consisting of cement and water glass in a proportion corresponding to the geological conditions of a given formation 9 is used.

После технологической выдержки, достаточной для кольматации участка вскрытия 8' ниже пакера 5' в скважину на лифтовых трубах 6, спускают насос 7 и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.After technological exposure, sufficient to clog the opening section 8 'below the packer 5' into the well on the lift pipes 6, the pump 7 is lowered and production with periodic injection of the displacing agent is resumed.

При последующем подъеме уровня ВПК 4 операцию повторяют.With the subsequent rise in the level of the military-industrial complex 4, the operation is repeated.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

Разрабатывают нефтяную залежь (пласт) 9 со следующими характеристиками: средняя глубина залегания продуктивной части пласта - 870 м, тип залежи - массивный, коллектор - карбонатный, общая толщина в пределах участка составляет 31 м, эффективная нефтенасыщенная часть -14 м, коэффициент песчанистости составляет 0,54 д. ед., расчлененность - 7 д. ед., пористость нефтенасыщенного пласта - 0,121 д. ед., проницаемость -0,576-10^-3 мкм², нефтенасыщенность - 0,79 д. ед.; абсолютная отметка ВНК - 877 м, начальное пластовое давление - 9 МПа.An oil reservoir (reservoir) 9 is developed with the following characteristics: the average depth of the productive part of the reservoir is 870 m, the type of reservoir is massive, the reservoir is carbonate, the total thickness within the section is 31 m, the effective oil-saturated part is 14 m, the sandiness coefficient is 0 , 54 d. Units, dissection - 7 d. Units, porosity of the oil-saturated formation - 0.121 d. Units, permeability -0.576-10 ^-3 μm ² , oil saturation - 0.79 d .; VNK absolute mark - 877 m, initial reservoir pressure - 9 MPa.

На залежи нефти осуществляют бурение горизонтальной скважины 1 с ниспадающим забоем к подошве пласта 2. Далее проводят исследование скважины, определяют уровень водонефтяного контакта (ВНК) 4. После чего из горизонтальной скважины 1 на расстоянии 370 м от ниспадающего участка 2 бурят восходящий ствол 3 к кровле пласта. Высота ответвления 3 составляет 5,6 м.On the oil deposits, a horizontal well 1 is drilled with a falling downhole to the bottom of formation 2. Next, a well is examined, the level of water-oil contact (WOC) 4 is determined. After that, an ascending shaft 3 is drilled from a horizontal well 1 at a distance of 370 m from the descending section 2 to the roof layer. The height of branch 3 is 5.6 m.

В ниспадающем участке 2 производят вторичное вскрытие 8 пласта ниже уровня ВНК, а в восходящем стволе - выше уровня ВНК. Восходящий ствол 3 между горизонтальной скважиной 1 и вскрытием 8 оснащают пакером с клапаном, пропускающим продукцию пласта в горизонтальную скважину, а горизонтальную скважину 1 между ниспадающим участком 2 и восходящим стволом 3 дополнительным пакером 5 с подпружиненным клапаном, пропускающим жидкость из горизонтального ствола 1 к вскрытию 8 ниспадающего участка при давлении, превышающем гидростатическое давление в скважине 1. После чего в скважину 1 на лифтовых трубах 6 спускают насос 7. Производят отбор продукции пласта через восходящий ствол 3. В процессе отбора продукции пласта при снижении пластового давления до 5 МПа добычу насосом продукции пласта прекращают и по межтрубному пространству скважины 1 закачивают вытесняющий агент давлением 14 МПа через ниспадающий участок 2 и подпружиненный клапан дополнительного пакера 5 в пласт ниже уровня ВПК 4 для поддержания пластового давления до 8 МПа.In the descending section 2, a second opening of the 8th layer is performed below the level of the KSS, and in the ascending trunk - above the level of the KSS. The ascending wellbore 3 between the horizontal well 1 and the opening 8 is equipped with a packer with a valve allowing the formation to enter the horizontal well, and the horizontal well 1 between the descending section 2 and the ascending well 3 with an additional packer 5 with a spring-loaded valve that allows fluid from the horizontal well 1 to open 8 the descending section at a pressure exceeding the hydrostatic pressure in the well 1. Then, the pump 7 is lowered into the well 1 on the elevator pipes 6. The production of the formation is taken through ascending wellbore 3. In the process of selection of production of a formation with a decrease in reservoir pressure to 5 MPa, production of a pump of production of the formation is stopped by the pump and through the annular space of the well 1, a displacing agent is pumped with a pressure of 14 MPa through the falling section 2 and the spring-loaded valve of the additional packer 5 into the formation below the level of VPK 4 to maintain reservoir pressure up to 8 MPa.

Далее закачку прекращают, а добычу насосом 7 возобновляют. В случае подъема уровня ВПК 4 до уровня 874 м, то есть выше нижней кромки вскрытия 8 восходящего ствола 3, насос 7 с лифтовыми трубами извлекают, пакер 5'с клапаном переносят в восходящем стволе 3 до уровня 875 м - выше уровня ВНК 4. Ниже пакера 5 в пласт 9 производят закачку водоизолирующего состава для герметизации этого участка вскрытия 8' ниже пакера 5'. В качестве водоизолирующего состава применяют суспензию полиакриламида в объеме 7 м³. После технологической выдержки (24 часа) в скважину на лифтовых трубах 6 спускают насос 7 и добычу с периодической закачкой вытесняющего агента возобновляют.Next, the injection is stopped, and production by the pump 7 is resumed. If the level of the military-industrial complex 4 rises to the level of 874 m, that is, above the lower opening edge 8 of the ascending shaft 3, the pump 7 with the lift pipes is removed, the packer 5’s valve is transferred in the ascending shaft 3 to the level of 875 m — above the level of the VNK 4. Below packer 5 into the reservoir 9 pump the water-insulating composition to seal this opening section 8 'below the packer 5'. As a water-insulating composition, a suspension of polyacrylamide in a volume of 7 m ^{3 is used} . After technological exposure (24 hours), the pump 7 is lowered into the well on the elevator pipes 6 and production with periodic injection of the displacing agent is resumed.

В процессе отработки всего интервала увеличивается охват пласта воздействием, нефтеотдача увеличилась на 35%, дополнительная добыча нефти составила 172 тыс.т нефти.During the development of the entire interval, the coverage of the formation with the impact increases, oil recovery increased by 35%, additional oil production amounted to 172 thousand tons of oil.

Применение предложенного способа позволяет увеличить охват пласта выработкой по площади и по разрезу, увеличить дополнительную добычу нефти, дебиты скважин, повысить нефтеотдачи пластов, поддерживать пластовое давление на уровне оптимального.The application of the proposed method allows to increase the coverage of the reservoir by production by area and by section, to increase additional oil production, well production rates, increase oil recovery, maintain reservoir pressure at the optimum level.

Claims

1. The method of developing oil deposits by horizontal wells, including drilling a horizontal well with a falling downhole to the bottom of the formation, injecting a displacing agent and selecting products, characterized in that they conduct a well study, determine the level of oil-water contact - VNK, and then from a horizontal well at a distance of 150 -500 m from the descending section, an ascending trunk is drilled to the top of the formation; in the descending section, a secondary opening of the formation is made below the level of the oil and gas industry, and in the ascending trunk, above the oil and gas concentration m, the ascending wellbore between the horizontal well and the opening is equipped with a packer with a valve allowing the formation to flow into the horizontal well, and the horizontal well between the descending section and the ascending well is equipped with an additional packer with a spring-loaded valve allowing fluid from the horizontal well to open the descending section at a pressure exceeding the hydrostatic the pressure in the well, after which the pump is lowered into the well on the elevator pipes, with which the formation products are taken from the ascending well - above at the VNK level, with a decrease in reservoir pressure, production by the pump stops the production of the formation, and a displacing agent is pumped through the annulus through the falling section and the spring-loaded valve of the additional packer into the reservoir below the level of the VNK to maintain reservoir pressure, after which the injection is stopped and production is resumed by the pump, when if necessary, cycles of injection of the displacing agent are repeated.

2. The method according to claim 1, characterized in that when raising the VNK above the lower edge of the opening of the ascending shaft, the pump with lift pipes is removed, the packer with the valve is transferred to the ascending shaft above the level of the VNK, a water-insulating composition is injected into the formation below the packer to seal this the autopsy site, the pump is lowered into the borehole on the lift pipes and production with periodic injection of the displacing agent is resumed.