RU2720848C1 - Method for development of oil deposit with inter-formation flows - Google Patents
Method for development of oil deposit with inter-formation flows Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720848C1 RU2720848C1 RU2020101970A RU2020101970A RU2720848C1 RU 2720848 C1 RU2720848 C1 RU 2720848C1 RU 2020101970 A RU2020101970 A RU 2020101970A RU 2020101970 A RU2020101970 A RU 2020101970A RU 2720848 C1 RU2720848 C1 RU 2720848C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- production
- water
- wells
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 74
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 55
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 21
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 8
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 42
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract 8
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 1
- 238000010219 correlation analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002262 irrigation Effects 0.000 description 1
- 238000003973 irrigation Methods 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности, к разработке месторождений нефти с перетоками води и/или нефти из разных уровней.The invention relates to the oil and gas industry, in particular, to the development of oil fields with flows of water and / or oil from different levels.
Известен способ эксплуатации скважины (патент RU №2527422, МПК E21B 43/12, E21B 43/14, E21B 43/32, опубл. 27.08.2014, Бюл. №24), расположенной в зоне водонефтяного контакта, содержащий этапы, на которых: перфорируют скважину в области нефтесодержащей части пласта и в области водосодержащей части пласта; организовывают одновременный раздельный отбор продукции из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта через упомянутую перфорацию с регулируемой скоростью; при этом регулирование скорости содержит этапы, на которых: измеряют значения вязкости продукции, отбираемой из нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта, и проницаемости и мощности нефтесодержащей и водосодержащей частей пласта; выбирают скорость отбора продукции и оборудование для отбора продукции с учетом следующего соотношения:A known method of operating a well (patent RU No. 2527422, IPC E21B 43/12, E21B 43/14, E21B 43/32, published on 08.27.2014, Bull. No. 24), located in the oil-water contact zone, containing stages in which: 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; 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:
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, если скважина содержит по меньшей мере две колонны, и отбор продукции из нефтесодержащей части пласта выполняют с помощью колонн, отличных от тех колонн, с помощью которых выполняют отбор продукции из водосодержащей части пласта.where Q1 and Q2 are the volumetric consumption of products taken from the oil-containing and water-containing parts of the formation, respectively, μ1 and μ2 are the viscosity of the products taken from the oil-containing and water-containing parts of the formation, respectively, k1 and k2 are the permeability of the oil-containing and water-containing parts of the formation, respectively, and h1 and h2 are the power of the oil-containing and water-containing parts of the formation, respectively, if the well contains at least two columns, and the selection of products from the oil-containing part of the formation is performed using columns other than those columns that select products from the water-containing part of the formation.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в пределах одного пласта и из одной скважины, сложность реализации из-за необходимости переноса пакера при изменении уровня водонефтяного контакта (ВНК) и необходимости контроля за проницаемостью пласта и вязкостью продукции, добываемой из разных горизонтов.The disadvantages of this method are the narrow scope due to the possibility of using only within one formation and from one well, the difficulty of implementation due to the need to transfer the packer when changing the level of water-oil contact (WOC) and the need to control the permeability of the formation and the viscosity of the products extracted from different horizons.
Способ оптимизации добычи из законченных скважин в продуктивном пласте (патент RU №2274747, МПК Е21В 47/10, опубл. 20.04.2006, Бюл. №11), имеющих множество перфорированных интервалов скважины, посредством анализа имеющихся данных о добыче и данных геофизических исследований в эксплуатируемой скважине, обеспечивающий процедуру количественного анализа характеристик пласта и трещин с использованием данных о смешанном пласте, содержащий этапы, при которых:A method for optimizing production from completed wells in a reservoir (patent RU No. 2274747, IPC ЕВВ 47/10, publ. 04/20/2006, Bull. No. 11), having many perforated intervals of the well, by analyzing the available production data and geophysical data in an operating well that provides a procedure for quantitative analysis of reservoir characteristics and fractures using mixed reservoir data, comprising the steps in which:
а) осуществляют измерение значений давления для заранее заданных зон в пласте;a) carry out the measurement of pressure values for predetermined zones in the reservoir;
б) осуществляют выбор процедуры вычисления профиля распределения давления;b) carry out the selection of the procedure for calculating the pressure distribution profile;
в) вычисляют значения давления в средней зоне ствола скважины с использованием процедуры вычисления профиля распределения давления;C) calculate the pressure values in the middle zone of the wellbore using the procedure for calculating the pressure distribution profile;
г) осуществляют сравнение вычисленных значений давления в средней зоне ствола скважины с измеренными значениями давления;g) compare the calculated pressure values in the middle zone of the wellbore with the measured pressure values;
д) осуществляют построение модели давления пластовых флюидов у забоя скважины на основе процедуры вычисления профиля распределения;e) build a model of the pressure of reservoir fluids at the bottom of the well based on the procedure for calculating the distribution profile;
е) осуществляют сравнение вычисленных значений давления с данными о предыстории протекания процесса; иe) carry out a comparison of the calculated pressure values with data on the history of the process; and
ж) осуществляют определение и выбор процесса повторного закачивания скважины для получения максимального объема добычи в каждой зоне.g) determine and select the process of re-injection of the well to obtain the maximum volume of production in each zone.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости проведения расчетов с последующей сверкой с практическими данными и снижение эффективности со временем из-за отсутствия постоянного контроля изменения параметров пласта и его продукции.The disadvantages of this method are the difficulty of implementation due to the need for calculations with subsequent verification with practical data and a decrease in efficiency over time due to the lack of constant monitoring of changes in the parameters of the formation and its products.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки обводненной нефтяной залежи (патент RU №2318993, МПК Е21В 43/16, опубл. 10.03.2008, Бюл. №7), включающий отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности; и проведение работ по ограничению добычи избыточной воды, отличающийся тем, что дополнительно проводят исследования объемов закачки по нагнетательным скважинам и исследования показателей энергетического состояния пласта, количество избыточной воды определяют путем сравнительного анализа фактической зависимости логарифма текущего водонефтяного фактора от накопленной добычи нефти с расчетной, обеспечивающей проектную выработку запасов нефти данной скважины, по каждой скважине определяют приведенный водонефтяной фактор, за который принимают накопленный водонефтяной фактор на момент достижения фиксированного значения обводненности, определяемого экспертным путем; в скважинах, имеющих наиболее высокие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают контурные или подошвенные воды; в скважинах, имеющих наиболее низкие значения приведенного водонефтяного фактора, наиболее вероятным источником обводнения признают прорыв закачиваемых вод; уточнение источника обводнения осуществляют сравнительным корреляционным анализом динамик: закачки по нагнетательным скважинам, добычи жидкости, нефти, воды, обводненности по добывающим скважинам, показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт; с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды, причем в случае, когда источником обводнения добывающих скважин является прорыв подошвенных или контурных вод, в первую очередь проводят мероприятия по восстановлению эффективности системы поддержания пластового давления (ППД) с целью восстановления пластового давления до начального значения.The closest in technical essence is the method of developing an irrigated oil reservoir (patent RU No. 2318993, IPC ЕВВ 43/16, published on March 10, 2008, Bull. No. 7), including oil extraction through production wells, water injection through injection wells, production measurement liquid, its water cut and oil production; identification of wells that produce excess water, sources of watering wells, including a comparative analysis of the dynamics of fluid production and its water cut; and carrying out work to limit the production of excess water, characterized in that it additionally studies injection volumes for injection wells and studies of the formation's energy status indicators, the amount of excess water is determined by comparative analysis of the actual dependence of the logarithm of the current oil and water factor on the cumulative oil production with the estimated one that provides the design the production of oil reserves of a given well, for each well, the reduced oil-water factor is determined, for which the accumulated oil-water factor is taken at the time of reaching a fixed water cut value determined by experts; in wells that have the highest values of the reduced oil and water factor, the most likely source of watering is contour or bottom water; in wells that have the lowest values of the reduced oil and water factor, the most probable source of flooding is the breakdown of injected water; clarification of the source of watering is carried out by a comparative correlation analysis of the dynamics: injection from injection wells, production of liquid, oil, water, watering from production wells, indicators of the formation's energy state and / or intensity of hydrodynamic effects on the formation; taking into account the data obtained, as well as the structure of the reservoir and the existing development system, they develop and carry out a set of measures at production and injection wells to limit the production of excess water, and in the case when the source of irrigation of production wells is a breakthrough of bottom or contour water, they primarily carry out measures to restore the effectiveness of the reservoir pressure maintenance system (RPM) in order to restore reservoir pressure to the initial value.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за необходимости восстановления пластового давления в добывающих скважинах до начального значения со снижением обводненности продукции, что на многих месторождения без повышения обводненности продукции не возможно, снижение эффективности со временем из-за отсутствия контроля за параметрами пластов в реальном времени с изменением режимов добычи и/или закачки по пластам.The disadvantages of this method are the narrow scope because of the need to restore reservoir pressure in production wells to the initial value with a decrease in water cut, which in many fields without increasing water cut is not possible, a decrease in efficiency over time due to the lack of monitoring of reservoir parameters in real time with a change in production and / or injection regimes in the reservoirs.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, позволяющего работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, и параметры которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений.The technical task of the alleged invention is to provide a method for developing an oil reservoir with inter-reservoir flows, which allows working with reservoirs in which reservoir parameters change over time, and parameters that are monitored in real time from production and / or injection regimes through reservoirs conducted on the basis of measurements.
Техническая задача решается способом разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающим отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины, замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти; выявление скважин, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт, и с учетом полученных данных, а также строения залежи и существующей системы разработки разрабатывают и проводят комплекс мероприятий на добывающих и нагнетательных скважинах по ограничению добычи избыточной воды.The technical problem is solved by the method of developing an oil reservoir with inter-reservoir flows, including the selection of oil through production wells, pumping water through injection wells, measuring liquid production, water cut and oil production; the identification of wells producing excess water, the sources of watering wells, including a comparative analysis of the dynamics of fluid production and water cut, and the refinement of the source of watering by comparing indicators of the energy state of the formation and / or the intensity of hydrodynamic effects on the formation, and taking into account the data , as well as the structure of the reservoir and the existing development system, develop and carry out a set of measures at production and injection wells to limit the production of excess water.
Новым является то, что при наличии перетока между водоносным и нефтяным пластами, разделенными перемычкой, определяют соотношение давлений каждого из пластов, при котором продукция нефтяного пласта как минимум на метр входила в интервал перемычки для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта в нефтяной, причем добывающие скважины, сообщенные соответственно с водоносным и нефтяным пластами, оборудуют глубинными насосами с регулируемым отбором и датчиками пластового давления для постоянного контроля и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта.What is new is that when there is a cross-flow between the aquifer and oil reservoirs separated by a jumper, the pressure ratio of each of the strata is determined, in which the production of the oil reservoir is at least a meter in the jumper interval to create a natural screen that prevents breakthrough of water from the aquifer into the oil moreover, production wells in communication with aquifers and oil reservoirs, respectively, are equipped with depth pumps with adjustable selection and reservoir pressure sensors for continuous monitoring and regulation of production selection from the corresponding wells, which allow maintaining a natural screen within the bulkhead and limiting the production of excess water from the oil reservoir.
На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements and process connections that do not affect the implementation of the method are not shown or are conventionally shown in the drawing.
Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками, включающий отбор нефти через добывающие скважины 1 и 2, закачку воды через нагнетательные скважины (не показаны), замер добычи жидкости, ее обводненности и добычи нефти, выявление скважин 1, добывающих избыточную воду, источников обводнения скважин 1, в том числе сравнительным анализом динамик добычи жидкости и ее обводненности, и проведение работ по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт. При наличии перетока между водоносным 3 и нефтяным 4 пластами, разделенными перемычкой 5 определяют соотношение давлений каждого из пластов 3 и 4, при котором продукция нефтяного пласта 4 как минимум на метр входила в интервал перемычки 4 для создания естественного экрана, предотвращающего прорыв воды из водоносного пласта 3 в нефтяной 4. Добывающие скважины 2 и 1, сообщенные соответственно с водоносным 3 и нефтяным 4 пластами, оборудуют глубинными насосами 6 и 7 с регулируемым отбором (например, электроцентробежные насосы с частотно-регулируемым приводом, штанговые насосы, соединенные с регулируемым устьевым гидравлическим приводом или т.п. – не показаны) и соответствующими датчиками пластового давления 8 и 9 для постоянного контроля давления и регулирования отбора продукции из соответствующих скважин 2 и 1, позволяющих поддерживать естественный экран в пределах перемычки 5 и ограничивающих добычу избыточной воды из нефтяного пласта 4 насосом 7. При этом водоносный пласт 3 может располагаться ниже или выше (не показано) нефтеносного пласта 4, главное поддерживать давления в скважинах 1 и 2, измеряемого датчиками 9 и 8 и обеспечивающего поддержание естественного экрана в пределах перемычки 5 между пластами 3 и 4.A method of developing an oil reservoir with inter-reservoir flows, including oil extraction through
Пример 1 конкретного выполнения.Example 1 specific implementation.
При разработке нефтяного месторождения вытеснением нефти из нефтяного пласта 4 геофизическими исследованиями выделили добывающе скважины 1, добывающие избыточную воду (на 20 % больше, чем в других скважинах). В этих скважинах 1 провели дополнительные работы по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта 4 и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт 4. Определили, что нижележащий водоносный пласт 3 является источником добычи излишней воды этой скважиной 1. Построили добывающую скважину 2, вскрывающую пласт 3. Скважины 1 и 2 оснастили соответствующими насосами 7 и 6 с частотно-регулируемыми приводами и датчиками давления 9 и 8. Данные с датчиков 9 и 8 направлялись в блок управления (не показан), который регулировал приводы насосов 6 и 7, осуществляя отбор продукции из скважин 1 и 2 так, что уровень ВНК в скважине 1 был как минимум на 1 м ниже подошвы пласта 4, а уровень воды в скважине 2 – не выше подошвы пласта 4. В результате образовался естественный нефтяной экран (не показан) в интервале перемычки 5, а обводненность продукции, добываемой из скважины 1 снизилась до средней по залежи. Воду, добываемую из пласта 3, которая по своему химическому составу соответствовала воде, направляемой для вытеснения нефти из пласта 4, направили в нагнетательные скважины.When developing an oil field by displacing oil from the oil reservoir 4, geophysical studies identified producing
Пример 2 конкретного выполнения.Example 2 specific implementation.
При разработке нефтяного месторождения вытеснением нефти из нефтяного пласта 4 геофизическими исследованиями выделили добывающе скважины 1, добывающие избыточную воду (на 14 % больше, чем в других скважинах). В этих скважинах 1 провели дополнительные работы по уточнению источника обводнения с сравнением показателей энергетического состояния пласта 4 и/или интенсивности гидродинамического воздействия на пласт 4. Определили, что вышележащий водоносный пласт 3 является источником добычи излишней воды этой скважиной 1. Построили добывающую скважину 2, вскрывающую пласт 3. Скважины 1 и 2 оснастили соответствующими штанговыми насосами 7 и 6 с регулируемыми устьевыми приводами и датчиками давления 9 и 8. Данные с датчиков 9 и 8 направлялись в блок управления, который регулировал приводы насосов 6 и 7, осуществляя отбор продукции из скважин 1 и 2 насосами 7 и 6 так, что уровень нефти в скважине 1 был как минимум на 2 м выше кровли пласта 4, а уровень воды в скважине 2 - выше кровли пласта 3 не более чем на 7 м. В результате образовался естественный нефтяной экран в интервале перемычки 5, а обводненность продукции, добываемой из скважины 1 снизилась до средней по залежи. Воду, добываемую из пласта 3, которая по своему химическому составу не соответствовала воде, направляемой для вытеснения нефти из пласта 4, направили в водоносные пласты (не показаны) с соответствующим химическим составом добываемой воде.When developing an oil field by displacing oil from the oil reservoir 4, geophysical studies identified producing
На установки для перекачки воды в нагнетательные скважины и/или другие водоносные пласты авторы не претендуют.The authors do not claim installations for pumping water into injection wells and / or other aquifers.
Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками позволяет работать с пластами, в которых изменяются параметры пласта со временем, которые контролируются в реальном времени с режимов добычи и/или закачки по пластам, проводимым на базе измерений.The proposed method for developing an oil reservoir with inter-reservoir flows allows working with reservoirs in which reservoir parameters change over time, which are monitored in real time from production and / or injection regimes through reservoirs conducted on the basis of measurements.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020101970A RU2720848C1 (en) | 2020-01-20 | 2020-01-20 | Method for development of oil deposit with inter-formation flows |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020101970A RU2720848C1 (en) | 2020-01-20 | 2020-01-20 | Method for development of oil deposit with inter-formation flows |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2720848C1 true RU2720848C1 (en) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735244
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020101970A RU2720848C1 (en) | 2020-01-20 | 2020-01-20 | Method for development of oil deposit with inter-formation flows |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2720848C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766482C1 (en) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows |
| RU2780903C1 (en) * | 2021-12-22 | 2022-10-04 | Артур Альбертович Шакиров | Method for geochemical monitoring of wells for analysis and management of field development |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5060730A (en) * | 1989-06-15 | 1991-10-29 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Water-wetting treatment for reducing water coning in an oil reservoir |
| WO1999002819A1 (en) * | 1997-07-09 | 1999-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
| RU2247230C1 (en) * | 2003-07-30 | 2005-02-27 | Смирнов Виталий Иванович | Oil deposit extraction method |
| RU2260681C2 (en) * | 2001-08-06 | 2005-09-20 | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) | Oil and gas deposit development method |
| RU2318993C1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for watered oil pool development |
-
2020
- 2020-01-20 RU RU2020101970A patent/RU2720848C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5060730A (en) * | 1989-06-15 | 1991-10-29 | Alberta Oil Sands Technology And Research Authority | Water-wetting treatment for reducing water coning in an oil reservoir |
| WO1999002819A1 (en) * | 1997-07-09 | 1999-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Computer controlled injection wells |
| RU2260681C2 (en) * | 2001-08-06 | 2005-09-20 | Ухтинский государственный технический университет (УГТУ) | Oil and gas deposit development method |
| RU2247230C1 (en) * | 2003-07-30 | 2005-02-27 | Смирнов Виталий Иванович | Oil deposit extraction method |
| RU2318993C1 (en) * | 2006-07-07 | 2008-03-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method for watered oil pool development |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2766482C1 (en) * | 2021-05-31 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows |
| RU2780903C1 (en) * | 2021-12-22 | 2022-10-04 | Артур Альбертович Шакиров | Method for geochemical monitoring of wells for analysis and management of field development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2468191C2 (en) | System and method, which are used for monitoring physical state of operational equipment of well and controlling well flow rate | |
| RU2387812C1 (en) | Method to develop oil poll with oil-in-water systems | |
| RU2390628C1 (en) | Method of oil-field management | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| RU2394153C1 (en) | Procedure for operation of high water flooded oil well | |
| RU2720848C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation flows | |
| RU2680566C1 (en) | Method for determining flow profile in low-rate horizontal wells with multi-stage hydraulic fracturing | |
| CN107355200B (en) | Method for improving water drive well selection by nano-micron particle dispersion system | |
| RU2695183C1 (en) | Method for non-stationary collection of liquid from a fracture-porous type collector | |
| RU2283425C2 (en) | Method for bringing formation-well-pump system into effective operating mode with the use of indicator diagram | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| RU2766482C1 (en) | Method for development of oil deposit with inter-formation cross-flows | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2543848C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with controlled product extraction from horizontal wells | |
| RU2464414C1 (en) | Method of developing multi-bed massive oil deposit | |
| RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
| RU2630321C1 (en) | Method for development of oil deposits in layer reservoirs with branched horizontal well | |
| RU2652245C1 (en) | Method for developing the bituminous oil deposit |