RU2488691C1 - Development method of oil deposit at late stage - Google Patents
Development method of oil deposit at late stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2488691C1 RU2488691C1 RU2012101400/03A RU2012101400A RU2488691C1 RU 2488691 C1 RU2488691 C1 RU 2488691C1 RU 2012101400/03 A RU2012101400/03 A RU 2012101400/03A RU 2012101400 A RU2012101400 A RU 2012101400A RU 2488691 C1 RU2488691 C1 RU 2488691C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- saturated
- wells
- water
- oil
- intervals
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (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 определения границы залежи по результатам гидродинамических исследований скважин (Рахимкулов И.Ф. К расшифровке результатов исследования неоднородных пластов. Известия ВУЗов. - Баку: Нефть и газ, 8, 1964, с.31-37).A known method of determining the boundary of the reservoir according to the results of hydrodynamic studies of wells (Rakhimkulov IF To decipher the results of the study of heterogeneous formations. News of universities. - Baku: Oil and gas, 8, 1964, p.31-37).
Недостатком способа является необходимость использования при определении границы залежи коэффициента пьезопроводности, который определяют помимо самих гидродинамических исследований, что вносит дополнительную погрешность в результаты определений размеров залежи и тем самым и запасов нефти, при этом данный способ не обеспечивает поиск залежей нефти внутри разрабатываемого месторождения.The disadvantage of this method is the need to use the piezoconductivity coefficient when determining the boundary of the deposit, which is determined in addition to the hydrodynamic studies themselves, which introduces an additional error in the results of determining the size of the reservoir and thereby the oil reserves, while this method does not provide a search for oil deposits inside the developed field.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного месторождения (патент RU №2259474, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 27.08.2005 г.), предусматривающий бурение нагнетательных и добывающих скважин, заводнение пласта и извлечение нефти на поверхность, уточнение геологического строения по результатам бурения и моделирования и бурение дополнительных скважин с горизонтальным стволом или горизонтальных стволов из старых скважин, определение расположения границ зон замещения коллекторов, дополнительно рассчитывают количество неподвижной нефти, сосредоточенной вблизи зон замещения коллекторов, затем осуществляют бурение горизонтальных стволов из старых скважин, расположенных вблизи границ зон замещения коллекторов и/или новых скважин с горизонтальным стволом в этой зоне, причем горизонтальные стволы бурят в направлении, перпендикулярном границе зоны замещения.There is a method of developing a heterogeneous oil field (patent RU No. 2259474, IPC 8 ЕВВ 43/20, publ. 08/27/2005), which provides for the injection and production wells drilling, waterflooding and extraction of oil to the surface, refinement of the geological structure based on the results of drilling and modeling and drilling additional wells with a horizontal wellbore or horizontal wells from old wells, determining the location of the boundaries of reservoir replacement zones, additionally calculate the amount of fixed oil concentrated th zones near replacement reservoirs, then carried to drill horizontal holes from the old wells, reservoirs located near the replacement zone boundaries and / or new wells with horizontal barrel in this area, and horizontal stems are drilled in a direction perpendicular to the border zone of substitution.
Недостатком данного способа является то, что он не позволяет ввести в разработку остаточные нефтенасыщенные интервалы, расположенные вблизи зон разрыва зон замещения коллекторов, характеризуется пониженным значением конечного коэффициента извлечения нефти.The disadvantage of this method is that it does not allow to introduce into the development of residual oil-saturated intervals located near the zones of rupture of the zones of replacement of reservoirs, characterized by a reduced value of the final coefficient of oil recovery.
Также известен способ определения запасов нефтяной залежи (патент RU №2186211, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 27.07.2002 г.), согласно которому на участке залежи определяют расположение оси залежи, проводят гидродинамические исследования скважины, не лежащей на оси залежи, с продолжительностью исследования, обеспечивающей получение на кривой восстановления давления двух отраженных сигналов давления от ближней и дальней границ залежи, определяют время приходов отраженных сигналов давлений от ближнего и дальнего краев залежи и ширину полосы залежи. По объему залежи, коллекторским свойствам и свойствам пластовой жидкости определяют запасы нефти.Also known is a method for determining oil reserves (patent RU No. 2186211, IPC 8 Е21В 43/20, publ. 07.27.2002), according to which the location of the axis of the reservoir is determined on the site of the reservoir, hydrodynamic studies of the well not lying on the axis of the reservoir are carried out, with the duration of the study, providing on the pressure recovery curve of two reflected pressure signals from the near and far boundaries of the reservoir, determine the time of arrival of the reflected pressure signals from the near and far edges of the reservoir and the bandwidth of the reservoir. The volume of deposits, reservoir properties and properties of formation fluid determine oil reserves.
Данный способ позволяет определять границы залежи, но не позволяет находить внутри месторождения невыработанные зоны остаточной нефти и отдельные залежи, а также определять водонасыщенные зоны.This method allows you to determine the boundaries of the deposits, but does not allow you to find inside the field undeveloped zones of residual oil and individual deposits, as well as to determine the water-saturated zones.
Способ разработки нефтяного месторождения (патент RU №2417305, МПК 8 Е21В 43/20, опубл. 27.04.2010 г.), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку рабочего агента через нагнетательные скважины и уточнение границ залежей, при уточнении границ залежи анализируют положение водонефтяного контакта в скважинах, находящихся длительное время в простое, по положению водонефтяного контакта в скважинах от верхнего к нижнему определяют направление движения водного потока по месторождению, по направлению движения водного потока выделяют структуры с имеющимися крутыми склонами или гидрозамком, анализируют на этой структуре высоту и ширину гидрозамка, при отношении высоты к ширине структуры более одной структуру квалифицируют как залежь, перфорируют существующие пласты скважин в выделенных структурах, и/или углубляют существующие скважины на выделенные структуры, и/или бурят добывающие скважины на выделенных структурах и отбирают нефть.A method of developing an oil field (patent RU No. 2417305, IPC 8 ЕВВ 43/20, publ. 04/27/2010), including the selection of oil through production wells, pumping a working agent through injection wells and clarifying the boundaries of the deposits, when determining the boundaries of the deposits, analyze the position water-oil contact in wells that have been idle for a long time, the direction of water-oil contact in the wells from the top to the bottom determines the direction of movement of the water flow in the field, structures are distinguished in the direction of the water flow s with existing steep slopes or a water lock, analyze the height and width of the water lock on this structure, with a height-to-width ratio of more than one structure, qualify the structure as a reservoir, perforate existing well layers in the selected structures, and / or deepen existing wells into the selected structures, and / or drill production wells on selected structures and take oil.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, длительность осуществления способа при определении невыработанных интервалов остаточной нефти внутри месторождения перед перфорацией (вскрытием), при этом при отношении высоты к ширине структуры более одной, то структуру квалифицируют как залежь, что может привести к ошибке при последующем вскрытие интервалов остаточных зон нефти и, как следствие, неполной выработке зон с остаточной нефтью;- firstly, the duration of the method when determining the undeveloped intervals of residual oil inside the field before perforation (opening), while the ratio of height to width of the structure is more than one, then the structure is qualified as a deposit, which can lead to an error during subsequent opening of the intervals of residual zones oil and, as a result, incomplete development of zones with residual oil;
- во-вторых, невысокая точность определения интервалов водонасыщенных зон, которые определяют по положению водонефтяного контакта в скважинах от верхнего к нижнему и определяют направление движения водного потока по месторождению, которое может изменяться со временем и при последующем вскрытии интервалов остаточных зон нефти возможна погрешность и, как результат, вскрытие водоносыщенных (заводненных) интервалов залежи, что приведет к преждевременному обводнению залежи.- secondly, the low accuracy of determining the intervals of water-saturated zones, which is determined by the position of the oil-water contact in the wells from the upper to the lower and determines the direction of movement of the water flow in the field, which can change with time and with the subsequent opening of the intervals of the residual zones of oil, an error is possible and, as a result, opening of water-saturated (water-filled) intervals of the reservoir, which will lead to premature flooding of the reservoir.
Технической задачей изобретения является повышение точности определения интервалов размещения водонасыщенных зон и остаточных нефтенасыщенных зон по геологическим разрезам вскрытыми скважинами внутри залежи и сокращение длительности осуществления способа.An object of the invention is to increase the accuracy of determining the intervals for the placement of water-saturated zones and residual oil-saturated zones by geological sections of open holes inside the reservoir and reducing the duration of the method.
Поставленная техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи на поздней стадии, включающим бурение добывающих и нагнетательных скважин, закачку вытесняющего агента через нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины, бурение дополнительных скважин, вскрытие остаточных нефтенасыщенных интервалов.The stated technical problem is solved by a method of developing an oil reservoir at a late stage, including drilling production and injection wells, pumping a displacing agent through injection wells and selecting products through production wells, drilling additional wells, opening residual oil-saturated intervals.
Новым является то, что во всех вновь пробуренных дополнительных скважинах определяют остаточные нефтенасыщенные и заводненные интервалы до обсаживание скважины, для этого осуществляют одномоментное определение температурного поля по всей длине скважины в реальном времени как при заполнении ствола нагретой промывочной жидкостью или водой, так и после заполнения с использованием волоконно-оптической системы и в случае поглощения промывочной жидкости или воды увеличивают объем их подачи, обеспечивающий полное заполнение скважины, после обсаживания скважин вскрывают остаточные нефтенасыщенные и/или водонасыщенные интервалы и производят отбор и/или закачку вытесняющего агента.What is new is that in all newly drilled additional wells, the residual oil-saturated and water-filled intervals are determined before the well is cased, for this purpose, the temperature field is measured simultaneously along the entire length of the well in real time both when filling the wellbore with heated washing liquid or water, and after filling with using a fiber-optic system and in the case of absorption of flushing liquid or water, increase the volume of their supply, ensuring full filling of the well, after After casing the wells, the residual oil-saturated and / or water-saturated intervals are opened and the displacing agent is selected and / or injected.
Предлагаемый способ направлен на максимальное вовлечение в разработку остаточных нефтенасыщеных зон нефти залежи с учетом водонасыщенных зон путем повышения точности определения интервалов размещения нефте- и водонасыщенных зон в геологическом разрезе скважины и, как следствие, повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки.The proposed method is aimed at maximizing the involvement in the development of residual oil-saturated zones of oil deposits taking into account water-saturated zones by increasing the accuracy of determining the intervals for the placement of oil and water-saturated zones in the geological section of the well and, as a result, increasing oil recovery at a late stage of development.
На чертеже представлена схематично термограмма.The drawing shows a schematic thermogram.
Суть предложенного способа заключается в следующем.The essence of the proposed method is as follows.
Способ разработки нефтяной залежи включает бурение добывающих и нагнетательных скважин (по проектной сетке разработке). Закачку вытесняющей жидкости в нагнетательные скважины и отбор продукции через добывающие скважины. В процессе разработки залежи нефти ее запасы истощаются и залежь постепенно обводняется, при этом ее дальнейшая разработка становится экономически неэффективной, но при этом остаются зоны остаточной нефтенасыщенности. Для выработки оставшихся запасов нефти и снижения обводненности добываемой продукции (нефти) на нефтяной залежи производят разбуривание новых скважин (по любой известной сетке разработки).A method of developing an oil field involves drilling production and injection wells (according to the design grid development). The injection of displacing fluid into the injection wells and the selection of products through production wells. In the process of developing an oil reservoir, its reserves are depleted and the reservoir is gradually flooded, while its further development becomes economically ineffective, but at the same time, zones of residual oil saturation remain. To develop the remaining oil reserves and reduce the water cut of the produced products (oil), new wells are drilled in the oil reservoir (according to any known development grid).
Во вновь пробуренных (дополнительных) скважинах перед обсаживанием (спуском обсадной колонны и цементированием) скважин производят волоконно-оптическую систему скважинной термометрии (температурные измерения в скважине) для изучения распределения температуры по всему геологическому разрезу вскрытому скважиной и определения геотермического градиента с целью определения остаточных нефтенасыщенных интервалов. Волоконно-оптическая система скважинной термометрии включает в себя волоконно-оптический кабель, например волоконно-оптический кабель для измерения температурного распределения в паронагнетательных скважинах (патенте RU №2238578, МПК 8 G02B 6/44, опубл. в бюл. №29 от 20.10.2004 г.), который устанавливают поочередно или одновременно в нескольких вновь пробуренных скважинах от устья до забоя, и электронный блок, устанавливаемый на поверхности каждой скважины, в которой производят термометрию, при этом оптическое волокно является одновременно и распределенным датчиком температуры, и каналом передачи информации из ствола скважины на поверхность. Измерение теплового поля скважины производится посредством определения изменений температуры вдоль оптического кабеля, размещенного в стволе скважины от устья до забоя, по отношению к реперному отрезку световода, находящемуся в электронном блоке прибора.In newly drilled (additional) wells before casing (lowering the casing and cementing) of the wells, a fiber-optic system of downhole thermometry (temperature measurements in the well) is produced to study the temperature distribution over the entire geological section of the opened well and determine the geothermal gradient in order to determine the residual oil-saturated intervals . The fiber-optic system of downhole thermometry includes a fiber-optic cable, for example a fiber-optic cable for measuring the temperature distribution in steam injection wells (patent RU No. 2238578, IPC 8 G02B 6/44, published in bulletin No. 29 of 10/20/2004 g), which is installed alternately or simultaneously in several newly drilled wells from the wellhead to the bottom, and an electronic unit mounted on the surface of each well in which thermometry is performed, while the optical fiber is simultaneously distributed a green temperature sensor, and a channel for transmitting information from the wellbore to the surface. The measurement of the thermal field of the well is carried out by determining the temperature changes along the optical cable located in the wellbore from the wellhead to the bottom, with respect to the reference length of the optical fiber located in the electronic unit of the device.
Далее, в скважину, в которую спущен волоконно-оптический кабель, соединенный с электронным блоком на поверхности скважины закачивают воду, например пресную воду плотностью ρ=1000 кг/м3 или промывочную жидкость, использовавшуюся при бурении данной скважины, и в том и в другом случае нагретые до температуры 80-100°C. При заполнении скважины промывочной жидкостью или водой, имеющей температуру 80-100°C снимают термограмму на электронный блок, при этом полученная термограмма ствола скважины фиксируется в реальном времени (см. фиг.1).Further, water is pumped into the well into which the fiber-optic cable is connected, connected to the electronic unit on the surface of the well, for example, fresh water with a density ρ = 1000 kg / m 3 or flushing fluid used to drill this well, in both case heated to a temperature of 80-100 ° C. When filling the well with washing liquid or water having a temperature of 80-100 ° C, the thermogram is taken to the electronic unit, while the obtained thermogram of the wellbore is recorded in real time (see figure 1).
В случае поглощения промывочной жидкости или воды увеличивают объем подачи до полного заполнения скважины. Например, на термограмме видно, что водонасыщенные интервалы скважины расположены в интервалах 750±10 м и 1560±10 м, где происходит более быстрое охлаждение воды (промывочной жидкости) из-за более высокой теплопроводности водонасыщенных (заводненных) зон температура снижается ниже 60°C, в то время как в интервалах нефтенасыщенных зон: 1320±5 м и 1730±5 м температура не снижается до 70°C вследствие меньшей теплопроводности нефтенасыщенных зон в сравнении с водонасыщенными зонами.In the case of absorption of flushing fluid or water, increase the flow rate until the well is completely filled. For example, the thermogram shows that the water-saturated intervals of the well are located in the intervals of 750 ± 10 m and 1560 ± 10 m, where there is a more rapid cooling of water (flushing liquid) due to the higher thermal conductivity of water-saturated (water-filled) zones, the temperature drops below 60 ° C , while in the intervals of oil-saturated zones: 1320 ± 5 m and 1730 ± 5 m, the temperature does not decrease to 70 ° C due to the lower thermal conductivity of oil-saturated zones in comparison with water-saturated zones.
Принцип действия распределенных датчиков температуры основан на использовании эффекта спонтанного комбинационного рассеяния в материале волоконно-оптического световода и применении технологии оптической рефлектометрии. Лазерный импульс, распространяющийся вдоль световода, взаимодействует с его материалом, при этом часть фотонов рассеивается в обратном направлении, неся информацию о температурных колебаниях молекул, соответственно из спектра рассеянного излучения можно получить информацию о температуре вдоль световода. Действие системы основано на изменении температуры световода, проложенного вдоль геологического разреза, вскрытого скважиной. Главным отличием системы распределенного мониторинга температурного поля протяженного объекта от традиционных точечных термометров является возможность одномоментного определения температурного поля контролируемого объекта по всей его длине в реальном времени. Кроме того, следует отметить надежность и длительный срок работы волоконно-оптической системы, высокую стабильность и помехозащищенность кабеля-датчика, обеспечивающие работу системы распределенной термометрии в течение межремонтного периода или жизни скважины.The principle of operation of distributed temperature sensors is based on the use of the effect of spontaneous Raman scattering in the material of the fiber optic fiber and the use of optical reflectometry technology. A laser pulse propagating along the fiber interacts with its material, while some of the photons scatter in the opposite direction, carrying information about the temperature vibrations of the molecules; accordingly, temperature information along the fiber can be obtained from the spectrum of scattered radiation. The action of the system is based on a change in the temperature of the fiber laid along the geological section opened by the well. The main difference between the system of distributed monitoring of the temperature field of an extended object from traditional point thermometers is the ability to simultaneously determine the temperature field of a controlled object over its entire length in real time. In addition, it should be noted the reliability and long life of the fiber-optic system, high stability and noise immunity of the sensor cable, ensuring the operation of the distributed thermometry system during the overhaul period or the life of the well.
Также возможно проведение мониторинга в реальном времени работы залежи в целом посредством термометрии продуктивной толщи с применением оптоволоконного геофизического кабеля, установленного в нескольких скважинах по площади всей залежи, при этом обеспечивается текущее уточнение геологической и гидродинамической моделей залежи.It is also possible to conduct real-time monitoring of the reservoir as a whole by thermometry of the reservoir using fiber-optic geophysical cable installed in several wells over the entire reservoir, while current updating of the geological and hydrodynamic models of the reservoir is provided.
Высокая временная частота последующих замеров позволяет получить трехмерный график длина-время-температура (на чертеже не показано), что гарантирует пользователю возможность выявления имеющихся аномалий температурного поля в режиме реального времени. При проведении термометрии в заводненных интервалах происходит более быстрое охлаждение воды (промывочной жидкости) из-за более высокой теплопроводности водонасыщенных (заводненных) зон, о чем свидетельствуют данные термометрии, которые позволяют выделить заводненные интервалы или интервалы нефтенасыщенные (не заводненные) остаточной нефти.The high temporal frequency of subsequent measurements makes it possible to obtain a three-dimensional graph of length-time-temperature (not shown in the drawing), which guarantees the user the ability to detect existing temperature field anomalies in real time. When thermometry is carried out in water-filled intervals, water (flushing liquid) is more rapidly cooled due to the higher thermal conductivity of water-saturated (water-filled) zones, as evidenced by the data of thermometry, which make it possible to distinguish water-filled intervals or intervals of oil-saturated (not flooded) residual oil.
После этого во вновь пробуренных (дополнительных) скважинах производят спуск обсадной колонны и их цементирование со вскрытием (перфорацией) остаточных нефтенасыщенных интервалов по геологическому разрезу скважины, оснащают эксплуатационным оборудованием и запускают дополнительные скважины как добывающие или нагнетательные, соответственно под отбор нефти из нефтенасыщенной зоны или закачку вытесняющего агента (воды) в нефтенасыщенную зону залежи, например в случае приконтурного и внутриконтурного заводнения залежи.After that, in the newly drilled (additional) wells, the casing is run and cemented with opening (perforation) of the remaining oil-saturated intervals along the geological section of the well, equipped with production equipment and additional wells are launched as production or injection wells, respectively, for oil selection from the oil-saturated zone or injection displacing agent (water) in the oil-saturated zone of the reservoir, for example, in the case of contour and contour flooding of the reservoir.
При необходимости вскрывают (перфорируют) и интервалы водонасыщенных зон например для межскважинной перекачки (МСП) воды из одной скважины в другую или внутрискважинной перекачки (ВСП) воды, например из водоносного пласта в нефтеносный или одновременный отбор и закачку воды в одну скважину. Таким образом, продолжают разработку нефтяной залежи на поздней стадии до полной выработки остаточных нефтенасыщенных зон.If necessary, the intervals of water-saturated zones are opened (perforated), for example, for downhole pumping (MSP) of water from one well to another or downhole pumping (WWW) of water, for example, from an aquifer to an oil-bearing or simultaneous selection and injection of water into one well. Thus, they continue to develop the oil reservoir at a late stage until the complete development of residual oil-saturated zones.
Применение предложенного способа разработки нефтяной залежи на поздней стадии позволяет повысить точность определения интервалов размещения водонасыщенных зон и остаточных нефтенасыщенных зон по геологическим разрезам вскрытыми скважинами внутри залежи и сократить длительности осуществления способа путем проведения волоконно-оптической системы скважинной термометрии, что дает возможность производить вскрытие (перфорацию обсадной колонны) только в нефтенасыщенных интервалах остаточной нефти залежи, что, в свою очередь, позволяет добывать продукцию с меньшей обводненностью, увеличить добычу нефти и, как следствие, увеличить охват пластов разработкой (заводнением) и, как результат, увеличить конечную нефтеотдачу.The application of the proposed method for developing an oil reservoir at a late stage improves the accuracy of determining the intervals for the placement of water-saturated zones and residual oil-saturated zones from geological sections by open holes inside the reservoir and reduces the duration of the method by conducting fiber-optic system for downhole thermometry, which makes it possible to open (casing perforation columns) only in oil-saturated intervals of residual oil deposits, which, in turn, allows to produce products with a lower water content, to increase production of oil and, consequently, increase the coverage of layers develop (flooding), and as a result, to increase the ultimate recovery.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012101400/03A RU2488691C1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Development method of oil deposit at late stage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012101400/03A RU2488691C1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Development method of oil deposit at late stage |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2488691C1 true RU2488691C1 (en) | 2013-07-27 |
Family
ID=49155682
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012101400/03A RU2488691C1 (en) | 2012-01-13 | 2012-01-13 | Development method of oil deposit at late stage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2488691C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570723C1 (en) * | 2014-12-10 | 2015-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Oil deposit development method |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2667531C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Experimentation method for coal-methanol wells using optical fiber |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136880C1 (en) * | 1997-12-15 | 1999-09-10 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method for investigation of wells |
| RU2194885C1 (en) * | 2001-11-27 | 2002-12-20 | Саяпин Вадим Васильевич | Electropneumatic control device for piston and jet pneumatic drives of pipeline ball cocks |
| US6640900B2 (en) * | 2001-07-12 | 2003-11-04 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus to monitor, control and log subsea oil and gas wells |
| RU2384698C1 (en) * | 2009-04-20 | 2010-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well investigation |
| RU2417305C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
-
2012
- 2012-01-13 RU RU2012101400/03A patent/RU2488691C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136880C1 (en) * | 1997-12-15 | 1999-09-10 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method for investigation of wells |
| US6640900B2 (en) * | 2001-07-12 | 2003-11-04 | Sensor Highway Limited | Method and apparatus to monitor, control and log subsea oil and gas wells |
| RU2194885C1 (en) * | 2001-11-27 | 2002-12-20 | Саяпин Вадим Васильевич | Electropneumatic control device for piston and jet pneumatic drives of pipeline ball cocks |
| RU2384698C1 (en) * | 2009-04-20 | 2010-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well investigation |
| RU2417305C1 (en) * | 2010-06-18 | 2011-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of oil deposit |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2570723C1 (en) * | 2014-12-10 | 2015-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Oil deposit development method |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2667531C1 (en) * | 2017-08-21 | 2018-09-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Experimentation method for coal-methanol wells using optical fiber |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Zheng et al. | Key evaluation techniques in the process of gas reservoir being converted into underground gas storage | |
| Sanchez | Management of water alternating gas (WAG) injection projects | |
| RU2761946C1 (en) | Method and device for determining the approach to the integrated development of shale and neighboring oil reservoirs | |
| Macaulay et al. | Design of a steam pilot in a fractured carbonate reservoir-Qarn Alam field, Oman | |
| Shen | SAGD for heavy oil recovery | |
| RU2488691C1 (en) | Development method of oil deposit at late stage | |
| Chen | Assessing and improving steam-assisted gravity drainage: Reservoir heterogeneities, hydraulic fractures, and mobility control foams | |
| Volokitin et al. | West Salym ASP pilot: surveillance results and operational challenges | |
| Duval et al. | Successful application of hot-water circulation in the Pelican Lake field: results and analyses of the E29 hot-water-injection pilot | |
| EP3631164B1 (en) | Improvements in or relating to injection wells | |
| Chao et al. | Sedimentary characteristics, evolution and controlling factors of the alluvial fans, the north of Qinghai Lake | |
| CA2642589A1 (en) | Method for formation permeability profile determination | |
| Kaijun et al. | Sparse well pattern and high-efficient development of metamorphic buried hills reservoirs in Bohai Sea area, China | |
| Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
| Akram et al. | A model to predict wireline formation tester sample contamination | |
| RU2431745C1 (en) | Method for development of deposit of heavy oil or bitumen with implementation of two well head horizontal wells | |
| WO2019066811A1 (en) | Passive wellbore monitoring with tracers | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| CA2897686A1 (en) | Hydrocarbon recovery process | |
| Mukmin et al. | Polymer trial using horizontal wells: conceptual well completion design and surveillance planning aspects | |
| Wang | Reservoir Modeling and Production Performance Analysis to Investigate the Impacts of Reservoir Properties on Steam-Assisted Gravity Drainage in Cold Lake Oil Sands, Alberta | |
| Rice | Steam-soak performance in south Oman | |
| Glynn-Morris et al. | Characterizing feed zones in geothermal fields: integrated learnings from completion testing, image logs and continuous core | |
| Bybee | Alaskan Heavy Oil: First CHOPS at an Untapped Arctic Resource |