RU2791829C1 - Method for limiting water inflow into well - Google Patents
Method for limiting water inflow into well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2791829C1 RU2791829C1 RU2022125448A RU2022125448A RU2791829C1 RU 2791829 C1 RU2791829 C1 RU 2791829C1 RU 2022125448 A RU2022125448 A RU 2022125448A RU 2022125448 A RU2022125448 A RU 2022125448A RU 2791829 C1 RU2791829 C1 RU 2791829C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- well
- composition
- hydrophobic
- formation
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способу ограничения водопритока (притока воды) в добывающей скважине, как закачиваемой воды с целью поддержания пластового давления, так и поступающей воды в добывающую скважину из подошвенной части нефтенасыщенного пласта или из непосредственно прилегающего к нефтенасыщенному нижележащего водонасыщенного пласта путем гидрофобизации призабойной зоны пласта.The invention relates to the oil industry, in particular to a method for limiting water inflow (water inflow) in a production well, both injected water in order to maintain formation pressure, and incoming water into a production well from the bottom part of an oil-saturated formation or from an underlying water-saturated formation directly adjacent to an oil-saturated one by hydrophobization of the bottomhole formation zone.
Известен способ изоляции водопритока в нефтяной скважине (патент RU № 2186939, МПК E21B 33/138, E21B 43/32, опубл. 10.08.2002 Бюл. № 22) путем закачки в пласт водного раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома, причем предварительно перед закачкой раствора полиакриламида со сшивающим агентом - солью трехвалентного хрома в пласт вводят жидкий углеводород, а после - глинистую суспензию, а затем раствор полиакриламида с солью трехвалентного хрома.A known method of isolating water inflow in an oil well (patent RU No. 2186939, IPC E21B 33/138, E21B 43/32, publ. 10.08.2002 Bull. No. 22) by pumping into the reservoir an aqueous solution of polyacrylamide with a crosslinking agent - trivalent chromium salt, and before injection of a solution of polyacrylamide with a cross-linking agent - a salt of trivalent chromium, a liquid hydrocarbon is introduced into the reservoir, and then a clay suspension, and then a solution of polyacrylamide with a salt of trivalent chromium.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в коллекторах с проницаемостью ниже 250 м3/сут, так как подобный реагент высокопроницаемый, то есть зоны с такой высокой проницаемостью не сможет изолировать от воды, короткий срок жизни водоизолирующего экрана из-за его разрушения течении 1 – 2 лет, что потребует дополнительных затрат на водоизоляцию, и большие затраты реагента из-за необходимости проведения трех и более циклов закачки.The disadvantages of this method are a narrow scope due to the possibility of using only in reservoirs with a permeability below 250 m 3 / day, since such a reagent is highly permeable, that is, zones with such a high permeability cannot be isolated from water, the short life of the waterproofing screen due to for its destruction within 1 - 2 years, which will require additional costs for waterproofing, and high reagent costs due to the need for three or more injection cycles.
Известен также способ ограничения водопритока в добывающей скважине (патент RU № 2754171, МПК E21B 43/22, E21B 33/138, C09K 8/502, C09K 8/524, опубл. 30.08.2021 Бюл. № 25), включающий определение приемистости добывающей скважины, закачку в пласт инвертной эмульсии, причем при приемистости ниже 250 м3/сут оторочку инвертной эмульсии продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, после закачки оторочки инвертной эмульсии производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и кубовые остатки бутиловых спиртов – КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии 1:(2-3), при приемистости выше 250 м3/сут производят закачку оторочки инвертной эмульсии с древесной мукой, при следующем соотношении компонентов, мас.%: инвертная эмульсия 99,80-99,95 и древесная мука 0,05-0,20, далее оторочку инвертной эмульсии с древесной мукой продавливают минерализованной водой в объеме 0,5-1 от объема оторочки инвертной эмульсии, затем производят закачку оторочки состава, содержащего растворитель и КОБС, в качестве растворителя применяют растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол при следующем соотношении компонентов, мас.%: растворитель промышленный, или растворитель углеводородный, или толуол 80-85 и КОБС 15-20, при соотношении объемов оторочек состава, содержащего растворитель и КОБС, и инвертной эмульсии с древесной мукой 1:(3-4).There is also a known method for limiting water inflow in a production well (patent RU No. 2754171, IPC E21B 43/22, E21B 33/138, C09K 8/502, C09K 8/524, publ. 30.08.2021 Bull. No. 25), including determining the injectivity of the production wells, injection of an invert emulsion into the reservoir, and at an injectivity below 250 m 3 / day, the invert emulsion slug is forced through with mineralized water in a volume of 0.5-1 of the volume of the invert emulsion slug, after injection of the invert emulsion slug, a slug of the composition containing solvent and bottom residues of butyl alcohols - KOBS, an industrial solvent, or a hydrocarbon solvent, or toluene is used as a solvent in the following ratio of components, wt.%: an industrial solvent, or a hydrocarbon solvent, or toluene 80-85 and KOBS 15-20, with a ratio of volumes of rims a composition containing a solvent and KOBS, and an invert emulsion 1: (2-3), with an injectivity above 250 m 3 / day, a slug of an invert emulsion is injected and with wood flour, with the following ratio of components, wt.%: invert emulsion 99.80-99.95 and wood flour 0.05-0.20, then the rim of the invert emulsion with wood flour is pressed with mineralized water in a volume of 0.5- 1 from the volume of the invert emulsion slug, then the slug of the composition containing the solvent and KOBS is injected, an industrial solvent, or a hydrocarbon solvent, or toluene is used as a solvent in the following ratio, wt.%: industrial solvent, or hydrocarbon solvent, or toluene 80 -85 and KOBS 15-20, with the ratio of the volumes of slug composition containing solvent and KOBS, and invert emulsion with wood flour 1:(3-4).
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности использования только в терригенных коллекторах, сложность реализации из-за необходимости точного применения компонентов в определенной последовательности (при ошибках – эффективность значительно падает), и большие затраты реагента из-за необходимости закачки большого объема реагентов.The disadvantages of this method are a narrow scope due to the possibility of using only in terrigenous reservoirs, the complexity of implementation due to the need to accurately apply the components in a certain sequence (in case of errors, the efficiency drops significantly), and high reagent costs due to the need to pump a large volume of reagents. .
Наиболее близким по технической сущности является способ изоляции притока пластовых вод в нефтяные и газовые скважины (патент RU № 2247224, МПК E21B 33/13, опубл. 27.02.2005 Бюл. № 6), включающий закачку состава для селективной водоизоляции, причем после его закачки дополнительно закачивают гидрофобизирующую жидкость или газ для оттеснения указанного состава от забоя скважины вглубь пласта на расстояние, равное радиусу создаваемого экрана, при этом указанный состав примет форму оболочки, нижняя часть которой при контакте с водой становится непроницаемой для закачиваемых вслед за ним гидрофобизирующей жидкости или газа, а верхняя часть выносится в скважину при ее пуске в работу.The closest in technical essence is a method for isolating the inflow of formation water into oil and gas wells (patent RU No. 2247224, IPC E21B 33/13, publ. 27.02.2005 Bull. No. 6), including injection of a composition for selective water a water-repellent liquid or gas is additionally pumped in order to push the specified composition from the bottom of the well deep into the formation at a distance equal to the radius of the created screen, while the specified composition will take the form of a shell, the lower part of which, upon contact with water, becomes impermeable to the water-repellent liquid or gas injected after it, and the upper part is taken out into the well when it is put into operation.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности реализации способа только при вскрытии пласта выше уровня водонефтяного контакта (ВНК) для образования экрана в виде оболочки, и сложность реализации из-за необходимости применения точного количества закачиваемых последовательно компонентов (при ошибках – оболочка экрана не образуется).The disadvantages of this method are the narrow scope due to the possibility of implementing the method only when opening the reservoir above the level of oil-water contact (OWC) to form a screen in the form of a shell, and the complexity of implementation due to the need to use the exact number of components injected in series (in case of errors, the screen shell not formed).
Технической задачей предполагаемого способа является расширение функциональных возможностей за счет возможности применения в скважинах, вскрывающих продуктивный пласт с приёмистостью выше 250 м3/сут, в том числе вскрытых ниже уровня ВНК, и упрощение реализации за счет получения сплошного водонепроницаемого экрана вокруг зоны вскрытия (перфорации) пласта, благодаря использованию гидрофобного состава вязкостью не менее 1600 мПа⋅с.The technical objective of the proposed method is to expand the functionality due to the possibility of using in wells penetrating a productive formation with an injectivity above 250 m 3 /day, including those drilled below the level of water contact, and simplifying implementation by obtaining a continuous waterproof screen around the zone of opening (perforation) formation due to the use of a hydrophobic composition with a viscosity of at least 1600 mPa⋅s.
Техническая задача решается способом ограничения притока воды скважину, включающим последовательную закачку гидрофобного состава и состава для селективной водоизоляции, с образованием водоизолирующего экрана, верхняя часть которой при контакте с нефтью разрушается и выносится в скважину при ее пуске в работу.The technical problem is solved by a method of restricting the inflow of water into a well, including the sequential injection of a hydrophobic composition and a composition for selective water isolation, with the formation of a water insulating screen, the upper part of which is destroyed upon contact with oil and carried into the well when it is put into operation.
Новым является то, что при приёмистости пласта выше 250 м3/сут сначала закачивают гидрофобный состав в виде гидрофобной эмульсии с высокой вязкостью не менее 1600 мПа⋅с с получением сплошного экрана вокруг скважины с радиусом 5–6 м, а потом закачивают состав для селективной водоизоляции до повышения давления не выше давления нарушения целостности обсадной колонны труб и/или пласта.What is new is that when the reservoir injectivity is higher than 250 m waterproofing until pressure increase is not higher than the pressure of violation of the integrity of the casing string of pipes and/or formation.
Новым является также то, что гидрофобный состав готовят на основе эмульгаторов «Ялан» или «Нефтенол».What is also new is that the hydrophobic composition is prepared on the basis of Yalan or Neftenol emulsifiers.
Способ ограничения притока воды скважину реализуется в следующей последовательности (с примерами выполнения).The way to limit the inflow of water to the well is implemented in the following sequence (with examples).
Добывающую скважину с обводнение продукции с выше средней обводненности продукции пласта останавливают на проведение водоизоляционных работ. Проводят исследования по приемистости пласта в зоне вскрытия его этой скважиной. Например, для месторождений Республики Татарстан (РТ) закачивают в пласт техническую воду в объеме не менее 6 м3 до насыщения (резкого роста давления закачки), потом – еще 1 м3 с контролем давления (МПа) и времени закачки (с). Или же контролируют кривую восстановления уровня (КВУ) жидкости в скважине. Далее расчетами по известным формулам определяют приёмистость пласта, исходя из полученных данных (авторы на это не претендуют). При приемистости пласта выше 250 м3/сут сначала закачивают гидрофобный состав в виде гидрофобной эмульсии с высокой вязкостью не менее 1600 мПа⋅с (определено эмпирическим путем). При такой вязкости и выше гидрофобная эмульсия заполняет плотным экраном вокруг скважины пласт от кровли до подошвы независимо от толщины пласта и места перфорации (вторичного вскрытия), кольматируя наиболее проницаемые участки пласта в интервале закачки и исключая неэффективное использование состава для селективной водоизоляции, растекающегося от скважины по этим проницаемым участкам.A production well with water cut above the average water cut of the reservoir product is stopped for waterproofing. Conduct research on the injectivity of the formation in the zone of opening it with this well. For example, for the fields of the Republic of Tatarstan (RT), technical water is pumped into the reservoir in a volume of at least 6 m 3 until saturation (a sharp increase in injection pressure), then another 1 m 3 with pressure control (MPa) and injection time (s). Or they control the level recovery curve (LCR) of the fluid in the well. Further, calculations according to known formulas determine the injectivity of the reservoir, based on the data obtained (the authors do not claim this). When the reservoir injectivity is higher than 250 m 3 /day, first, a hydrophobic composition is pumped in the form of a hydrophobic emulsion with a high viscosity of at least 1600 mPa⋅s (determined empirically). With such a viscosity and higher, the hydrophobic emulsion fills the formation with a dense screen around the well from the roof to the sole, regardless of the thickness of the formation and the place of perforation (secondary opening), clogging the most permeable sections of the formation in the injection interval and eliminating the inefficient use of the composition for selective water isolation, spreading from the well along these permeable areas.
В качестве гидрофобных эмульсий возможно использование любой из известных (патенты RU №№ 2236576, 2281385, 2705675, 2720715 или т.п.), обеспечивающих необходимую вязкость. На состав, способ приготовления и применения эмульсии авторы на это не претендуют.As hydrophobic emulsions, it is possible to use any of the known ones (RU patents Nos. 2236576, 2281385, 2705675, 2720715 or the like), providing the necessary viscosity. The composition, method of preparation and use of the emulsion, the authors do not claim this.
Верхней границей вязкости применяемой виде гидрофобной эмульсии является возможность закачки через технологические трубы, применяемых для закачки реагентов через интервал перфорации в пласт. Например, для насосно-компрессорных труб (НКТ), используемых в качестве технологических, диаметром 60,3 мм с внутренним диаметром 50,3 мм допустимое давление закачки не должно превышать 15 МПа, что обеспечивает закачку гидрофобной эмульсии вязкостью до 1660 мПа⋅с при скорости сдвига 5,4 с. При большем диаметре и более толстых стенках технологической колонны возможна закачка более вязкой гидрофобной эмульсии.The upper limit of the viscosity used in the form of a hydrophobic emulsion is the possibility of injection through process pipes used to pump reagents through the perforation interval into the reservoir. For example, for tubing used as process pipes with a diameter of 60.3 mm and an internal diameter of 50.3 mm, the allowable injection pressure should not exceed 15 MPa, which ensures the injection of a hydrophobic emulsion with a viscosity of up to 1660 mPa⋅s at a speed shift 5.4 s. With a larger diameter and thicker walls of the technological column, injection of a more viscous hydrophobic emulsion is possible.
На территории РТ наибольшее распространение для реализации данного способа получили гидрофобные составы, приготовленные на основе эмульгаторов «Ялан» или «Нефтенол».On the territory of the Republic of Tatarstan, the most widespread for the implementation of this method are hydrophobic compositions prepared on the basis of emulsifiers "Yalan" or "Neftenol".
Для получения экрана радиусом не менее 5 м, обеспечивающего эффективную защиту от водопритока, определяют объем закачиваемого гидрфобного состава. Верхний предел 6 м выбран из условия экономии дорогостоящего гидрофобного состава и упрощения приготовления непосредственно в полевых условиях из-за отсутствия жестких пределов.To obtain a screen with a radius of at least 5 m, which provides effective protection against water inflow, the volume of the injected hydrophobic composition is determined. The upper limit of 6 m was chosen from the condition of saving an expensive hydrophobic composition and simplifying the preparation directly in the field due to the absence of hard limits.
Расчет ведут объем закачиваемого гидрфобного состава по следующим формулам, сначала определяют площадь экрана в призабойной зоне скважины (Sзаб):The calculation is carried out by the volume of the injected hydrophobic composition according to the following formulas, first determine the area of the screen in the bottomhole zone of the well (S zab ):
где Sзаб – площадь экрана в призабойной зоне пласта, м2;where Szab is the area of the screen in the bottomhole formation zone, m 2 ;
π – постоянная примерно равная 3,14;π is a constant approximately equal to 3.14;
r – радиус экрана = 5–6 м.r is the screen radius = 5–6 m.
Потом определяют с использованием данных полученных по формуле [1] объем закачиваемого гидрфобного состава (Qз):Then, using the data obtained by the formula [1], the volume of the injected hydrophobic composition (Q s ) is determined:
где Qз – объем закачиваемого гидрфобного состава, м3;where Qz is the volume of the injected hydrophobic composition, m 3 ;
h – толщина продуктивного пласта от кровли до подошвы, м;h is the thickness of the productive formation from the roof to the bottom, m;
ϴ - пористость пласта, %;ϴ - formation porosity, %;
Sзаб – площадь экрана в призабойной зоне пласта, м2; Szab - screen area in the bottomhole formation zone, m 2 ;
k – усредненная проницаемость пласта, Д.k is the average permeability of the reservoir, D.
Сразу после закачки гидрофобного состава или после технологической выдержки, достаточной для схватывания гидрофобного состава (зависит от вида и технологии применяемого состава), закачивают состав для селективной водоизоляции до давления до повышения давления не выше давления нарушения целостности обсадной колонны труб и/или пласта. Для месторождений РТ таким пределом давления является 10 – 12 МПа.Immediately after injection of the hydrophobic composition or after a process soak, sufficient to set the hydrophobic composition (depending on the type and technology of the composition used), the composition for selective water isolation is pumped to a pressure until the pressure rises no higher than the pressure of the violation of the integrity of the casing string of pipes and / or formation. For the fields of the Republic of Tatarstan, such a pressure limit is 10 - 12 MPa.
В качестве состава для селективной водоизоляции возможно использование любого из известных (патенты RU №№ 2374428, 2446270, 2619778, 2754171 или т.п.). На состав, способ приготовления и применения состава для селективной водоизоляции авторы на это не претендуют.As a composition for selective waterproofing, it is possible to use any of the known ones (RU patents No. 2374428, 2446270, 2619778, 2754171 or the like). The composition, method of preparation and use of the composition for selective waterproofing, the authors do not claim this.
После технологической выдержки до схватывания состава для селективной водоизоляции с образованием водоизолирующего экрана в скважину спускают на лифтовых трубах насосное оборудование производят чередующиеся интенсивный отбор и закачку по затрубью лифтовых труб вытесняющей жидкости пока верхняя часть экрана при контакте с нефтью разрушится и вынесется потоком нефти в скважину, обеспечивая стабильный приток нефти. После чего скважину переводят на добычу нефти. Как показала практика опробирования на месторождениях РТ обводненность продукции после реализации предлагаемого способа в среднем снизилась на 15 – 20 %, а расход реагентов снизился в до 2 раз по сравнению наиболее близким аналогом.After technological holding until the composition for selective water barrier sets with the formation of a water insulating screen, pumping equipment is lowered into the well on lift pipes, alternating intensive withdrawal and pumping of the displacing fluid along the annulus of the lift pipes until the upper part of the screen is destroyed upon contact with oil and carried out by the oil flow into the well, providing stable oil flow. After that, the well is transferred to oil production. As the practice of testing at the fields of the Republic of Tatarstan showed, the water cut of the products after the implementation of the proposed method decreased on average by 15–20%, and the consumption of reagents decreased by up to 2 times compared to the closest analogue.
Предлагаемый способ ограничения притока воды скважину позволяет расширить функциональные возможности за счет возможности применения в скважинах, вскрывающих продуктивный пласт с приёмистостью выше 250 м3/сут, в том числе вскрытых ниже уровня ВНК, и упростить реализацию за счет получения сплошного водонепроницаемого экрана вокруг зоны вскрытия (перфорации) пласта, благодаря использованию гидрофобного состава вязкостью не менее 1600 мПа⋅с.The proposed method for restricting the inflow of water into a well allows expanding functionality due to the possibility of using it in wells penetrating a productive formation with an injectivity above 250 m 3 /day, including those drilled below the level of water-oil contact, and simplify implementation by obtaining a continuous waterproof screen around the zone of penetration ( perforation) of the formation, due to the use of a hydrophobic composition with a viscosity of at least 1600 mPa⋅s.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2791829C1 true RU2791829C1 (en) | 2023-03-13 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2817425C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of limiting water influx into well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
| RU2186939C2 (en) * | 2000-07-24 | 2002-08-10 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Process of isolation of water inflow in oil well |
| RU2236576C1 (en) * | 2003-08-25 | 2004-09-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Hydrophobic emulsion for treating carbonate formation |
| RU2247224C2 (en) * | 2002-05-06 | 2005-02-27 | Сохошко Сергей Константинович | Method for isolation of bed waters influx into oil and gas wells |
| RU2374428C1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-11-27 | Управляющая компания Общество с ограниченной ответственностью "ТАТНЕФТЬ-БУРЕНИЕ" УК ООО "ТН-Бурение" | Water shut off method |
| RU2572254C1 (en) * | 2014-11-27 | 2016-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Multifunctional composition for bottomhole formation zone treatment and isolation of water influx to well |
| RU2754171C1 (en) * | 2021-01-26 | 2021-08-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for limiting water inflow in production well |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4505828A (en) * | 1979-10-15 | 1985-03-19 | Diamond Shamrock Chemicals Company | Amphoteric water-in-oil self-inverting polymer emulsion |
| RU2186939C2 (en) * | 2000-07-24 | 2002-08-10 | Насибуллин Илгиз Мингарифович | Process of isolation of water inflow in oil well |
| RU2247224C2 (en) * | 2002-05-06 | 2005-02-27 | Сохошко Сергей Константинович | Method for isolation of bed waters influx into oil and gas wells |
| RU2236576C1 (en) * | 2003-08-25 | 2004-09-20 | Закрытое акционерное общество "Газтехнология" | Hydrophobic emulsion for treating carbonate formation |
| RU2374428C1 (en) * | 2008-03-19 | 2009-11-27 | Управляющая компания Общество с ограниченной ответственностью "ТАТНЕФТЬ-БУРЕНИЕ" УК ООО "ТН-Бурение" | Water shut off method |
| RU2572254C1 (en) * | 2014-11-27 | 2016-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Дельта-пром инновации" | Multifunctional composition for bottomhole formation zone treatment and isolation of water influx to well |
| RU2754171C1 (en) * | 2021-01-26 | 2021-08-30 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for limiting water inflow in production well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2817425C1 (en) * | 2023-11-02 | 2024-04-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method of limiting water influx into well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4044831A (en) | Secondary recovery process utilizing water saturated with gas | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| MX2011003125A (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation. | |
| US20150152719A1 (en) | Enhanced Secondary Recovery of Oil and Gas in Tight Hydrocarbon Reservoirs | |
| RU2791829C1 (en) | Method for limiting water inflow into well | |
| RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
| RU2597305C1 (en) | Method for development of oil deposit in carbonate reservoirs | |
| RU2569941C2 (en) | Bottom water isolation method | |
| RU2731243C2 (en) | Method of developing low-permeable oil deposit using separate injection of water and gas | |
| RU2140531C1 (en) | Method of treating bottom zone of oil formation | |
| RU2090743C1 (en) | Method of development of oil pool having reservoir pitching-out zones | |
| RU2775120C1 (en) | Method for isolating water inflow in a formation with bottom water | |
| RU2285789C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2209952C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2204702C2 (en) | Method of oil recovery intensification | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2732746C1 (en) | Method for development of powerful low-permeable oil deposit with application of water and gas pumping | |
| RU2190092C1 (en) | Method of developing water-oil deposit | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2090742C1 (en) | Method for development of oil formation | |
| US20120273200A1 (en) | Methods for treating a wellbore |