RU2799828C1 - Method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures - Google Patents

Method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures Download PDF

Info

Publication number
RU2799828C1
RU2799828C1 RU2023112119A RU2023112119A RU2799828C1 RU 2799828 C1 RU2799828 C1 RU 2799828C1 RU 2023112119 A RU2023112119 A RU 2023112119A RU 2023112119 A RU2023112119 A RU 2023112119A RU 2799828 C1 RU2799828 C1 RU 2799828C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
oil
water
formation
bearing part
aquifer
Prior art date
Application number
RU2023112119A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Владимир Николаевич Калинников
Виталий Владимирович Емельянов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина
Application granted granted Critical
Publication of RU2799828C1 publication Critical patent/RU2799828C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to methods for enhanced oil recovery from oil deposits with bottom water, complicated by a network of vertical fractures. The method includes construction of production and injection wells in an oil-bearing area, opening a productive formation, pumping water, including formation water, through injection wells and extracting oil through production wells. Use of a packer and installations for simultaneous-separate operation of the reservoir with pumping oil from the oil-bearing part of the reservoir and reservoir water from the aquifer until the formation of an area of reduced reservoir pressure and/or a decrease in the level of water-oil contact (WOC) in production wells. After the construction of the production well, the productivity of the aquifer of the formation, the level of water-oil contact and the thickness of the oil-bearing part and the aquifer of the formation are preliminarily determined. A secondary perforation is performed from the bottom of the formation in the range of 10-15% relative to the thickness of the aquifer of the formation, in the oil-bearing part it is approximately 50% (error 10%) relative to the thickness of the oil-bearing part, and the distance between the perforation intervals is at least 5 m. The packer is set between perforation intervals. The pump for pumping water from the aquifer is used with a productivity that provides the maximum possible pressure reduction in the bottomhole zone of the well under the packer without destroying the integrity of the formation.
EFFECT: simplifying the method of developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures, while increasing the efficiency of oil production without pulling up bottom water due to the simultaneous controlled extraction of water and oil from one vertical well without the use of chemical treatment and special equipment.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам усиленной добычи нефти из нефтяной залежи с подошвенной водой, осложненной сетью вертикальных трещин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for enhanced oil recovery from oil deposits with bottom water, complicated by a network of vertical fractures.

Известен способ разработки нефтяной залежи (патент RU № 2285789, МПК Е21В 43/20, Е21В 43/11, опубл. 20.10.2006 Бюл. № 2), включающий вскрытие в добывающих скважинах водонасыщенной и нефтенасыщенной частей пласта перфорацией, отбор продукции - одновременно нефти и воды через добывающие скважины и закачку воды в водонефтяной пласт через нагнетательные скважины, причем в добывающих скважинах плотность и высоту интервала перфорации в водонасыщенной и нефтенасыщенной частях пласта назначают обратно пропорционально проницаемостям этих частей или пропорционально вязкостям воды и нефти в пластовых условиях, по мере выработки запасов нефти расширяют интервал перфорации в нефтенасыщенную часть пласта, отбор жидкости на вход насоса производят из зоны добывающей скважины, расположенной ниже водонефтяного контакта, а закачку воды производят через нагнетательные скважины за контур нефтеносности.A known method for the development of an oil deposit (patent RU No. 2285789, IPC E21V 43/20, E21V 43/11, publ. 20.10.2006 Bull. No. 2), including the opening in the production wells of the water-saturated and oil-saturated parts of the formation by perforation, the selection of products - both oil and water through the production wells and the injection of water into the water-oil the formation through injection wells, and in production wells, the density and height of the perforation interval in the water-saturated and oil-saturated parts of the formation are assigned inversely proportional to the permeability of these parts or proportionally to the viscosities of water and oil in reservoir conditions, as the oil reserves are depleted, the perforation interval is expanded into the oil-saturated part of the formation, fluid is withdrawn to the pump inlet from the zone of the production well located below the oil-water contact, and water is pumped through the injection pilot wells beyond the oil-bearing contour.

Недостатками данного способа являются сложность реализации на практике из-за необходимости контроля проницаемости водонефтяного пласта отдельно в нефтенасыщенной и водонасыщенной частях пласта, вязкость нефти и воды в пластовых условиях, исходя из которых производят корректировку плотности и высоты интервала перфорации в процессе эксплуатации пласта, что в свою очередь приводит также узкая область применения, так как не более 10% пластов могут позволять одновременную добычу воды и нефти за счет регулирования только перфорацией, и невозможность изменения плотности и высоты интервала перфорации в меньшую сторону при необходимости.The disadvantages of this method are the complexity of implementation in practice due to the need to control the permeability of the oil-water reservoir separately in the oil-saturated and water-saturated parts of the reservoir, the viscosity of oil and water in reservoir conditions, based on which the density and height of the perforation interval are adjusted during the operation of the reservoir, which in turn also leads to a narrow scope, since no more than 10% of the reservoirs can allow simultaneous production of water and oil due to regulation only by perforation, and the impossibility changes in the density and height of the perforation interval to a smaller side, if necessary.

Наиболее близким по технической сущности является способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта (патент RU № 2724715, МПК Е21В 43/20, опубл. 25.06.2020 Бюл. № 18), включающий строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в соответствующих скважинах установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК, причем выделяют добывающую скважину с большей не менее чем на 7% обводненностью продукции относительно средней по нефтеносному участку, строят из вертикального ствола этой скважины боковой нисходящий ствол, вскрывающий водоносную часть пласта ниже уровня ВНК и обеспечивающий гидродинамическую связь с вертикальным стволом этой скважины, размещают в добывающей скважине установку для одновременно-раздельной эксплуатации, осуществляют этой установкой отбор воды из бокового ствола и нефти из вертикального ствола скважины в объемах, обеспечивающих добычу продукции пласта с обводненностью, не превосходящей среднюю по нефтяному участку.The closest in technical essence is the method of operating a flooded oil reservoir (patent RU No. 2724715, IPC E21V 43/20, publ. simultaneous-separate operation of the formation with pumping of formation water from the aquifer of the formation until the formation of an area of reduced formation pressure and / or a decrease in the level of water-oil contact - WOC, and a production well is isolated with a higher water cut of at least 7% relative to the average for the oil-bearing area, a lateral descending wellbore is built from the vertical well of this well, opening the aquifer of the formation below the level of the WOC and providing hydrodynamic connection with the vertical well of this wells, a unit for simultaneous-separate operation is placed in the production well, this unit extracts water from the lateral wellbore and oil from the vertical wellbore in volumes that ensure the production of reservoir products with a water cut not exceeding the average for the oil area.

Недостатком данного способа является сложность реализации из-за необходимости строительства дополнительного бокового ствола скважины.The disadvantage of this method is the complexity of implementation due to the need to build an additional lateral wellbore.

Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание способа разработки нефтяной залежи, осложненной сетью вертикальных трещин, позволяющего просто и эффективно добывать нефть без подтягивания подошвенной воды за счёт одновременного регулируемого отбора воды и нефти из одной вертикальной скважины без использования химической обработки и специального оборудования.The technical result of the proposed invention is the creation of a method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures, which makes it possible to easily and efficiently extract oil without pulling up bottom water due to the simultaneous controlled extraction of water and oil from one vertical well without the use of chemical treatment and special equipment.

Техническим решением является способ разработки нефтяной залежи, осложненной сетью вертикальных трещин, включающий строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих продуктивный пласт, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в добывающих скважинах пакера и установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой нефти из нефтеносной части пласта и пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК.The technical solution is a method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures, including the construction of production and injection wells in an oil-bearing area that open a productive formation, the injection of water, including formation water, through injection wells and the extraction of oil through production wells, the use of a packer in production wells and installations for simultaneous-separate operation of the formation with pumping oil from the oil-bearing part of the formation and formation water from the aquifer before the formation of an area of reduced reservoir pressure and/or a decrease in the level of oil-water contact - WOC.

Новым является то, что после строительства добывающей скважины предварительно определяют продуктивность водоносной части пласта, уровень ВНК и толщины нефтеносной части и водоносной части пласта, производят вторичное вскрытие перфорацией от подошвы пласта в интервале 10-15% относительно толщины водоносной части пласта, в нефтеносной части равен примерно 50% - относительно ее толщины нефтеносной части, а расстояние между интервалами перфорации – не менее 5 м, пакер устанавливают между интервалами перфорации, при этом насос для откачки воды из водоносной части применяют с продуктивностью, обеспечивающий максимально возможное снижение давления в призабойной зоне скважины под пакером без разрушения целостности пласта.What is new is that after the construction of the production well, the productivity of the water-bearing part of the formation, the level of water-oil contact and the thickness of the oil-bearing part and the water-bearing part of the formation are preliminarily determined, a secondary perforation is performed from the base of the formation in the range of 10-15% relative to the thickness of the water-bearing part of the formation, in the oil-bearing part it is approximately 50% relative to its thickness of the oil-bearing part, and the distance between the perforation intervals is at least 5 m, the packer is installed between the intervals perforation, while the pump for pumping water from the aquifer is used with productivity, providing the maximum possible pressure reduction in the bottomhole zone of the well under the packer without destroying the integrity of the formation.

На чертеже изображена схема реализации способа.The drawing shows a diagram of the implementation of the method.

Конструктивные элементы, уплотнения и технологические соединения, не влияющие на реализацию способа, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements, seals and technological connections that do not affect the implementation of the method are not shown in the drawing or are shown conditionally.

Способ разработки нефтяной залежи, осложненной сетью вертикальных трещин (не показаны), включающий строительство на нефтеносном участке добывающих 1 и нагнетательных (не показаны) скважин, вскрывающих продуктивный пласт 2, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины 1, использование в добывающих скважинах 1 пакера 3 и установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта (ОРЭ) с откачкой нефти насосом 4 из нефтеносной части 5 пласта 2 и пластовой воды насосом 6 из водоносной части 7 пласта 2 до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК 8. После строительства добывающей скважины 1 предварительно определяют продуктивность водоносной части 7 пласта 2, уровень ВНК 8 и толщины h1 и h2 соответственно нефтеносной части 5 и водоносной части 7 пласта 2. Производят вторичное вскрытие перфорацией от кровли 9 и подошвы 10 пласта 2 в интервале 10-15% относительно толщины в h2 водоносной части 7 пласта 2 над подошвой 10, а в нефтеносной части 5 интервал вскрытия l1 равен 50%±10% (с учетом погрешности в перфорации) - относительно ее толщины h1, при этом расстояние между интервалами перфорации h1 и h2 не должно быть менее 5 м (для возможности установки пакера 3) под кровлей 9 пласта 2.A method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures (not shown), including the construction of production 1 and injection (not shown) wells in the oil-bearing area that open the reservoir 2, the injection of water, including reservoir, through the injection wells and the extraction of oil through the production wells 1, the use of a packer 3 in the production wells 1 and installations for the simultaneous-separate operation of the reservoir (WSE) with pumping oil by the pump 4 from oil-bearing part 5 of formation 2 and formation water by pump 6 from water-bearing part 7 of formation 2 until an area of reduced formation pressure and/or a decrease in the level of water-oil contact - WOC 8 is formed. perforation from the roof 9 and the bottom 10 of the formation 2 in the range of 10-15% relative to the thickness in h2 of the aquifer 7 of the formation 2 above the sole 10, and in the oil-bearing part 5 the opening interval l1 is equal to 50% ± 10% (taking into account the error in the perforation) - relative to its thickness h1, while the distance between the perforation intervals h1 and h2 should not be less than 5 m (for the possibility of installing pa ker 3) under the roof 9 layer 2.

То есть интервалы вскрытия должны соответствовать одновременно следующим критериям:That is, opening intervals must simultaneously meet the following criteria:

где l1 – интервал вскрытия перфорацией нефтеносной части 5 пласта 2 от кровли 9, м;where l1 is the interval of opening by perforation of the oil-bearing part 5 of reservoir 2 from roof 9, m;

h1 – толщина нефтеносной части 5 пласта 2 от кровли 9 до уровня ВНК 8, м.h1 is the thickness of the oil-bearing part 5 of reservoir 2 from roof 9 to the level of water-oil contact 8, m.

где l2 – интервал вскрытия перфорацией водоносной части 7 пласта 2 от подошвы 10, м.where l2 is the interval of opening by perforation of the aquifer 7 of reservoir 2 from the sole 10, m.

h2 – толщина водоносной части 7 пласта 2 от подошвы 10 до уровня ВНК 8, м.h2 is the thickness of the water-bearing part 7 of layer 2 from the base 10 to the level of WOC 8, m.

где l1 – интервал вскрытия перфорацией нефтеносной части 5 пласта 2 от кровли 9, м;where l1 is the interval of opening by perforation of the oil-bearing part 5 of reservoir 2 from roof 9, m;

l2 – интервал вскрытия перфорацией водоносной части 7 пласта 2 от подошвы 10, м;l2 – interval of opening by perforation of the aquifer 7 of layer 2 from the sole 10, m;

H – толщина пласта 2, м, которая равна:H is the thickness of the seam 2, m, which is equal to:

где h1 – толщина нефтеносной части 5 пласта 2 от кровли 9 до уровня ВНК 8, м;where h1 is the thickness of the oil-bearing part 5 of reservoir 2 from roof 9 to the level of WOC 8, m;

h2 – толщина водоносной части 7 пласта 2 от подошвы 10 до уровня ВНК 8, м.h2 is the thickness of the water-bearing part 7 of layer 2 from the base 10 to the level of WOC 8, m.

Пакер 3 устанавливают между интервалами вскрытия перфорацией l1 и l2, при этом насос 6 для откачки воды из водоносной части 7 применяют с продуктивностью, обеспечивающий максимально возможное снижение давления в призабойной зоне скважины 2 под пакером 3 без разрушения целостности пласта 2 (определяется геофизическими исследованиями – авторы на это не претендуют). Отбор насосом 6 воды из водоносной части 7 пласта 2 обеспечит развитие дополнительной воронки депрессии 11 (показана условно), снижающей риск прорыва воды в нефтеносную часть 5 пласта в добывающей скважине 1 по ее вертикальным трещинам, что позволит обеспечивать увеличение темпов отбора нефти насосом 4 при снижении риска прорыва воды. Периодически проверяют состав нефти, добываемой из пласта 2, при увеличении процента воды в добываемой нефти, производительность насоса 4 снижают (заменой насоса 4 на менее производительный или регулированием производительности его с устья – авторы не претендуют на это) до снижения процента воды в нефти до первоначальных значений.The packer 3 is installed between the perforation intervals l1 and l2, while the pump 6 for pumping water from the aquifer 7 is used with a productivity that provides the maximum possible pressure reduction in the bottomhole zone of the well 2 under the packer 3 without destroying the integrity of the reservoir 2 (determined by geophysical surveys - the authors do not claim this). The pump 6 pumping water from the aquifer 7 of the formation 2 will ensure the development of an additional depression funnel 11 (shown conditionally), which reduces the risk of water breakthrough into the oil-bearing part 5 of the formation in the production well 1 along its vertical fractures, which will ensure an increase in the rate of oil withdrawal by the pump 4 while reducing the risk of water breakthrough. The composition of the oil produced from reservoir 2 is periodically checked, with an increase in the percentage of water in the produced oil, the performance of pump 4 is reduced (by replacing pump 4 with a less productive one or by adjusting its performance from the wellhead - the authors do not claim this) until the percentage of water in the oil is reduced to its original values.

Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.

В скважине 1 первично вскрывшей пласт 2 на турнейском ярусе Шегурчинского месторождения с обводненностью 94%, толщиной пласта – Н=17 м, толщиной нефтеносной части 5 пласта 2 от кровли 9 до уровня ВНК 8 – h1=6 м, остальное – толщина водоносной части 7 пласта 2 от подошвы 10 до уровня ВНК 8 – h2=11 м (см. формулу [4]). Перфорацией были вскрыты интервалы l1+l2=5 м, при этом расстояние между интервалами вскрытия составляет 12 м, что не противоречит формуле [3], причем интервал вскрытия перфорацией нефтеносной части 5 пласта 2 от кровли 9 l1=3 м, согласно формуле [1], а остальное – интервал вскрытия перфорацией водоносной части 7 пласта 2 от подошвы 10 – l2=2 м, что не противоречит формуле [2]. Между интервалами (вскрытия длиной 12 м) установили пакер 3 установки ОРЭ с насосами 4 и 6. Насосом 4 отбирали жидкость в объеме 25 м3/сут с обводненностью 94%. Запуск насоса 6 с отбором воды 51 м3/сут позволил снизить обводненность скважинной продукции по нефтеносной части 5, отбираемой насосом 4 с 94 до 76% в течение 10 дней после запуска скважины в работу. Остановка насоса 6 в течение недели привела к росту обводненности до 95% нефти, отбираемой насосом 4, а после запуска насоса 6 – вернулось к 75% обводненности. То есть производительностью насоса 6 (или остановкой и запуском) можно регулировать обводненность нефти, добываемой насосом 4 из нефтеносной части 5 пласта 2.In well 1, which initially penetrated reservoir 2 in the Tournaisian stage of the Shegurchinskoye field with a water cut of 94%, reservoir thickness - Н=17 m, thickness of the oil-bearing part 5 of reservoir 2 from the roof 9 to the level of OWC 8 - h1=6 m, the rest is the thickness of the aquifer 7 of reservoir 2 from the bottom 10 to the level of OWC 8 - h2=11 m (see the formula [4 ]). The intervals l1+l2=5 m were opened by perforation, while the distance between the opening intervals is 12 m, which does not contradict the formula [3], and the interval of opening by perforation of the oil-bearing part 5 of formation 2 from the roof is 9 l1=3 m, according to the formula [1], and the rest is the interval of opening by perforation of the aquifer 7 of formation 2 from the bottom 10 - l2=2 m, which does not contradict the formula [ 2]. Between intervals (openings 12 m long) a packer 3 of the WEM unit with pumps 4 and 6 was installed. Liquid was taken from pump 4 in a volume of 25 m 3 /day with a water cut of 94%. The launch of pump 6 with a water withdrawal of 51 m 3 /day made it possible to reduce the water cut of well production in the oil-bearing part 5 taken by pump 4 from 94 to 76% within 10 days after the well was put into operation. The shutdown of pump 6 during the week led to an increase in water cut to 95% of the oil taken by pump 4, and after the start of pump 6, it returned to 75% water cut. That is, the performance of the pump 6 (or stop and start) can control the water cut of the oil produced by the pump 4 from the oil-bearing part 5 of the formation 2.

Предлагаемый способ разработки нефтяной залежи, осложненной сетью вертикальных трещин, позволяет просто и эффективно добывать нефть без подтягивания подошвенной воды за счёт одновременного регулируемого отбора воды и нефти из одной вертикальной скважины без использования химической обработки и специального оборудования.The proposed method for the development of an oil deposit complicated by a network of vertical fractures makes it possible to simply and efficiently produce oil without pulling up bottom water due to the simultaneous controlled extraction of water and oil from one vertical well without the use of chemical treatment and special equipment.

Claims (1)

Способ разработки нефтяной залежи, осложненной сетью вертикальных трещин, включающий строительство на нефтеносном участке добывающих и нагнетательных скважин, вскрывающих продуктивный пласт, закачку воды, в том числе и пластовой, через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины, использование в добывающих скважинах пакера и установок для одновременно-раздельной эксплуатации пласта с откачкой нефти из нефтеносной части пласта и пластовой воды из водоносной части пласта до образования области пониженного пластового давления и/или снижения уровня водонефтяного контакта – ВНК, отличающийся тем, что после строительства добывающей скважины предварительно определяют продуктивность водоносной части пласта, уровень ВНК и толщины нефтеносной части и водоносной части пласта, производят вторичное вскрытие перфорацией от подошвы пласта в интервале 10-15% относительно толщины водоносной части пласта, в нефтеносной части он равен примерно 50% относительно толщины нефтеносной части, а расстояние между интервалами перфорации – не менее 5 м, пакер устанавливают между интервалами перфорации, при этом насос для откачки воды из водоносной части применяют с продуктивностью, обеспечивающей максимально возможное снижение давления в призабойной зоне скважины под пакером без разрушения целостности пласта.A method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures, including the construction of production and injection wells in an oil-bearing area that open a productive formation, the injection of water, including formation water, through injection wells and the extraction of oil through production wells, the use of a packer and installations for simultaneous-separate operation of the formation with pumping oil from the oil-bearing part of the formation and formation water from the water-bearing part of the formation until an area of lowered formation pressure and/or decrease in the level of water-oil contact - WOC, characterized in that after the construction of the production well, the productivity of the water-bearing part of the formation, the level of water-oil contact and the thickness of the oil-bearing part and the water-bearing part of the formation are preliminarily determined; forations - at least 5 m, the packer is installed between the perforation intervals, while the pump for pumping water from the aquifer is used with a productivity that provides the maximum possible pressure reduction in the bottomhole zone of the well under the packer without destroying the integrity of the formation.
RU2023112119A 2023-05-11 Method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures RU2799828C1 (en)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2799828C1 true RU2799828C1 (en) 2023-07-12

Family

ID=

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1112956A (en) * 1966-04-07 1968-05-08 Shell Int Research Method of producing liquid hydrocarbons from a subsurface formation
RU2285789C1 (en) * 2005-10-21 2006-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2401937C1 (en) * 2009-10-27 2010-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of watered oil deposit
RU2505667C1 (en) * 2012-09-03 2014-01-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" Method of multilay field development
RU2724715C1 (en) * 2020-01-28 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Operating method of water-flooded oil formation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB1112956A (en) * 1966-04-07 1968-05-08 Shell Int Research Method of producing liquid hydrocarbons from a subsurface formation
RU2285789C1 (en) * 2005-10-21 2006-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Oil deposit development method
RU2401937C1 (en) * 2009-10-27 2010-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of watered oil deposit
RU2505667C1 (en) * 2012-09-03 2014-01-27 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" Method of multilay field development
RU2724715C1 (en) * 2020-01-28 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Operating method of water-flooded oil formation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2518684C2 (en) Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions)
CA2607683A1 (en) Inverted electrical submersible pump completion to maintain fluid segregation and ensure motor cooling in dual-stream well
US20060076143A1 (en) Oil anchor
RU2297521C1 (en) Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation
RU2737043C1 (en) Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit
RU2179234C1 (en) Method of developing water-flooded oil pool
RU2799828C1 (en) Method for developing an oil deposit complicated by a network of vertical fractures
RU2386795C1 (en) Development method of oil field with water-oil zones
RU2695906C1 (en) Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact
CN110593846A (en) Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string
RU2401937C1 (en) Procedure for development of watered oil deposit
RU2618542C1 (en) Method for development of oil deposits by hydraulic fracturing fractures
RU2732744C1 (en) Development method of powerful multi-zone low-permeability oil deposit
RU2738615C1 (en) Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2285789C1 (en) Oil deposit development method
RU2491418C1 (en) Method to develop multizone oil reservoir
RU2001109157A (en) METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFILLING WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2015312C1 (en) Method for development of water-oil reservoir
RU2090742C1 (en) Method for development of oil formation
RU2732742C1 (en) Development method of water-oil reservoir
RU2738146C1 (en) Method for development of formation with bottom water
RU2242594C1 (en) Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well
RU2807319C1 (en) Method for developing oil deposit site
RU2811097C1 (en) Method for increasing efficiency of enhanced oil recovery (eor) methods
RU2054528C1 (en) Method for separated lifting of products of producing wells