RU2527422C1 - Operation method for wells placed in oil-water contact zone - Google Patents
Operation method for wells placed in oil-water contact zone Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527422C1 RU2527422C1 RU2013129978/03A RU2013129978A RU2527422C1 RU 2527422 C1 RU2527422 C1 RU 2527422C1 RU 2013129978/03 A RU2013129978/03 A RU 2013129978/03A RU 2013129978 A RU2013129978 A RU 2013129978A RU 2527422 C1 RU2527422 C1 RU 2527422C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- formation
- well
- products
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке месторождений нефти, подстилаемых водой.The invention relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields, underlain by water.
Уровень техникиState of the art
При традиционном способе эксплуатации скважин, расположенных в водонефтяной зоне залежи, то есть скважин, вскрывших продуктивный горизонт в области границы раздела между нефтью и водой (далее в данном документе указанная граница называется водонефтяным контактом, или ВНК), происходит подъем ВНК вблизи скважины, называемый «конусом обводнения».In the traditional method of operating wells located in the oil-water zone of the reservoir, that is, wells that have opened a productive horizon in the region of the interface between oil and water (hereinafter, this boundary is called the oil-water contact, or OWC), an OWC is raised near the well, called " flooding cone. "
На Фиг. 1 приведен пример образования зоны пониженного давления возле интервала перфорации в пласте при работе скважины по обычному способу эксплуатации скважины, то есть при использовании одного интервала перфорации, через который и производится отбор нефтесодержащей продукции (нефти и/или воды в чистом виде или в виде смеси с каким-либо другими частицами и компонентами, попадающими в скважину). При отборе продукции возле интервала перфорации возникает зона пониженного давления, при этом по мере отдаления от интервала перфорации степень падения давления уменьшается. Таким образом, около скважины образуется градиент давления.In FIG. Figure 1 shows an example of the formation of a reduced pressure zone near the perforation interval in the formation during well operation according to the usual method of operating the well, that is, when using one perforation interval through which oil-containing products (oil and / or water in pure form or in the form of a mixture with any other particles and components entering the well). When selecting products near the perforation interval, a zone of reduced pressure arises, and as the distance from the perforation interval, the degree of pressure drop decreases. Thus, a pressure gradient forms around the well.
В случаях, когда скважина расположена в области нефтяной залежи, подстилаемой водой, такой интервал перфорации может располагаться поблизости от границы ВНК. Как известно, при наличии градиента давления происходит движение жидкости в направлении уменьшения давления, а поскольку граница ВНК представляет собой проницаемую, подвижную поверхность, происходит движение не только нефти, но и воды. Такое движение также известно из области техники как прорыв подошвенной воды.In cases where the well is located in the area of the oil reservoir underlain by water, such an interval of perforation may be located near the boundary of the oil and gas complex. As you know, in the presence of a pressure gradient, the fluid moves in the direction of decreasing pressure, and since the BHC boundary is a permeable, moving surface, not only oil, but also water moves. Such a movement is also known in the art as a breakthrough of plantar water.
Таким образом, ВНК перемещается вверх, в сторону пониженного давления, рано или поздно достигая интервала перфорации. Тем самым, как показано на фиг. 2, при обычном способе эксплуатации скважины в зоне перфорации образуется так называемый «конус обводнения». При этом происходит частичное или полное замещение нефти водой в зоне перфорации и, соответственно, снижение выработки нефтенасыщенной части пласта. После того как произошел прорыв воды в область перфорации, для восстановления коэффициента выработки приходится проводить затратные с точки зрения времени и ресурсов работы по изоляции прорыва.Thus, the KSS moves upward, towards lower pressure, sooner or later reaching the perforation interval. Thus, as shown in FIG. 2, in the conventional method of operating the well in the perforation zone, a so-called “flooding cone” is formed. In this case, partial or complete replacement of oil by water in the perforation zone and, accordingly, a decrease in the production of the oil-saturated part of the formation occur. After a breakthrough of water has occurred in the perforation area, in order to restore the production coefficient, it is necessary to carry out work that is expensive in terms of time and resources to isolate the breakout.
Соответственно, существует необходимость предотвращать возникновение конусов обводнения.Accordingly, there is a need to prevent flooding cones.
Из уровня техники известны методики, позволяющие бороться с конусами обводнения. Одной из таких методик, в частности, является способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтегазовых скважин, раскрытый в патенте US 6,125,936 («Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning» (Способ одновременно-раздельной эксплуатации нефтегазовой скважины для минимизации образования конусов обводнения), МПК E21B 43/12; E21B 43/14; E21B 43/32; E21B 43/38, опубл. 03.10.2000, автор: SWISHER MARK D [US]). В указанном способе выполняется перфорация скважины в нижней и верхней частях пласта, и затем вода добывается с контролируемой скоростью в нижней части пласта так, что создается падение давления, равное падению давления, создаваемому добычей углеводородов в верхней части пласта. Соответственно, углеводороды добываются с минимальным образованием конусов обводнения со скоростью, которая максимизирует рентабельность.The prior art methods are known to combat flooding cones. One such technique, in particular, is a method for simultaneously and separately operating oil and gas wells, disclosed in US Pat. No. 6,125,936 ("Dual completion method for oil / gas wells to minimize water coning" (Method for simultaneously and separately operating an oil and gas well to minimize formation of flooding cones) ), IPC E21B 43/12; E21B 43/14; E21B 43/32; E21B 43/38, publ. 03.10.2000, author: SWISHER MARK D [US]). In this method, perforation of the well in the lower and upper parts of the formation is performed, and then water is produced at a controlled speed in the lower part of the formation so that a pressure drop is created equal to the pressure drop created by hydrocarbon production in the upper part of the formation. Accordingly, hydrocarbons are produced with minimal formation of watering cones at a rate that maximizes profitability.
Тем не менее, в данном патенте не раскрываются варианты подбора необходимого оборудования для применения в скважине. Единственный путь подбора оборудования, который очевидно следует из данного патента, состоит в том, что необходимо в скважину спустить два глубинных прибора с целью замера давлений в верхней и нижней областях перфорации, что потребует дополнительных затрат времени и ресурсов. Более того, следует учесть, что возможна ситуация, при которой потребуется замена выбранного глубинного оборудования в связи с отклонениями запланированных параметров работы от фактических, так как пластовое давление в призабойной зоне зависит от темпов отбора.However, this patent does not disclose options for selecting the necessary equipment for use in the well. The only way to select equipment, which obviously follows from this patent, is to lower two deep instruments into the well in order to measure pressures in the upper and lower perforation regions, which will require additional time and resources. Moreover, it should be noted that a situation is possible in which it will be necessary to replace the selected downhole equipment due to deviations of the planned operation parameters from the actual ones, since the reservoir pressure in the bottomhole zone depends on the selection rate.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Как следует из вышесказанного, существует необходимость в разработке надежной и низкозатратной методики подбора оборудования одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) в скважине, расположенной в зоне водонефтяного контакта, с предотвращением при этом возникновения конусов обводнения и исключения необходимости частой смены этого оборудования.As follows from the foregoing, there is a need to develop a reliable and low-cost technique for selecting equipment for simultaneous and separate operation (WEM) in a well located in the oil-water contact zone, while preventing flooding cones and eliminating the need for frequent changes of this equipment.
Настоящее изобретение направлено на устранение вышеупомянутых недостатков уровня техники и решает указанную задачу за счет применения способа эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта, содержащего этапы, на которых:The present invention is aimed at eliminating the aforementioned disadvantages of the prior art and solves this problem by applying a method of operating wells located in a water-oil contact zone, comprising the steps of:
перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта;perforating the well in the area of the oil-containing part of the formation and in the area of the water-containing part of the formation;
организуют одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью, так чтобы забойное давление в водосодержащей части пласта не превышало забойное давление в нефтесодержащей части пласта;organize simultaneous separate selection of products from the oil-containing and water-containing parts of the formation through said perforation at a controlled speed so that the bottomhole pressure in the water-containing part of the formation does not exceed the bottom-hole pressure in the oil-containing part of the formation;
при этом регулируют скорость отбора продукции из скважины и выбирают оборудование для отбора с учетом следующего соотношения:at the same time, they control the rate of production selection from the well and select equipment for selection, taking into account the following ratio:
где Q1 и Q2 - объемный расход продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно,where Q 1 and Q 2 - the volumetric flow rate of products taken from the oil-containing and water-containing parts of the reservoir, respectively,
μ1 и μ2 - вязкость продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно,μ 1 and μ 2 - viscosity of products taken from the oil-containing and water-containing parts of the reservoir, respectively,
k1 и k2 - проницаемость нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, иk 1 and k 2 - the permeability of the oil-containing and water-containing parts of the reservoir, respectively, and
h1 и h2 - мощность нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно.h 1 and h 2 - the power of oil-containing and water-containing parts of the reservoir, respectively.
Применение данного способа позволяет повысить эффективность и надежность эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.The application of this method improves the efficiency and reliability of the operation of wells located in the zone of oil-water contact.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг. 1 изображен пример формирования градиента давления в зоне перфорации при обычном способе эксплуатации скважины.In FIG. 1 shows an example of the formation of a pressure gradient in a perforation zone in the conventional method of operating a well.
На фиг. 2 изображен пример образования конуса обводнения в зоне перфорации при обычном способе эксплуатации скважины.In FIG. 2 shows an example of the formation of a watering cone in a perforation zone in a conventional well operation method.
На фиг. 3 изображен пример применения способа эксплуатации скважины, расположенной в зоне водонефтяного контакта, согласно варианту осуществления настоящего изобретения.In FIG. 3 shows an example application of a method for operating a well located in a water-oil contact zone according to an embodiment of the present invention.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Во избежание негативных последствий применения описанного в уровне техники традиционного способа, предлагается организовать одновременный отбор как в нефтеносной, так и в водоносной частях пласта, что позволит создать зону разрежения давления также и в водоносной части пласта, что, в свою очередь, будет препятствовать движению ВНК в силу того, что между верхней и нижней частями пласта будет отсутствовать перепад давления. Для организации одновременного отбора по обоим пропласткам предлагается внедрить установку ОРЭ на границе ВНК.In order to avoid the negative consequences of applying the traditional method described in the prior art, it is proposed to organize simultaneous selection both in the oil-bearing and in the water-bearing parts of the formation, which will allow creating a pressure rarefaction zone in the water-carrying part of the formation, which, in turn, will impede the movement of oil due to the fact that there will be no pressure difference between the upper and lower parts of the reservoir. In order to organize simultaneous selection for both layers, it is proposed to introduce a WEM unit at the VNK border.
Вариант осуществления предлагаемого способа изображен на фиг. 3. В частности, усовершенствованный способ эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта, может содержать следующие этапы.An embodiment of the proposed method is depicted in FIG. 3. In particular, an improved method of operating wells located in the oil-water contact zone may include the following steps.
Скважина перфорируется в области нефтесодержащей части пласта выше ВНК и в области водосодержащей части пласта ниже ВНК. Указанные зоны перфорации должны находиться на некотором расстоянии друг от друга в целях предотвращения влияния возможных случайных перепадов давления.The well is perforated in the area of the oil-containing part of the formation above the oil-producing complex and in the area of the water-containing part of the formation below the oil-producing complex. The specified perforation zones should be at some distance from each other in order to prevent the influence of possible accidental pressure drops.
Затем через отверстия в зонах перфорации организовывается одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта. Для отбора продукции может применяться любая известная подходящая установка ОРЭ. В частности, как показано на фиг. 3, может применяться установка ОРЭ, содержащая две колонны, при этом с помощью одной колонны может выполняться отбор нефти, а с помощью другой колонны может выполняться отбор воды.Then, through separate openings in the perforation zones, simultaneous separate selection of products from oil-containing and water-containing parts of the formation is organized. For the selection of products can be used any known suitable installation WEM. In particular, as shown in FIG. 3, an ORE unit containing two columns can be used, while oil can be drawn using one column, and water can be taken using the other column.
Для предотвращения движения зеркала ВНК по направлению к верхнему интервалу перфорации, необходимо организовать работу таким образом, чтобы забойное давление в водосодержащей части пласта (Рзаб.в) не превышало забойное давление в нефтесодержащей (Рзаб.н). Если в призабойной зоне пласта Рзаб.в 
За счет этого, как видно из фиг. 3, не создаются условия для движения ВНК, то есть образования конуса обводнения не происходит.Due to this, as can be seen from FIG. 3, conditions are not created for the movement of KSS, that is, the formation of a watering cone does not occur.
Следует отметить, что зон перфорации как в нефтесодержащей части пласта выше ВНК, так и в водосодержащей части пласта ниже ВНК, может быть больше одной. Кроме того, может применяться установка ОРЭ с большим количеством колонн, например, в целях повышения эффективности регулирования темпов отбора продукции и предотвращения конусообразования, а также упрощения утилизации отбираемой воды.It should be noted that the zones of perforation in the oil-containing part of the formation above the BHC, and in the water-containing part of the formation below the BHC, may be more than one. In addition, an ORE installation with a large number of columns can be used, for example, in order to increase the efficiency of regulating the rate of product selection and prevent cone formation, as well as simplifying the disposal of water taken.
Для регулирования темпов отбора для поддержания заданных давлений обычно используется формула Дюпюи.The Dupuis formula is usually used to control the rate of selection to maintain set pressures.
где Q - объемный расход (дебит) отбираемой продукции,where Q is the volumetric flow rate (flow rate) of the selected products,
μ - вязкость отбираемой продукции,μ is the viscosity of the selected products,
k - проницаемость пласта, иk is the permeability of the formation, and
h - мощность пласта,h is the thickness of the reservoir,
Pконт - контурное давление,P cont - circuit pressure,
Pзаб - забойное давление,P zab - bottomhole pressure,
Rконт - радиус контура,R cont - the radius of the contour,
Соответственно, чтобы определять требуемую скорость отбора продукции (или иными словами, требуемый дебит) для той или иной колонны, необходимо измерять все вышеперечисленные параметры, в том числе забойное давление.Accordingly, in order to determine the required production rate (or in other words, the required flow rate) for a particular column, it is necessary to measure all of the above parameters, including bottomhole pressure.
Однако из формулы (1) можно вывести обратную зависимость забойного давления от дебита, которая показывает, какое давление должно поддерживаться вблизи областей перфорации:However, from the formula (1), we can derive the inverse dependence of the bottomhole pressure on the flow rate, which shows what pressure should be maintained near the perforation areas:
Таким образом, забойное давление в нефтесодержащей части пласта (указанное индексом 1) равноThus, the bottomhole pressure in the oil-containing part of the reservoir (indicated by index 1) is
тогда как забойное давление в водосодержащей части пласта (указанное индексом 2) равноwhile the bottomhole pressure in the water-containing part of the reservoir (indicated by index 2) is equal to
Как указано выше, забойное давление в водосодержащей части пласта не должно превышать забойное давление в нефтесодержащей части пласта, то естьAs indicated above, the bottomhole pressure in the water-containing part of the formation should not exceed the bottom-hole pressure in the oil-containing part of the formation, i.e.
Pзаб1 
где Pзаб1 - забойное давление в нефтесодержащей части пласта,where P zab1 - bottomhole pressure in the oily part of the reservoir,
Pзаб2 - забойное давление в водосодержащей части пласта.P zab2 - bottomhole pressure in the water-containing part of the reservoir.
Подставив полученные выражения (3) и (4) в неравенство (5), получаем следующий результат:Substituting the obtained expressions (3) and (4) into inequality (5), we obtain the following result:
илиor
который приводит к неожиданному выводу, что для поддержания требуемых давлений в зонах перфорации нет необходимости знать и измерять сами эти давления, поскольку темпы (скорость) отбора продукции можно регулировать на основании достоверных данных о физико-химических свойствах нефти и воды, а также с учетом фильтрационно-емкостных свойств пласта, при этом с высокой достоверностью можно определить дебиты для обеспечения неподвижности ВНК в зоне отбора.which leads to an unexpected conclusion that in order to maintain the required pressures in the perforation zones, it is not necessary to know and measure these pressures themselves, since the rate (speed) of product selection can be adjusted based on reliable data on the physicochemical properties of oil and water, as well as taking into account filtration -capacitive properties of the reservoir, while with high reliability it is possible to determine the flow rates to ensure the immobility of the OWC in the selection zone.
В частности, можно отметить, что задействованные в выражениях (6) и (7) значения вязкости отбираемой продукции (μ), проницаемости пласта (k) и мощности пласта (h) являются значениями, которые не требуют частого измерения, поскольку не подвержены резким или случайным изменениям. Таким образом, периодически измеряя значения μ, k и h в водосодержащей и нефтесодержащей частях пласта, можно определять значениеIn particular, it can be noted that the values of the viscosity of the selected products (μ), the permeability of the formation (k) and the thickness of the formation (h) involved in expressions (6) and (7) are values that do not require frequent measurement, since they are not subject to sharp or random changes. Thus, by periodically measuring the values of μ, k and h in the water-containing and oil-containing parts of the reservoir, it is possible to determine the value
которое далее в данном документе называется поправочным коэффициентом (ПК). Период измерения значений μ, k и h, и соответственно, период определения поправочного коэффициента может составлять, например, 1 раз в 2-3 года.which is hereinafter referred to as the correction factor (PC). The period of measuring the values of μ, k and h, and, accordingly, the period of determination of the correction factor can be, for example, 1 time in 2-3 years.
Периодически определяя ПК, а также задавая значение Q1 (дебита продукции из нефтесодержащей части пласта), можно выбирать с помощью соотношения (7) значение Q2 (дебита продукции из водосодержащей части пласта). Тем самым, будет обеспечиваться условие (5).By periodically determining the PC, as well as setting the value of Q 1 (production rate from the oil-containing part of the formation), one can select using the relation (7) the value Q 2 (production rate from the water-containing part of the formation). Thus, condition (5) will be ensured.
Кроме того, воспользовавшись упомянутыми измерениями для определения поправочного коэффициента, а также подбором значений дебита для выполнения соотношения (7), можно точно определить, какое оборудование следует использовать для отбора продукции, при этом в отличие от методик, известных из уровня техники, не потребуется замена глубинно-насосного оборудования в связи с отклонениями замеренных параметров давления от действующих. Так, на типоразмер глубинно-насосного оборудования могут влиять именно темпы отбора продукции, и даже при изменении ПК дебиты Q1 и Q2 можно подбирать так, чтобы не было необходимости менять оборудование по меньшей мере в одной из колонн установки ОРЭ.In addition, using the above measurements to determine the correction factor, as well as selecting flow rates to fulfill relation (7), you can accurately determine which equipment should be used to select products, and, unlike the methods known from the prior art, no replacement is required deep-well pumping equipment in connection with deviations of the measured pressure parameters from the existing ones. So, the type of production of deep-well pumping equipment can be influenced by the rate of production selection, and even when the PC is changed, the flow rates Q 1 and Q 2 can be selected so that there is no need to change equipment in at least one of the columns of the WEM installation.
Применение предлагаемого способа эксплуатации скважин позволяет снизить подвижность подошвенных вод в вертикальном направлении, приблизить условия эксплуатации залежи к поршневому способу эксплуатации, увеличить безводный период эксплуатации скважин и конечный коэффициент нефтеотдачи, снизить затраты времени и ресурсов, избежать необходимости смены оборудования, или иными словами, повысить эффективность и надежность эксплуатации скважин, расположенных в зоне водонефтяного контакта.The application of the proposed method of operating wells allows to reduce the mobility of bottom water in the vertical direction, to bring the operating conditions of the reservoir closer to the piston method of operation, to increase the anhydrous period of operation of wells and the final oil recovery coefficient, to reduce the cost of time and resources, to avoid the need to change equipment, or in other words, to increase efficiency and reliability of operation of wells located in the oil-water contact zone.
Следует понимать, что конкретные варианты осуществления, описанные выше, являются лишь примерами и не должны рассматриваться как ограничение настоящего изобретения, и специалисты в данной области техники могут внести в него изменения и дополнения без отступления от сущности и объема изобретения. Объем изобретения задается последующей прилагаемой формулой изобретения.It should be understood that the specific embodiments described above are merely examples and should not be construed as limiting the present invention, and those skilled in the art can make changes and additions thereto without departing from the spirit and scope of the invention. The scope of the invention is defined by the following appended claims.
Claims (3)
где Q1 и Q2 - объемный расход продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, μ1 и μ2 - вязкость продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, k1 и k2 - проницаемость нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно, и h1 и h2 - мощность нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, соответственно.1. A method of operating a well located in the oil-water contact zone, comprising the steps of: perforating the well in the region of the oil-containing part of the formation and in the region of the water-containing part of the formation; organize simultaneous separate selection of products from oil-containing and water-containing parts of the formation through the said perforation with adjustable speed; wherein the speed control contains stages in which: measure the viscosity of the products taken from the oil-containing and water-containing parts of the formation, and the permeability and power of the oil-containing and water-containing parts of the formation; choose the speed of product selection and equipment for product selection, taking into account the following ratio:
where Q 1 and Q 2 are the volumetric consumption of products taken from the oil-containing and water-containing parts of the formation, respectively, μ 1 and μ 2 are the viscosity of the products taken from the oil-containing and water-containing parts of the formation, respectively, k 1 and k 2 are the permeability of the oil-containing and water-containing parts of the reservoir, respectively, and h 1 and h 2 - the power of oil-containing and water-containing parts of the reservoir, respectively.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013129978/03A RU2527422C1 (en) | 2013-07-01 | 2013-07-01 | Operation method for wells placed in oil-water contact zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013129978/03A RU2527422C1 (en) | 2013-07-01 | 2013-07-01 | Operation method for wells placed in oil-water contact zone |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527422C1 true RU2527422C1 (en) | 2014-08-27 |
Family
ID=51456517
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013129978/03A RU2527422C1 (en) | 2013-07-01 | 2013-07-01 | Operation method for wells placed in oil-water contact zone |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527422C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2828819A (en) * | 1955-08-29 | 1958-04-01 | Gulf Oil Corp | Oil production method |
| SU1038470A1 (en) * | 1981-06-25 | 1983-08-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Method for isolating formation waters |
| SU1694876A1 (en) * | 1989-03-30 | 1991-11-30 | Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола | Method of isolating formation water in oil wells |
| US6125936A (en) * | 1996-08-26 | 2000-10-03 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| RU2290502C1 (en) * | 2006-03-23 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil pool |
-
2013
- 2013-07-01 RU RU2013129978/03A patent/RU2527422C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2828819A (en) * | 1955-08-29 | 1958-04-01 | Gulf Oil Corp | Oil production method |
| SU1038470A1 (en) * | 1981-06-25 | 1983-08-30 | Сибирский научно-исследовательский институт нефтяной промышленности | Method for isolating formation waters |
| SU1694876A1 (en) * | 1989-03-30 | 1991-11-30 | Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола | Method of isolating formation water in oil wells |
| US6125936A (en) * | 1996-08-26 | 2000-10-03 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| RU2290502C1 (en) * | 2006-03-23 | 2006-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for extracting an oil pool |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9803469B2 (en) | Method for controlling fluid interface level in gravity drainage oil recovery processes with crossflow | |
| US20120278053A1 (en) | Method of Providing Flow Control Devices for a Production Wellbore | |
| RU2390628C1 (en) | Method of oil-field management | |
| RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| Dietrich | Relative permeability during cyclic steam stimulation of heavy-oil reservoirs | |
| RU2547530C1 (en) | Method of development of gas-and-oil reservoirs | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| CN111582532A (en) | Stress-sensitive oil reservoir horizontal well fluid production capacity prediction method and device | |
| Quintero et al. | Dynamics of Multiphase Flow Regimes in Toe-Up and Toe-Down Horizontal Wells | |
| RU2527422C1 (en) | Operation method for wells placed in oil-water contact zone | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2299977C2 (en) | Method for oil production at the later stage of oil deposit having water bed development | |
| US9273542B2 (en) | Method for controlling fluid interface level in gravity drainage oil recovery processes with crossflow | |
| RU2533465C1 (en) | Well completion and operation method for underground gas storage in water-bearing formation with inhomogeneous lithologic structure | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2282024C1 (en) | Method for productive bed development | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2630321C1 (en) | Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well | |
| CA2958648A1 (en) | Method for controlling fluid interface level in gravity drainage oil recovery processes with crossflow | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170702 |