RU2498054C1 - Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage - Google Patents
Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2498054C1 RU2498054C1 RU2012111409/03A RU2012111409A RU2498054C1 RU 2498054 C1 RU2498054 C1 RU 2498054C1 RU 2012111409/03 A RU2012111409/03 A RU 2012111409/03A RU 2012111409 A RU2012111409 A RU 2012111409A RU 2498054 C1 RU2498054 C1 RU 2498054C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- production wells
- oil
- pressure
- production
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам регулирования разработки нефтяной залежи на последней стадии с использованием форсированного режима, и может быть использовано для увеличения отбора жидкости и добычи нефти. Известен способ разработки обводненной нефтяной залежи в пласте монолитного строения (Патент RU №2060365, МПК Е21В 43/20 опубл. 20.05.1996). Способ включает закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в нестационарном режиме и отбор нефти через добывающие скважины. На поздней стадии разработки залежи выявляют распределение текущих нефтенасыщенных толщин и определяют текущее значение давления насыщения нефти газом. Скважины с обводненностью, близкой к предельной, находящиеся в краевых зонах с пониженными значениями текущих нефтенасыщенных толщин эксплуатируют периодически. Скважины, находящиеся в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин, эксплуатируют в условиях форсированных отборов и забойных давлений ниже текущего значения давления насыщения нефти газом. При достижении обводненности, близкой к предельной, скважинами, расположенными в зонах с повышенными значениями текущих нефтенасыщенных толщин и краевой зоне, выявляют интервалы с невыработанными запасами нефти в разрезах этих скважин. В скважинах с такими интервалами производят изоляцию зоны перфорации с последующей перфорацией интервалов, содержащих недоизвлеченную нефть, и эксплуатируют эти скважины на формированных режимах. Отдельные добывающие скважины, в которых произведено вскрытие прослоев с недовытесненной нефтью после достижения предельной обводненности, переводят под нагнетание рабочего агента при селективной перфорации против прослоев, идентичных прослоям, содержащим нефть в разрезах соседних добывающих скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for regulating the development of oil deposits at the last stage using the forced mode, and can be used to increase the selection of liquid and oil production. There is a method of developing a waterlogged oil reservoir in a monolithic formation (Patent RU No. 2060365, IPC ЕВВ 43/20 publ. 05.20.1996). The method includes the injection of a working agent through injection wells in an unsteady mode and the selection of oil through production wells. At a late stage of reservoir development, the distribution of current oil-saturated thicknesses is detected and the current value of the gas saturation pressure of the oil is determined. Wells with a water cut close to the limit, located in the marginal zones with reduced values of the current oil-saturated thicknesses, are operated periodically. Wells located in areas with increased values of current oil-saturated thicknesses are operated under conditions of forced withdrawals and bottomhole pressures below the current value of oil saturation gas pressure. Upon reaching water cut close to the limit, wells located in areas with increased values of current oil-saturated thicknesses and the marginal zone identify intervals with undeveloped oil reserves in the sections of these wells. In wells with such intervals, the perforation zone is isolated with subsequent perforation of the intervals containing under-extracted oil, and these wells are operated in the formed modes. Separate production wells, in which the interbeds with underfilled oil were opened after reaching the maximum water cut, are transferred under injection of the working agent during selective perforation against interbeds identical to the interbeds containing oil in sections of neighboring producing wells.
Недостатком данного способа является низкий коэффициент извлечения нефти (КИН) на поздних стадиях разработки, так как не учитывается состояние всего месторождения, а только отельных скважин, форсированный режим применяется без предварительного повышения давления в пласте месторождения.The disadvantage of this method is the low coefficient of oil recovery (CIN) in the late stages of development, since the state of the entire field is not taken into account, but only of individual wells, the forced mode is applied without first increasing the pressure in the field formation.
Наиболее близким является способ разработки нефтяной залежи (Патент RU №2184216, МПК Е21В 43/16, опубл. 27.06.2002). Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам разработки нефтяных залежей, сложенных неоднородными пластами. Обеспечивает повышение коэффициента нефтеизвлечения за счет вовлечения в разработку низкопроницаемой и застойной зоны пласта. Способ включает периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме с остановкой. Время остановки определяют по данным гидродинамических исследований скважин. При этом весь фонд добывающих скважин подразделяют на три группы. К первой группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции выше средней текущей обводненности всех скважин. Ко второй группе относят добывающие скважины с текущей обводненностью добываемой продукции ниже средней текущей обводненности всех скважин, но выше средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. К третьей группе относят добывающие скважины, в которых текущая обводненность добываемой продукции ниже средней накопленной обводненности за все время эксплуатации залежи. Проводят лабораторные исследования для определения объемного коэффициента нефти, плотности нефти в поверхностных условиях, коэффициента вытеснения нефти вытесняющим агентом, давления насыщения нефти газом, коэффициентов упругоемкости пластовой жидкости и породы. Дополнительно анализируют результаты предыдущего периода эксплуатации каждой добывающей скважины и определяют подвижные запасы нефти, длины главных и нейтральных линий тока, рассчитывают радиусы зон дренирования скважин. Один цикл, включающий в себя периодическую закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и периодическую эксплуатацию части добывающих скважин на форсированном режиме, разделяют на четыре периода. В первом из них отключают из эксплуатации добывающие скважины первой группы при работающих добывающих скважинах остальных групп и при закачке вытесняющего агента в нагнетательные скважины. Во втором периоде дополнительно отключают из эксплуатации добывающие скважины второй группы. В третьем периоде прекращают закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины второй группы. В четвертом периоде возобновляют закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины и вводят в эксплуатацию добывающие скважины первой группы. Затем циклы повторяют до полного заводнения коллекторов или до достижения экономических критериев прекращения эксплуатации скважин. Продолжительность каждого периода в сутках в цикле определяют по аналитическим выражениям.The closest is the method of development of oil deposits (Patent RU No. 2184216, IPC ЕВВ 43/16, publ. 06/27/2002). The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for developing oil deposits composed of heterogeneous formations. Provides an increase in oil recovery due to the involvement in the development of low permeability and stagnant formation zones. The method includes periodic injection of a displacing agent into injection wells and periodic operation of part of the production wells in forced mode with a stop. Stop time is determined by the data of hydrodynamic studies of wells. Moreover, the entire stock of producing wells is divided into three groups. The first group includes production wells with a current water cut of produced products above the average current water cut of all wells. The second group includes production wells with a current water cut of produced products below the average current water cut of all wells, but above the average accumulated water cut for the entire life of the reservoir. The third group includes production wells in which the current water cut of the produced product is lower than the average accumulated water cut for the entire life of the reservoir. Laboratory studies are carried out to determine the volumetric coefficient of oil, the density of oil under surface conditions, the coefficient of oil displacement by a displacing agent, the pressure of oil saturation with gas, the elastic coefficients of the reservoir fluid and rock. Additionally, the results of the previous period of operation of each producing well are analyzed and the mobile oil reserves, the lengths of the main and neutral streamlines are determined, the radii of the drainage zones of the wells are calculated. One cycle, which includes the periodic injection of the displacing agent into the injection wells and the periodic operation of part of the production wells in forced mode, is divided into four periods. In the first of them, production wells of the first group are shut down from operation with operating production wells of the remaining groups and when the displacing agent is injected into injection wells. In the second period, production wells of the second group are additionally shut down from operation. In the third period, the displacement agent is stopped pumping into injection wells and production wells of the second group are put into operation. In the fourth period, the injection of the displacing agent into injection wells is resumed and the production wells of the first group are put into operation. Then the cycles are repeated until the reservoir is completely flooded or until the economic criteria for shutting down the wells are achieved. The duration of each period in days in a cycle is determined by analytical expressions.
Недостатком данного способа являются низкий КИН на поздних стадиях разработки, так как не учитывается состояние всего месторождения, а только отельных групп скважин, сложность реализации и контроля, что приводит к высоким материальным затратам.The disadvantage of this method is the low oil recovery factor in the late stages of development, since it does not take into account the condition of the entire field, but only hotel groups of wells, the complexity of implementation and control, which leads to high material costs.
Техническими задачами способа разработки нефтяных месторождений с переходом на форсированный режим на завершающей стадии являются снижение материальных затрат и повышение КИН за счет воздействия на все месторождение и общий контроль добываемой продукции (нефти).The technical objectives of the method of developing oil fields with the transition to forced operation at the final stage are to reduce material costs and increase oil recovery factor due to the impact on the entire field and the overall control of the produced products (oil).
Техническая задача решается способом разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии, включающим определение давления насыщения газом продукции, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции из добывающих скважин в несколько этапов. На заключительном этапе производится выработка остаточных запасов нефти за счет поддержания уровня добычи нефти на добывающих скважинах исходя из рассчитанных на постоянно действующей геолого-технологической модели (ПДГТМ) режимов отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции скважин с остановкой закачки рабочего агента через нагнетательные скважины.The technical problem is solved by the method of developing oil fields with maintaining the level of oil production using the forced mode at the final stage, including determining the pressure of saturation of the product with gas, injecting the working agent into injection wells and selecting products from production wells in several stages. At the final stage, residual oil reserves are produced by maintaining the level of oil production at producing wells based on the regimes of fluid sampling calculated on a constantly operating geological and technological model (PDHTM) up to the transition to a forced regime for sampling well production with stopping the injection of the working agent through injection wells .
Новым является то, что разработку ведут в три этапа. На первом производят закачку рабочего агента с увеличением в несколько стадий раз в 4-12 месяцев. Срок определяется в зависимости от продолжительности положительного эффекта. Увеличение проводится на 5-30% до первоначального давления, но не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения. В добывающих скважинах поддерживается забойное давление на начальном уровне. Продолжительность первого этапа предложенного метода определяется до точки локального экстремума графика значения относительной эффективности промывки по времени (фиг.1). Затем переходят на второй этап, на котором производят закачку рабочего агента со снижением в несколько этапов раз в 4-12 месяцев на 5-30%. Одновременно отключаются добывающие скважины с обводненностью выше 95%. На остальных добывающих скважинах снижается забойное давление для сохранения постоянного перепада давлений между нагнетательными и добывающими скважинами. Забойное давление в добывающих скважинах снижают до уровня насыщения газом, после чего переходят на заключительный этап. Для этого отключают нагнетательные скважины, а в добывающих скважинах устанавливают режим поддержания текущего уровня добычи нефти за счет увеличения отбора жидкости вплоть до перехода на форсированный режим отбора продукции. Добывающие скважины с обводненностью выше предельно допустимого уровня или дебитами ниже экономической рентабельности останавливаются.New is that the development is carried out in three stages. At the first, the working agent is injected with an increase of several stages every 4-12 months. The term is determined depending on the duration of the positive effect. The increase is carried out by 5-30% to the initial pressure, but not exceeding the hydraulic fracturing pressure of the given reservoir layer. In production wells, bottomhole pressure is maintained at the initial level. The duration of the first stage of the proposed method is determined to the point of a local extremum of the graph of the relative washing efficiency over time (Fig. 1). Then they proceed to the second stage, where the working agent is injected with a decrease in several stages every 4-12 months by 5-30%. At the same time, production wells with water cuts above 95% are shut off. In other production wells, bottom-hole pressure is reduced to maintain a constant pressure drop between injection and production wells. Downhole pressure in production wells is reduced to the level of gas saturation, and then go to the final stage. For this, injection wells are turned off, and in production wells, a regime is established to maintain the current level of oil production by increasing fluid withdrawal up to the transition to a forced production sampling mode. Production wells with water cuts above the maximum permissible level or production rates below economic profitability are stopped.
На фиг.1 изображен график изменения коэффициента относительной эффективности промывки во времени.Figure 1 shows a graph of changes in the coefficient of relative washing efficiency over time.
На фиг.2 изображен график добычи нефти и жидкости по этапам.Figure 2 shows a graph of oil and liquid production in stages.
На фиг.3 изображен график закачки рабочего агента по этапам.Figure 3 shows a graph of the injection of the working agent in stages.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
При разработке нефтяных залежей последней стадии разработки устанавливается задача довыработки остаточных запасов. В предлагаемом способе оставшейся период разработки разделяют условно на три этапа (см. фиг.2 и 3). На первом, осуществляется ступенчатое увеличение пластового давления раз в 4-12 месяцев, в зависимости от продолжительности положительного эффекта, на 5-30% до давления, не превышающего давление гидроразрыва данного пласта месторождения, за счет увеличения закачки агента через нагнетательные скважины, увеличивая энергию пласта месторождения на 20-30% от первоначального. На действующем фонде добывающих скважин сохраняют текущий режим поддержания установленного уровня забойного давления. За счет увеличения депрессии на добывающих скважинах увеличивается отбор жидкости и соответственно возрастает добыча нефти. Время между шагами увеличения нагнетания определяется по продолжительности положительного эффекта, вызванного изменением режима, с помощью геофизических исследований и прогнозных гидродинамических расчетов на ПДГТМ месторождения.During the development of oil deposits of the last stage of development, the task is set to additionally develop residual reserves. In the proposed method, the remaining development period is conditionally divided into three stages (see figure 2 and 3). At the first stage, a step-by-step increase in reservoir pressure is carried out every 4-12 months, depending on the duration of the positive effect, by 5-30% to a pressure not exceeding the hydraulic fracturing pressure of a given reservoir layer, by increasing the injection of the agent through injection wells, increasing the reservoir energy deposits by 20-30% of the original. The current fund of producing wells maintains the current mode of maintaining the established level of bottomhole pressure. Due to the increase in depression in production wells, fluid withdrawal increases and oil production increases accordingly. The time between the steps of increasing the injection is determined by the duration of the positive effect caused by the change in mode, using geophysical studies and predictive hydrodynamic calculations at PDGTM deposits.
Поддержание пластового давления осуществляется за счет вывода из эксплуатации скважин, достигших предельно допустимого уровня обводненности (95%), и компенсации отбора закачкой. Продолжительность эксплуатации месторождения на первом этапе определяется по зависимости коэффициента относительной эффективности промывки от времени (фиг.1).Maintenance of reservoir pressure is carried out due to decommissioning of wells that have reached the maximum permissible level of water cut (95%), and compensation for injection selection. The duration of field operation at the first stage is determined by the dependence of the coefficient of relative washing efficiency on time (Fig. 1).
Коэффициента относительной эффективности промывки (Коэп) определяется по формуле:The coefficient of relative washing efficiency (K oep ) is determined by the formula:
где Qнефти - добыча нефти за выбранный период;where Q oil - oil production for the selected period;
WPT1 - накопленная добыча воды на текущий период;WPT 1 - accumulated water production for the current period;
WPT2 - накопленная добыча воды за предыдущий период.WPT 2 - cumulative water production for the previous period.
Дата, соответствующая точки локального экстремума (максимального или минимального значения Коэп) на графике, будет являться моментом для перевода месторождения на следующий этап разработки. Построение зависимости проводятся на основе данных прогнозных расчетов, полученных на ПДГТМ нефтяного месторождении с шагом выдачи данных в три месяца, который сопоставляется с геофизическими исследованиями месторождения. Шаг выдачи данных может варьироваться в зависимости от требуемой точности от месяца до года. В качестве примера использовалась зависимость (см. фиг.2 и 3), рассчитанная на модели третьего блока Березовской площади Ромашкинского месторождения.The date corresponding to the local extremum point (the maximum or minimum value of K oep ) on the graph will be the moment for the transfer of the field to the next stage of development. Dependencies are built on the basis of forecasting data obtained at the PDGTM oil field with a data output step of three months, which is compared with geophysical exploration of the field. The step of data output may vary depending on the required accuracy from a month to a year. As an example, the dependence was used (see FIGS. 2 and 3) calculated on the model of the third block of the Berezovskaya area of the Romashkinskoye field.
На втором этапе предложенного способа осуществляется ступенчатое снижение закачки раз в 4-12 месяцев на 5-30% до достижения первоначального уровня. График ступенчатого снижения закачки второго этапа определяется индивидуально исходя из особенностей месторождения, накопленной энергии пласта, скорости обводнения продукции и планов по добыче нефти. В таблице представлено варианты снижения закачки рабочего агента в пласт через нагнетательные скважины на третьем блоке Березовской площади.At the second stage of the proposed method, a step-by-step reduction in injection is carried out every 4-12 months by 5-30% until the initial level is reached. The schedule for the stepwise decrease in the injection of the second stage is determined individually based on the characteristics of the field, the accumulated energy of the reservoir, the rate of watering of the products and plans for oil production. The table shows the options for reducing the injection of the working agent into the reservoir through injection wells on the third block of Berezovskaya Square.
В результате гидродинамических расчетов на модели третьего блока Березовской площади наиболее оптимальным был выбран вариант с 10% снижением закачки один раз в 12 месяцев, так как дает наибольшую эффективность за суммарный период.As a result of hydrodynamic calculations on the model of the third block of Berezovskaya area, the most optimal option was chosen with a 10% reduction in injection once every 12 months, since it gives the greatest efficiency for the total period.
На добывающих скважинах за счет постепенного снижения забойного давления поддерживается заданная депрессия, позволяющая не снижать объем добываемой жидкости. Одновременно проводится отключение скважин, достигающих предельно допустимого уровня обводненности продукции (95%). Скорость снижения забойного давления на добывающих скважинах подбирается таким образом, чтобы достижение уровня давления насыщения газом на всех скважинах достигалось одновременно. Продолжительность этапа оценивается на основании геофизических исследований и прогнозных гидродинамических расчетов.In production wells, due to the gradual decrease in bottomhole pressure, a predetermined depression is maintained, which allows not to reduce the volume of produced fluid. At the same time, shutdown of wells reaching the maximum permissible level of water cut of production (95%) is carried out. The rate of decrease in bottomhole pressure at production wells is selected so that the achievement of the level of gas saturation pressure at all wells is achieved simultaneously. The duration of the stage is estimated on the basis of geophysical studies and forecast hydrodynamic calculations.
Переход к завершающему третьему этапу (фиг.2 и 3) разработки производится после установки на добывающих скважинах уровней забойного давления, равного давлению насыщения нефти газом. На данном этапе останавливаются нагнетательные скважины, а на добывающих скважинах устанавливаются режимы исходя из условия поддержания установившегося уровня добычи нефти. Расчеты по определению режимов работы добывающих скважин проводятся на ПДГТМ. Для этого рассчитывается необходимый уровень отбора жидкости для выполнения заданного условия, вплоть до перехода к форсированному режиму отбора продукции (фиг.2). При этом учитываются технологические ограничения условий разработки месторождения и эксплуатации скважин. Для поддержания добычи с использованием форсированного режима отбора продукции определяется минимально допустимый уровень снижения забойного давления ниже давления насыщения нефти газом на 30-40%.The transition to the final third stage (FIGS. 2 and 3) of the development is carried out after installing bottom-hole pressure levels at production wells equal to the saturation pressure of oil with gas. At this stage, injection wells are stopped, and modes are established at production wells based on the conditions for maintaining a steady level of oil production. Calculations to determine the operating modes of producing wells are carried out at PDGTM. For this, the necessary level of fluid withdrawal is calculated to fulfill the specified conditions, up to the transition to the forced production selection regime (Fig. 2). In this case, technological limitations of the field development and well operation conditions are taken into account. To maintain production using the forced production selection mode, the minimum acceptable level of downhole pressure decrease below the saturation pressure of oil by gas is determined by 30-40%.
В ходе испытаний метода на третьем блоке Березовской площади Ромашкинского месторождения конечный КИН увеличился на 3,8% и материальные затраты снизились на 14,0%.During the method tests on the third block of the Berezovskaya area of the Romashkinskoye field, the final recovery factor increased by 3.8% and material costs decreased by 14.0%.
Предлагаемый способ разработки нефтяных месторождений с переходом на форсированный режим на завершающей стадии позволяет снизить материальные затраты на 10-17% и повысить конечный КИН на 3-6% за счет воздействия на все месторождение и общего контроля добываемой продукции (нефти).The proposed method for the development of oil fields with the transition to the forced mode at the final stage allows to reduce material costs by 10-17% and increase the final oil recovery factor by 3-6% due to the impact on the entire field and the overall control of the produced products (oil).
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111409/03A RU2498054C1 (en) | 2012-03-23 | 2012-03-23 | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111409/03A RU2498054C1 (en) | 2012-03-23 | 2012-03-23 | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2012111409A RU2012111409A (en) | 2013-09-27 |
| RU2498054C1 true RU2498054C1 (en) | 2013-11-10 |
Family
ID=49253789
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012111409/03A RU2498054C1 (en) | 2012-03-23 | 2012-03-23 | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2498054C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559990C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2816602C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-04-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2012783C1 (en) * | 1990-11-11 | 1994-05-15 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" | Method for development of high-viscosity oil field |
| RU2069259C1 (en) * | 1990-09-11 | 1996-11-20 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" | Method for development of oil pool |
| RU2184216C1 (en) * | 2000-10-13 | 2002-06-27 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Process of development of oil field |
| RU2378502C1 (en) * | 2008-09-16 | 2010-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil formation |
| RU2418155C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
| WO2011071588A1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-06-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of controlling solvent injection to aid recovery of hydrocarbons from an underground reservoir |
| US20120055685A1 (en) * | 2010-05-21 | 2012-03-08 | James Kenneth Sanders | Methods for increasing oil production |
-
2012
- 2012-03-23 RU RU2012111409/03A patent/RU2498054C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2069259C1 (en) * | 1990-09-11 | 1996-11-20 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" | Method for development of oil pool |
| RU2012783C1 (en) * | 1990-11-11 | 1994-05-15 | Центральная научно-исследовательская лаборатория Производственного объединения "Оренбургнефть" | Method for development of high-viscosity oil field |
| RU2184216C1 (en) * | 2000-10-13 | 2002-06-27 | Хисамутдинов Наиль Исмагзамович | Process of development of oil field |
| RU2378502C1 (en) * | 2008-09-16 | 2010-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil formation |
| WO2011071588A1 (en) * | 2009-12-09 | 2011-06-16 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of controlling solvent injection to aid recovery of hydrocarbons from an underground reservoir |
| RU2418155C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage |
| US20120055685A1 (en) * | 2010-05-21 | 2012-03-08 | James Kenneth Sanders | Methods for increasing oil production |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2559990C1 (en) * | 2014-10-10 | 2015-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2816602C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-04-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2012111409A (en) | 2013-09-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2480584C1 (en) | Method for online forecasting of main parameters of oil deposits development | |
| CN107578342A (en) | It is a kind of based on the Model coupling method of exhaustion realize low-permeability oil deposit between open working system method for optimizing | |
| RU2013148583A (en) | METHOD FOR DYNAMIC EVALUATION OF COMPLIANCE WITH OIL COLLECTOR TECHNICAL REQUIREMENTS AND INCREASE OF PRODUCTION AND OIL PRODUCTION USING ASYMMETRIC ANALYSIS OF WORK INDICATORS | |
| CN104832156A (en) | Method for predicting yield of gas well | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2351752C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs | |
| Boah et al. | Decline curve analysis and production forecast studies for oil well performance prediction: a case study of reservoir X | |
| Chen et al. | Optimization of production performance in a CO2 flooding reservoir under uncertainty | |
| RU2498054C1 (en) | Method of oil-field development with maintenance of oil level production by means of forced mode usage at closing stage | |
| RU2521245C1 (en) | Control method of oil pool development | |
| US20230229981A1 (en) | Star rating management method and system for deployment and implementation of gas field development wells | |
| RU2494235C1 (en) | Development method of oil deposits with changeover to forced operation conditions at final stage | |
| RU2594496C1 (en) | Method for further development of bottom water-drive reservoir with low pressure gas reserves | |
| US11501043B2 (en) | Graph network fluid flow modeling | |
| RU2184216C1 (en) | Process of development of oil field | |
| Lazutkin et al. | Oil Production Enhancement Operations Recommendations by Well-Testing and Decline Analyze | |
| Rafiei | Improved oil production and waterflood performance by water allocation management | |
| RU2611097C1 (en) | Method of developing oil deposits at late stage of operation | |
| CN113052374B (en) | Data-driven intelligent prediction method for casing loss depth of oil well | |
| RU2301326C1 (en) | Oil field development control method | |
| RU2290501C1 (en) | Method for extracting an oil pool | |
| RU2558093C1 (en) | Control method of oil pool development | |
| Sylvester et al. | A method for stimulation candidate well selection | |
| Zalavadia et al. | Using hybrid models for unconventional production opportunities and value generation—Case studies | |
| RU2753215C1 (en) | Method for regulating development of oil deposit |