RU2303125C1 - Multizone oil reservoir development method - Google Patents
Multizone oil reservoir development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2303125C1 RU2303125C1 RU2006130516/03A RU2006130516A RU2303125C1 RU 2303125 C1 RU2303125 C1 RU 2303125C1 RU 2006130516/03 A RU2006130516/03 A RU 2006130516/03A RU 2006130516 A RU2006130516 A RU 2006130516A RU 2303125 C1 RU2303125 C1 RU 2303125C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- reservoir
- wells
- oil
- water
- production
- Prior art date
Links
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir.
Известен способ закачки жидкости в пласт, включающий бурение нагнетательной скважины, вскрытие нефтяного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового пакера, закачку жидкости в пласт. В нагнетательную скважину спускают двойную колонну труб. Над вскрытыми пластами устанавливают дополнительный пакер. Нижний конец одной из труб устанавливают в интервале водоносного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью на устье скважины для воды или реагентов для повышения нефтеизвлечения. Оборудуют глубинным насосом для подачи воды из водоносного пласта в накопительную емкость. Нижний конец другой трубы устанавливают в интервале нефтяного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью. Оборудуют пультом управления и нагнетательным насосом для откачки воды или реагентов из накопительной емкости. Закачку в нефтяной пласт производят в постоянном, или циклическом, или импульсном режиме под контролем с пульта управления (Патент РФ №2211314, кл. Е21В 43/20, опубл. 27.08.2003).A known method of pumping fluid into a formation, including drilling an injection well, opening an oil and aquifer, lowering a pipe string, installing an inter-reservoir packer, pumping fluid into the reservoir. A double pipe string is lowered into the injection well. An additional packer is installed above the exposed formations. The lower end of one of the pipes is installed in the interval of the aquifer. Connect this pipe to the storage tank at the wellhead for water or reagents to increase oil recovery. Equipped with a deep pump for supplying water from an aquifer to a storage tank. The lower end of the other pipe is installed in the interval of the oil reservoir. Connect this pipe to the storage tank. Equipped with a control panel and a discharge pump for pumping water or reagents from the storage tank. Injection into the oil reservoir is carried out in a constant, or cyclic, or pulsed mode under control from the control panel (RF Patent No. 2211314, CL ЕВВ 43/20, published on 08.27.2003).
Известный способ для своего применения требует наличия накопительной емкости на устье скважины, обвязки скважины и насосов, что усложняет способ.The known method for its application requires a storage tank at the wellhead, piping of the well and pumps, which complicates the method.
Известен способ разработки многопластового месторождения с неоднородными по проницаемости пластами, содержащими нефти с различной вязкостью, включающий разбуривание месторождения добывающими и нагнетательными скважинами, перфорацию скважин в интервалах залегания продуктивных пластов, перепуск пластовых флюидов из одного пласта в другой и закачку вытесняющего агента через нагнетательную скважину. Производят гидроразрыв низкопроницаемого пласта высоковязкой нефтью, отобранной из высокопроницаемого пласта, после чего создают оторочку нефти, отобранной из низкопроницаемого пласта, в высокопроницаемом пласте, содержащем нефть высокой вязкости, и производят закачку вытесняющего агента (Патент СССР №1362118, кл. Е21В 43/22, опубл. 27.04.2000).There is a method of developing a multilayer field with permeability heterogeneous formations containing oils with different viscosities, including drilling a field with producing and injection wells, perforating wells in the intervals of productive formations, transferring formation fluids from one formation to another and injecting a displacing agent through an injection well. Hydraulic fracturing of a low-permeable formation with highly viscous oil taken from a high-permeable formation is performed, and then a rim of oil selected from a low-permeable formation is created in a high-permeability formation containing high viscosity oil, and a displacing agent is injected (USSR Patent No. 1362118, class. E21B 43/22, class. publ. 04/27/2000).
Известный способ сложен, а применение гидроразрыва приводит к невозможности его осуществления в целом ряде многопластовых залежей.The known method is complicated, and the use of hydraulic fracturing leads to the impossibility of its implementation in a number of multilayer deposits.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки многопластового нефтяного месторождения, который предусматривает размещение скважин на выделенном участке разработки залежи по утвержденному проекту кустовым способом, определение коллекторских свойств пластов в разрезе, циклическую закачку пластовой воды через нагнетательные и отбор нефти через добывающие скважины. При этом сначала бурят нагнетательные скважины с углублением забоя под нижним эксплуатационным объектом до вскрытия водоносных пластов. Затем бурят добывающие скважины. При этом, если гипсометрические отметки продуктивных пластов окажутся ниже водонефтяного контакта или будут вскрыты зоны литологического замещения на неколлектор, то углубление забоя скважины продолжают также до вскрытия упомянутых водоносных горизонтов. После завершения разбуривания участка в пределах куста с учетом полученной максимально возможной геологической информации скважины группируют в единую систему разработки по отношению к нижнему, а заводнение пластов при этом через нагнетательные скважины осуществляют путем внутрискважинной или межскважинной перекачки вод с упомянутых водоносных горизонтов или засолоненных питьевых вод с верхних горизонтов, находящихся на территории разрабатываемого участка (Патент РФ №2158821, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.11.2000 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing a multilayer oil field, which involves placing wells in a dedicated area of reservoir development according to an approved project using a cluster method, determining reservoir reservoir properties in a section, cyclic injection of produced water through injection wells and selecting oil through production wells. In this case, first injection wells are drilled with a deepening of the bottom under the lower production facility until the aquifers are opened. Then drill production wells. Moreover, if the hypsometric marks of the productive formations are lower than the oil-water contact or the lithological substitution zones for the non-reservoir are opened, the deepening of the bottom of the well continues also until the opening of the mentioned aquifers. After completion of drilling a section within the bush, taking into account the obtained maximum possible geological information, the wells are grouped into a single development system with respect to the lower one, and waterflooding of the reservoirs through injection wells is carried out by downhole or interwell pumping of water from the mentioned aquifers or saline drinking water from the upper horizons located on the territory of the developed section (RF Patent No. 2158821, class Е21В 43/20, publ. 10.11.2000 - prototype).
Недостатком известного способа является неоправданное бурение добывающих скважин до водоносного горизонта, необходимость интенсификации перекачки воды из нижележащего водоносного горизонта в вышележащий продуктивный пласт, а также невысокая нефтеотдача залежи.The disadvantage of this method is the unjustified drilling of production wells to the aquifer, the need to intensify the pumping of water from the underlying aquifer to the overlying reservoir, as well as low oil recovery.
В предложенном способе решается задача упрощения способа, отказа от интенсификации перекачки воды и повышения нефтеотдачи залежи.The proposed method solves the problem of simplifying the method, refusing to intensify pumping water and increasing oil recovery of the reservoir.
Задача решается тем, что в способе разработки многопластовой нефтяной залежи, включающем внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, согласно изобретению внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте.The problem is solved in that in the method of developing a multilayer oil reservoir, including downhole pumping of water from a underlying aquifer into an overlying reservoir by injection wells and taking oil from a reservoir through production wells, according to the invention, downhole pumping of water is performed in natural mode due to the energy of the aquifer reservoir, in the reservoir in the area of injection wells performing downhole pumping of water, through intensification from ora through production wells reduce the reservoir pressure, while the selection through the production wells operate in a cyclic mode, providing a change of direction of fluid flow in the reservoir.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1. внутрискважинная перекачка воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам;1. downhole pumping of water from the underlying aquifer into the overlying productive formation through injection wells;
2. отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины;2. the selection of oil from the reservoir through production wells;
3. внутрискважинная перекачка воды на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта;3. downhole pumping of water in natural mode due to the energy of the aquifer;
4. снижение пластового давления в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины;4. reduction of reservoir pressure in the reservoir in the area of injection wells performing downhole pumping of water by intensifying the selection through production wells;
5. отбор через добывающие скважины в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте.5. selection through production wells in a cyclic mode, providing a change in the direction of fluid flow in the reservoir.
Признаки 1, 2 являются общими с прототипом, признаки 3-5 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1, 2 are common with the prototype, signs 3-5 are essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Внутрискважинная перекачка воды, как правило, требует затрат энергии, сравнимых с обычной закачкой воды через нагнетательные скважины. Необходимость интенсификации перекачки воды из нижележащего водоносного горизонта в вышележащий продуктивный пласт фактически сводит к нулю преимущества внутрискважинной перекачки. При этом нефтеотдача залежи невысока. В предложенном способе решается задача обеспечения перекачки без интенсификации, т.е. без применения насосов и другой перекачивающей техники, а также повышения нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.Downhole pumping of water, as a rule, requires energy expenditures comparable to conventional pumping of water through injection wells. The need to intensify the pumping of water from the underlying aquifer into the overlying productive formation virtually reduces to zero the advantages of downhole pumping. At the same time, oil recovery is low. The proposed method solves the problem of providing pumping without intensification, i.e. without the use of pumps and other pumping equipment, as well as enhanced oil recovery. The problem is solved as follows.
Для осуществления способа выбирают залежь с нижележащим водоносным пластом, имеющим аномально высокое пластовое давление выше гидростатического на 1-3 МПа, и вышележащий продуктивный пласт, имеющий аномально низкое пластовое давление ниже гидростатического на 1-3 МПа.To implement the method, a reservoir is selected with an underlying aquifer having an abnormally high reservoir pressure of 1-3 MPa above the hydrostatic pressure, and an overlying reservoir having an abnormally low reservoir pressure of 1-3 MPa below the hydrostatic.
При разработке многопластовой нефтяной залежи ведут внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта. Для снижения противодавления в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление. Отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте.In the development of a multilayer oil reservoir, downhole water is pumped from the underlying aquifer to the overlying reservoir by injection wells and oil is extracted from the reservoir through production wells. Downhole pumping of water is performed in a natural mode due to the energy of the aquifer. To reduce backpressure in the reservoir in the area of injection wells performing downhole pumping of water, reservoir pressure is reduced by intensifying production through production wells. Selection through production wells is performed in a cyclic mode, providing a change in the direction of fluid flow in the reservoir.
С учетом разности глубин залегания за вычетом разности гидростатического давления превышение пластового давления должно составлять величину порядка 4-5 МПа. Так, пластовое давление в водоносном пласте на глубине 1800 м составляет 20 МПа, пластовое давление в продуктивном пласте на глубине 900 м составляет 7 МПа. Разность глубин пластов 1800-900 м составляет 900 м. Соответственно разность гидростатического давления составляет 9 МПа. Давление, при котором вода из водоносного пласта поступает в продуктивный пласт, составляет 20-9-7=4 МПа.Given the difference in the depths minus the difference in hydrostatic pressure, the excess of reservoir pressure should be about 4-5 MPa. So, the reservoir pressure in the aquifer at a depth of 1800 m is 20 MPa, the reservoir pressure in the reservoir at a depth of 900 m is 7 MPa. The difference in the depths of the layers of 1800-900 m is 900 m. Accordingly, the difference in hydrostatic pressure is 9 MPa. The pressure at which water from the aquifer enters the reservoir is 20-9-7 = 4 MPa.
Кроме того, снижение пластового давления в продуктивном пласте за счет интенсификации отбора нефти через добывающие скважины может привести к приросту разности давлений до 2-3 МПа.In addition, a decrease in reservoir pressure in the reservoir due to the intensification of oil extraction through production wells can lead to an increase in pressure difference up to 2-3 MPa.
Таким образом, на забое нагнетательных скважин в районе продуктивного пласта создается давление порядка 6-8 МПа, что оказывается достаточным для заводнения при достаточной приемистости продуктивного пласта.Thus, at the bottom of injection wells in the area of the reservoir, a pressure of about 6-8 MPa is created, which is sufficient for flooding with sufficient injectivity of the reservoir.
Отбор через добывающие скважины в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, выполняют чередованием интенсивности отборов скважин, расположенных напротив друг друга. Так попарно и попеременно скважины должны работать на 100% и на 50% максимального дебита в течение времени, обеспечивающего работу скважин при максимальном дебите. Например, при максимальном дебите 20 м3/сут скважины работают 20 сут, после чего динамический уровень жидкости в скважинах снижается ниже допустимого для постоянного (непериодического) отбора жидкости. Следовательно, одна пара противоположных скважин будет работать с 100%-ным максимальным дебитом 20 сут, тогда как другая пара скважин в этот период будет работать с 50%-ным дебитом 10 м3/сут. Затем в следующие 20 сут режимы работы скважин меняются на противоположные и т.д. За счет циклического режима отбора нефти повышается нефтеотдача залежи.The selection through production wells in a cyclic mode, providing a change in the direction of fluid flow in the reservoir, is performed by alternating the intensities of the selection of wells located opposite each other. So in pairs and alternately, the wells should work at 100% and 50% of the maximum production rate during the time ensuring the operation of the wells at maximum production rate. For example, at a maximum flow rate of 20 m 3 / day, wells operate for 20 days, after which the dynamic fluid level in the wells decreases below the permissible level for constant (non-periodic) fluid withdrawal. Consequently, one pair of opposing wells will work with a 100% maximum production rate of 20 days, while the other pair of wells during this period will work with a 50% production rate of 10 m 3 / day. Then, in the next 20 days, the well operating modes change to the opposite, etc. Due to the cyclical regime of oil extraction, the oil recovery of the reservoir increases.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают многопластовую нефтяную залежь, имеющую водоносный пласт на глубине 1750 м с пластовым давлением 20 МПа, и продуктивный нефтенасыщенный пласт на глубине 1000 м с пластовым давлением 8,5 МПа. Разность глубин залегания пластов составляет 1750-1000=750 м, соответственно разность гидростатического давления между пластами составляет 7,5 МПа. Давление поступления воды из водоносного пласта в продуктивный пласт на забое продуктивного пласта составляет 20-8,5-7,5=4 МПа.A multilayer oil reservoir is being developed having an aquifer at a depth of 1750 m with a reservoir pressure of 20 MPa, and a productive oil-saturated reservoir at a depth of 1000 m with a reservoir pressure of 8.5 MPa. The difference in the depths of the beds is 1750-1000 = 750 m, respectively, the difference in hydrostatic pressure between the beds is 7.5 MPa. The pressure of water from the aquifer to the reservoir at the bottom of the reservoir is 20-8.5-7.5 = 4 MPa.
Продуктивный пласт разрабатывают по пятиточечной системе разработки с нагнетательной скважиной в центре. Отбор через добывающие скважины в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, выполняют чередованием интенсивности отборов добывающих скважин, расположенных напротив друг друга в пятиточечной системе разработки. Добывающие скважины работают попарно и попеременно на 100% и на 50% максимального дебита в течение времени, обеспечивающего работу скважин при максимальном дебите, т.е. одна пара противоположных скважин работает с 100%-ным максимальным дебитом 20 сут, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50%-ным дебитом 10 м3/сут. Затем в следующие 20 сут режимы работы скважин меняются на противоположные и т.д. В результате пластовое давление в продуктивном пласте снижается на 2 МПа и составляет 6,5 МПа.A productive formation is developed according to a five-point development system with an injection well in the center. The selection through production wells in a cyclic mode, providing a change in the direction of fluid flow in the reservoir, is performed by alternating the intensities of production wells located opposite each other in a five-point development system. Production wells operate in pairs and alternately at 100% and 50% of the maximum production rate during the time that ensures the operation of the wells at maximum production rate, i.e. one pair of opposing wells works with a 100% maximum production rate of 20 days, while another pair of wells during this period works with a 50% production rate of 10 m 3 / day. Then, in the next 20 days, the well operating modes change to the opposite, etc. As a result, reservoir pressure in the reservoir decreases by 2 MPa and is 6.5 MPa.
Нагнетательные скважины вскрывают водоносный пласт и продуктивный пласт. Каждую нагнетательную скважину оборудуют колонной насосно-компрессорных труб, опущенной до водоносного пласта, с пакерами выше и ниже продуктивного пласта и перфорацией напротив продуктивного пласта. Внутрискважинную перекачку воды ведут на естественном режиме при давлении закачки на входе в продуктивный пласт порядка 6 МПа.Injection wells reveal the aquifer and the reservoir. Each injection well is equipped with a tubing string lowered to the aquifer, with packers above and below the reservoir and perforation opposite the reservoir. Downhole pumping of water is carried out in natural mode at an injection pressure at the entrance to the reservoir of about 6 MPa.
В результате достигают заводнения продуктивного пласта без интенсификации закачки воды через нагнетательные скважины. Кроме того, за счет циклического отбора нефти через добывающие скважины удается повысить нефтеотдачу залежи на 2-3%.As a result, waterflooding of the reservoir is achieved without intensifying the injection of water through injection wells. In addition, due to the cyclical selection of oil through production wells, it is possible to increase oil recovery by 2-3%.
Применение предложенного способа позволит упростить закачку воды за счет отказа от интенсификации перекачки воды и повысить нефтеотдачу залежи.The application of the proposed method will simplify the injection of water due to the rejection of the intensification of pumping water and increase oil recovery deposits.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006130516/03A RU2303125C1 (en) | 2006-08-24 | 2006-08-24 | Multizone oil reservoir development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006130516/03A RU2303125C1 (en) | 2006-08-24 | 2006-08-24 | Multizone oil reservoir development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2303125C1 true RU2303125C1 (en) | 2007-07-20 |
Family
ID=38431126
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006130516/03A RU2303125C1 (en) | 2006-08-24 | 2006-08-24 | Multizone oil reservoir development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2303125C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459936C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459937C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2480578C1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop deposit of highly viscous oil |
| RU2491418C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to develop multizone oil reservoir |
| RU2570723C1 (en) * | 2014-12-10 | 2015-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Oil deposit development method |
| RU2591291C1 (en) * | 2015-05-27 | 2016-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of multi-pay oil deposit (versions) |
| RU2704685C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Downhole water pumping method for oil formation flooding purposes |
| RU2753229C1 (en) * | 2021-03-18 | 2021-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of multilayer oil deposits |
-
2006
- 2006-08-24 RU RU2006130516/03A patent/RU2303125C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459936C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459937C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2491418C1 (en) * | 2011-12-14 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to develop multizone oil reservoir |
| RU2480578C1 (en) * | 2012-06-26 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop deposit of highly viscous oil |
| RU2570723C1 (en) * | 2014-12-10 | 2015-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина (ПАО "Татнефть" им. В.Д. Шашина) | Oil deposit development method |
| RU2591291C1 (en) * | 2015-05-27 | 2016-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of multi-pay oil deposit (versions) |
| RU2704685C1 (en) * | 2019-03-05 | 2019-10-30 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | Downhole water pumping method for oil formation flooding purposes |
| RU2753229C1 (en) * | 2021-03-18 | 2021-08-12 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of multilayer oil deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| CA2595018C (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| US11988081B2 (en) | Gravity assisted reservoir drainage systems and methods | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| WO2022081790A1 (en) | Grout partition and method of construction | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2279539C2 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2732424C2 (en) | Method of drilling formations with abnormally high formation pressure and preventing collapsed well casing string during operation thereof | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2803344C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2291287C1 (en) | Method for extraction of water-oil deposit | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2803347C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir | |
| RU2505667C1 (en) | Method of multilay field development | |
| RU2273729C1 (en) | Method for highly-viscous oil or bitumen deposit development | |
| RU2726694C1 (en) | Method for development of multi-layer oil deposit with application of hydraulic fracturing of formation | |
| RU2317410C1 (en) | Productive reservoir development method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130825 |