RU2502861C2 - Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it - Google Patents
Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it Download PDFInfo
- Publication number
- RU2502861C2 RU2502861C2 RU2011142319/03A RU2011142319A RU2502861C2 RU 2502861 C2 RU2502861 C2 RU 2502861C2 RU 2011142319/03 A RU2011142319/03 A RU 2011142319/03A RU 2011142319 A RU2011142319 A RU 2011142319A RU 2502861 C2 RU2502861 C2 RU 2502861C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- wells
- water
- deposit
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к способам разработки нефтяной залежи с применением газа и/или водогазовой смеси (ВГС).The invention relates to the oil industry and, in particular, to methods for developing an oil reservoir using gas and / or water-gas mixture (HCV).
Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU №2391495, МПК 8 E21B 43/20, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2010 г.), включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, при этом в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия:A known method of developing an oil deposit (patent RU No. 2391495, IPC 8 E21B 43/20, published in Bulletin No. 16 of 06/10/2010), including ejecting gas with water and injecting in a cyclic mode to increase oil recovery in the oil reservoir along the column elevator pipes of the water-gas mixture formed by mixing gas with water, supplied under pressure to a mixing device, which is used as a liquid-gas dispersant installed at the mouth of the injection well, while gas is taken into the liquid-gas dispersant under pressure, taking either from gas wells or from the gas interval opened by the same injection well, isolated from the injection interval and communicated through the annular cavity through the column of elevator pipes and shut-off and control devices with a liquid-gas dispersant, and the gas-water mixture is periodically alternated in each a cycle with the injection of either only gas, or with the sequential injection of water and gas or gas and water, maintaining the pressure at the bottom of the injection well in the injection interval, subject to hold:
Pг<Pс<Pв,Pg <Ps <Pv,
где Pc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;where Pc is the bottomhole pressure during the injection of a water-gas mixture into the formation;
Pг и Pв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды, причем величины Pг, Pс и Pв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений, при этом в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах.Pg and Pb are bottomhole pressures, respectively, when only gas or only water is injected, and the values of Pg, Pc and Pb in each cycle vary from the specified minimum to the specified maximum values, while during periods of simultaneous supply of water and gas to the liquid-gas dispersant the water flow rate is kept constant, and the gas flow rate is changed within predetermined limits, or the gas flow rate is kept constant, and the water flow rate is varied within the predetermined limits.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, сложность осуществления, так как необходимо отбирать газ на устье скважины из газовой интервала этой же скважины, готовить на устье нагнетательной скважины водогазовую смесь с помощью жидкостно-газового диспергатора, при этом в нагнетательной скважине необходимо изолировать (пакером) интервал отбора газа и закачки водогазовой смеси пакера;- firstly, the complexity of the implementation, since it is necessary to take gas at the wellhead from the gas interval of the same well, to prepare a water-gas mixture at the mouth of the injection well using a liquid-gas dispersant, and the gas sampling interval must be isolated (packer) in the injection well and injecting a packer water-gas mixture;
- во-вторых, необходим постоянный контроль в процессе закачки водогазовой смеси в нагнетательную скважину, так как в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах;- secondly, constant monitoring is required during the injection of the water-gas mixture into the injection well, since during the periods of simultaneous supply of water and gas to the liquid-gas disperser, the water flow rate is kept constant, and the gas flow rate is changed within the set limits, or the gas flow rate is kept constant, and the water flow rate is changed within specified limits;
- в-третьих, скважины выполнены вертикальными, поэтому его применении не обеспечивается максимальный коэффициент охвата по площади нефтяной залежи.- thirdly, the wells are made vertical, therefore, its application does not provide the maximum coverage factor for the area of the oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой (варианты) (патент RU №2312983, МПК 8 E21B 43/24, опубл. в бюл. №35 от 20.12.2007 г.).A known method for the development of oil fields with a gas cap (options) (patent RU No. 2312983, IPC 8 E21B 43/24, publ. In bull. No. 35 from 12/20/2007).
По первому варианту: Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта и область нефтяной оторочки через нагнетательные скважины рабочего агента - горячей воды, причем при низком коэффициенте песчанистости и большой расчлененности пласта закачку горячей воды осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры ее кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.According to the first option: A method of developing oil fields with a gas cap involves drilling a reservoir with injection and production wells and injecting hot agent into the oil-gas contact area and the oil rim area through the injection wells, and hot water is injected with a low coefficient of sandiness and large formation fragmentation with a temperature above the initial reservoir temperature and below its boiling point with pressure at the mouth of the injection well, the well is used horizontal ones are used, in which the upper parts open the gas cap, and the lower parts open all oil-saturated interlayers, placing injection wells above the producers in the presence of an impermeable bridge between the gas cap and the oil rim, and in the absence of the specified bridge - between the producers.
По второму варианту: Способ разработки нефтяных месторождений с газовой шапкой включает разбуривание залежи нагнетательными и добывающими скважинами и закачку в область газонефтяного контакта рабочего агента - водогазовой смеси ВГС, причем при высоком коэффициенте песчанистости и низкой расчлененности пласта закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины, используют ВГС, полученную диспергированием горячей воды с газом до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, скважины используют горизонтальные, в которых верхние части вскрывают газовую шапку, а нижние части вскрывают все нефтенасыщенные пропластки, располагая нагнетательные скважины над добывающими при наличии непроницаемой перемычки между газовой шапкой и нефтяной оторочкой, а при отсутствии указанной перемычки - между добывающими.According to the second option: A method for developing oil fields with a gas cap involves drilling a reservoir by injection and producing wells and pumping a working gas — a water-gas mixture of HCV into the gas-oil contact area, and with a high coefficient of sandiness and low formation stratification, the HCV is injected with a temperature above the initial reservoir temperature and below the boiling point at a pressure at the mouth of the injection well, HCV is used, obtained by dispersing hot water with gas to form of fine-graded HCV with a density lower than the density of oil under formation conditions, horizontal wells are used, in which the upper parts open the gas cap, and the lower parts open all oil-saturated interlayers, placing injection wells above the production ones in the presence of an impermeable bridge between the gas cap and the oil rim, and in the absence of the specified jumper - between extractive.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
во-первых, высокие затраты для осуществления способа, обусловленные тем, что производят бурение нескольких горизонтальных скважин, которыми вскрывают как газовую залежь (газовую шапку), так и нефтяную залежь (нефтенасыщенные пропластки), что требует привлечения значительных материальных и финансовых затрат.firstly, the high costs for implementing the method, due to the fact that several horizontal wells are drilled, which open both a gas deposit (gas cap) and an oil deposit (oil-saturated interlayers), which requires significant material and financial costs.
во-вторых, высокие энергозатраты на подготовку рабочего агента закачиваемого в горизонтальные нагнетательные скважины, в качестве которого используется горячая вода или водогазовая смесь (ВГС), полученная диспергированием горячей воды с газом на устье скважины до образования мелкодисперсной ВГС с плотностью, меньшей плотности нефти в пластовых условиях, а также необходимость привлечения дополнительного оборудования: водогрейных котлов, диспергаторов;secondly, high energy costs for the preparation of a working agent injected into horizontal injection wells, using hot water or a water-gas mixture (HCV) obtained by dispersing hot water and gas at the wellhead until a fine-grained HCV is formed with a density lower than the density of oil in the reservoir conditions, as well as the need to attract additional equipment: boilers, dispersants;
в-третьих, низкая эффективность применения способа при наличии непроницаемой перемычки между нефтяной и газовой залежами, горизонтальные нагнетательные скважины располагают над добывающими, при этом ускоряется обводнение и снижается пластовое давление в нефтяной залежи и как следствие уменьшается коэффициент извлечения нефти (КИН);thirdly, the low efficiency of the method in the presence of an impermeable bridge between the oil and gas deposits, horizontal injection wells are located above the production wells, while watering is accelerated and reservoir pressure in the oil reservoir is reduced and, as a result, the oil recovery coefficient (CIN) is reduced;
- в-четвертых, необходим постоянный контроль в процессе закачки водогазовой смеси в горизонтальные нагнетательные скважины, так как закачку ВГС осуществляют с температурой выше начальной пластовой температуры и ниже температуры кипения при давлении на устье нагнетательной скважины.- fourthly, constant monitoring is necessary during the injection of the water-gas mixture into the horizontal injection wells, since the HCV is pumped at a temperature above the initial reservoir temperature and below the boiling point at a pressure at the mouth of the injection well.
Технической задачей изобретения является снижение финансовых и материальных затрат за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин путем разбуривания разветвлений из нагнетательной горизонтальной скважины, а также снижение энергозатрат и исключение привлечения дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи и в сочетании с периодической закачкой воды, которая образует водогазовую смесь непосредственно в нефтяной залежи и повышение эффективности за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИН), что достигается увеличением пластового давления в нефтяной залежи путем закачки рабочего агента снизу вверх к забоям добывающих скважин, а в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную разветвленно-горизонтальную скважину с последующим образованием ВГС в залежи, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой ВГС.An object of the invention is to reduce financial and material costs by eliminating the drilling of several horizontal wells by drilling branches from an injection horizontal well, as well as reducing energy consumption and eliminating the involvement of additional equipment for the preparation of HCV through the use of gas in the reservoir and in combination with periodic injection water, which forms a water-gas mixture directly in the oil reservoir and increase efficiency by increasing the coefficient oil recovery factor (ORF), which is achieved by increasing the reservoir pressure in the oil reservoir by pumping the working agent from the bottom up to the bottom faces of the producing wells, and gas working gas and water pumped from the wellhead into the branched horizontal well with subsequent formation are used as the working agent HCV in the reservoir, which does not require constant monitoring at the wellhead for the temperature of the HCV.
Поставленная задача решается способом разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком, включающим бурение вертикальных и горизонтальных добывающих и нагнетательных скважин в нефтяной залежи, закачку рабочего агента в нагнетательные и отбор продукции из добывающих скважин.The problem is solved by the method of developing an oil deposit located above the gas deposit and separated from it by an impermeable layer, including drilling vertical and horizontal production and injection wells in an oil deposit, pumping a working agent into injection wells and selecting products from production wells.
Новым является то, что бурят дополнительную горизонтальную скважину в газовой залежи, затем из нее бурят разветвления, направленные вверх через непроницаемый пропласток с выходом разветвлений в нефтяную залежь и с возможностью сообщения нефтяной и газовой залежей между собой, в процессе разработки нефтяной залежи с устья производят закачку воды в дополнительную горизонтальную скважину с образованием водогазовой смеси в этой скважине, при прорыве газа в стволы добывающих скважин сокращают отбор продукции из этих скважин на 40-50% до восстановления забойного давления в них, после чего возобновляют отбор продукции из них в прежнем объеме.What is new is that an additional horizontal well is drilled in the gas reservoir, then branches are drilled from it, directed upward through the impermeable interlayer with branching into the oil reservoir and with the possibility of communicating the oil and gas reservoirs with each other, during the development of the oil reservoir from the mouth, they inject water into an additional horizontal well with the formation of a water-gas mixture in this well, when a gas breaks into the shafts of producing wells, reduce production from these wells by 40-50% to anovleniya bhp in them, and then resume the selection of products from them in the same volume.
На чертеже изображен предлагаемый способ разработки залежи нефти, расположенной над газовой залежью и отделенной от нее непроницаемым пропластком.The drawing shows the proposed method for the development of oil deposits located above the gas reservoir and separated from it by an impermeable layer.
Способ разработки залежи нефти 1, расположенной над газовой залежью 2 и отделенной от нее непроницаемым пропластком 3 включает бурение вертикальных и горизонтальных добывающих скважин, а также вертикальных и горизонтальных нагнетательных скважин в нефтяной залежи 1.The method of developing an
Например, вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальных 5 добывающих скважин и вертикальных 6; 6'; … 6n и горизонтальных 7 нагнетательных скважин в нефтяной залежи 1.For example, vertical 4; four'; ... 4 n and horizontal 5 production wells and vertical 6; 6 '; ... 6 n and horizontal 7 injection wells in
Производят закачку рабочего агента, например, сточной воды в вертикальные 6; 6'; … 6n и горизонтальную 7 нагнетательные скважины, а отбор продукции осуществляют из вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальных 5 добывающих скважинProduce the injection of a working agent, for example, waste water in a vertical 6; 6 '; ... 6 n and horizontal 7 injection wells, and the selection of products is carried out from vertical 4; four'; ... 4 n and 5 horizontal production wells
По мере выработки запасов нефти из нефтяной залежи 1 она истощается, в ней снижается пластовое давление, и последующая разработка данной нефтяной залежи 1 становится экономически неэффективной.As the development of oil reserves from
С целью извлечения остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 бурят дополнительную горизонтальную скважину 8 в газовой залежи 2, затем из нее бурят разветвления 8'; 8''; … 8n, направленные вверх через непроницаемый пропласток 3 с выходом разветвлений в нефтяную залежь 1.In order to extract the remaining oil reserves from the
Запускают нефтяную залежь 1 в разработку. В качестве рабочего агента по вытеснению остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 используют газ газовой залежи 2 и воду, закачиваемую с устья в нагнетательную горизонтальную скважину 8, с разветвлениями 8'; 8''; … 8n с последующим образованием водогазовой смеси (ВГС) в дополнительной горизонтальной скважине 8, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой закачиваемой в залежь ВГС.Launch
Газ, находящийся в газовой залежи 2 через разветвления 8'; 8''; … 8n, пробуренные из дополнительной горизонтальной скважины 8, связывающие газовую залежь 2 с нефтяной залежью 2 поступает на нефтяную залежь 1, где вытесняет нефти из пор и растворяется в нефти, что приводит к снижению вязкости нефти в нефтяной залежи 1.Gas located in
Производят периодическую закачку воды с устья дополнительной горизонтальной скважины 8. Воду закачивают с устья в дополнительную горизонтальную скважину 8, например, по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фиг. не показано), спущенных в дополнительную горизонтальную скважину 8.Periodically injected water from the mouth of an additional
Для осуществления предложенного способа, например, используется попутно добываемая вода из этой же нефтяной залежи 1, например сточная плотностью ρ=1120 кг/м3, которая обладает лучшими вытесняющими способностями, чем пресная вода.To implement the proposed method, for example, produced water from the
Использование технологии водогазового воздействия ВГС позволяет совместить основное преимущество применения воды, заключающееся в близости вязкостных характеристик воды и нефти и достигаемый за счет этого значительный коэффициент охвата вытеснением, и главное преимущество закачки газа, которое состоит в высоких отмывающих способностях последнего, за счет чего достигается высокий коэффициент вытеснения.Using the water-gas treatment technology of HCV allows you to combine the main advantage of using water, which is the proximity of the viscosity characteristics of water and oil and, due to this, a significant coefficient of coverage by displacement, and the main advantage of gas injection, which consists in high washing abilities of the latter, thereby achieving a high coefficient crowding out.
При закачке в пласт газа происходит растворение его в нефти и, как следствие, уменьшение ее вязкости и плотности, а также увеличение газосодержания и объемного коэффициента. Опытным путем установлено, что уменьшение вязкости нефти при осуществлении данного способа достигает 2,5-3 раз. Также опытным путем было установлено, что максимальный прирост коэффициента вытеснения нефти наблюдался при соотношении газ/вода в водогазовой смеси от 1:2,3 до 1:1,5.When gas is injected into the formation, it dissolves in oil and, as a result, decreases its viscosity and density, as well as an increase in gas content and volumetric coefficient. It has been experimentally established that a decrease in the viscosity of oil during the implementation of this method reaches 2.5-3 times. It was also experimentally established that the maximum increase in the oil displacement coefficient was observed when the gas / water ratio in the water-gas mixture was from 1: 2.3 to 1: 1.5.
Регулированием объема (увеличением или уменьшением) подачи воды с устья в нагнетательную горизонтальную скважину достигают вышеуказанного соотношения газ/вода в ВГС поступающей в нефтяную залежь 1, исходя из максимального прироста коэффициента вытеснения нефти (определяют по увеличению отбора объема нефти из вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 добывающих скважин.By controlling the volume (increase or decrease) of the water supply from the wellhead to the horizontal injection well, the above gas / water ratio in the HCV entering the
Кроме того, в процессе осуществления предложенного способа увеличивается пластовое давление (Pпл) в нефтяной залежи 1, что приводит к увеличению коэффициента вытеснения, поэтому нефть из пород коллекторов, находящихся в подошве 11 нефтяной залежи 1 поднимается вверх и вытесняется и через интервалы перфорации добывающих вертикальной 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 скважин. Откуда продукция насосами отбирается на поверхность.In addition, in the process of implementing the proposed method, the reservoir pressure (P PL ) in the
По мере выработки остаточных запасов нефти из нефтяной залежи 1 из пород коллекторов возможны прорывы газа в отдельные вертикальные 4; 4'; … 4n и горизонтальную 5 добывающие скважины. Прорывы газа в вертикальные 4; 4'; … 4n и горизонтальную 5 добывающие скважины происходят по наиболее проницаемым прослоям после вытеснения из них жидкости (нефти и воды). Для их выявления следят за величиной газового фактора в вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 добывающих скважинах и за химическим составом отбираемого газа.As the development of residual oil reserves from
Поэтому периодически путем отбора проб продукции отбираемой из добывающих вертикальных 4; 4'; … 4n и горизонтальной 5 скважин определяют величину газового фактора, а также химический состав газа, и при выявлении прорыва газа в добывающие скважины, например в вертикальную добывающую скважину 4', отбор продукции из этой скважины сокращают на 40-50%. В результате чего возрастает забойное давление в вертикальной добывающей скважине 4' и поступление газа через интервал перфорации в ствол этой вертикальной добывающей скважины 4' снижается или полностью прекращается. После чего возобновляют объем отбор продукции из добывающей скважины 4 до прежнего значения.Therefore, periodically by sampling products taken from extractive vertical 4; four'; ... 4 n and horizontal 5 wells determine the value of the gas factor, as well as the chemical composition of the gas, and when a gas breakthrough is detected in production wells, for example, in vertical production well 4 ', the selection of products from this well is reduced by 40-50%. As a result, the bottomhole pressure in the vertical production well 4 ′ increases and the gas flow through the perforation interval into the barrel of this vertical production well 4 ′ decreases or completely stops. Then resume the selection of products from
Например, отбор продукции из вертикальной добывающей скважины 4' составляет Qп=11 м3/сут, при этом забойное давление (P3) снижает с 12 МПа до 7 МПа. При появлении в отбираемой продукции газа, попавшего в ствол вертикальной добывающей скважины 4' из газовой залежи 2, определяемого по химическому анализу, сокращают объемы отбора продукции на 40-50%, т.е. уменьшают на (11·(40-50%)/100%)=4,4-5,5 м3/сут., до величины Qк=11 м3/сут - (4,4-5,5 м3/сут)=6,6-5,5 м3/сут, примем Qк=6 м3/сут. Таким образом, после снижения объема отбора продукции до Qк=6 м3/сут восстанавливается забойное давление в вертикальной добывающей скважины 4', например до 11,5 МПа. После чего отбор из вертикальной добывающей скважины 4' восстанавливают в полном объеме (до прежней величины) Qп=11 м3/сут.For example, the selection of products from a vertical production well 4 'is Q p = 11 m 3 / day, while the downhole pressure (P 3 ) decreases from 12 MPa to 7 MPa. When gas appears in the sampled product that has fallen into the vertical production wellbore 4 'from the
Предложенный способ позволяет снизить финансовые и материальные затраты за счет исключения бурения нескольких горизонтальных скважин, а путем разбуривания разветвлений из дополнительной горизонтальной скважины, а также позволяет снизить энергозатраты и исключить привлечение дополнительного оборудования на подготовку ВГС за счет использования газа, находящегося в залежи и в сочетании с периодической закачкой воды, которая образует водогазовую смесь непосредственно в нефтяной залежи и повысить эффективность осуществления способа за счет увеличения коэффициента извлечения нефти (КИП), что достигается увеличением пластового давления в нефтяной залежи путем закачки рабочего агента снизу вверх к забоям добывающих скважин, а в качестве рабочего агента используют газ газовой залежи и воду, закачиваемую с устья в дополнительную разветвление-горизонтальную скважину с последующим образованием ВГС в залежи, что не требует постоянного контроля на устье скважины за температурой ВГС.The proposed method allows to reduce financial and material costs by eliminating the drilling of several horizontal wells, and by drilling branches from an additional horizontal well, and also reduces energy costs and eliminates the involvement of additional equipment for the preparation of HCV through the use of gas located in the reservoir and in combination with periodic injection of water, which forms a water-gas mixture directly in the oil reservoir and to increase the efficiency of the method and due to an increase in the oil recovery coefficient (CIP), which is achieved by increasing the reservoir pressure in the oil reservoir by pumping the working agent from the bottom up to the bottom of the producing wells, and as the working agent, gas from the gas reservoir and water pumped from the wellhead into an additional branching horizontal well with subsequent formation of HCV in the reservoir, which does not require constant monitoring at the wellhead for the temperature of the HCV.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142319/03A RU2502861C2 (en) | 2011-10-19 | 2011-10-19 | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011142319/03A RU2502861C2 (en) | 2011-10-19 | 2011-10-19 | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2011142319A RU2011142319A (en) | 2013-04-27 |
| RU2502861C2 true RU2502861C2 (en) | 2013-12-27 |
Family
ID=49151997
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011142319/03A RU2502861C2 (en) | 2011-10-19 | 2011-10-19 | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2502861C2 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4842068A (en) * | 1986-12-31 | 1989-06-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process for selectively treating a subterranean formation using coiled tubing without affecting or being affected by the two adjacent zones |
| RU2027848C1 (en) * | 1992-03-11 | 1995-01-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Method of exploitation of gas-oil pools |
| SU1471635A1 (en) * | 1986-05-19 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of reef oil pools with fissured, porous and cavernous reservoirs |
| RU2279539C2 (en) * | 2002-05-08 | 2006-07-10 | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) | Oil deposit development method |
| RU2312983C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method to develop oil deposit with gas cap (variants) |
| RU2342522C1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-12-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
-
2011
- 2011-10-19 RU RU2011142319/03A patent/RU2502861C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1471635A1 (en) * | 1986-05-19 | 1995-08-09 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Method for development of reef oil pools with fissured, porous and cavernous reservoirs |
| US4842068A (en) * | 1986-12-31 | 1989-06-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Process for selectively treating a subterranean formation using coiled tubing without affecting or being affected by the two adjacent zones |
| RU2027848C1 (en) * | 1992-03-11 | 1995-01-27 | Сумбат Набиевич Закиров | Method of exploitation of gas-oil pools |
| RU2279539C2 (en) * | 2002-05-08 | 2006-07-10 | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) | Oil deposit development method |
| RU2312983C1 (en) * | 2006-04-10 | 2007-12-20 | Федеральное агентство по образованию Российский Государственный Университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method to develop oil deposit with gas cap (variants) |
| RU2342522C1 (en) * | 2007-04-26 | 2008-12-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2011142319A (en) | 2013-04-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2342522C1 (en) | Cyclic method of hydrocarbon deposits development of wells with horizontal borehole | |
| RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
| RU2448240C1 (en) | Development method of oil deposits in carbonate reservoirs with water-oil zones | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| EA012022B1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| RU2502861C2 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated with non-permeable interlayer from it | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2558546C1 (en) | Multilayer oil deposit development method | |
| RU2469183C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181020 |