RU2543841C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2543841C1 RU2543841C1 RU2014120498/03A RU2014120498A RU2543841C1 RU 2543841 C1 RU2543841 C1 RU 2543841C1 RU 2014120498/03 A RU2014120498/03 A RU 2014120498/03A RU 2014120498 A RU2014120498 A RU 2014120498A RU 2543841 C1 RU2543841 C1 RU 2543841C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- injection
- wells
- water
- flow line
- Prior art date
Links
Landscapes
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. Из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью нефти, к второй - добывающие скважины с обводненностью нефти, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес. добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес. периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения (Патент РФ № 2047750, кл. Е21В 43/20, опубл. 10.11.1995).A known method of developing an oil reservoir, including the injection of a working agent through injection wells in a cyclic mode and the selection of oil through production wells. Three groups are distinguished from the stock of production wells, the first includes production wells with an almost complete water cut of oil, the second - production wells with a water cut close to the maximum in economic indicators, and with a fluid flow rate of more than 50 m 3 / day, to the third group - producing wells with a water cut of more than 50% and with a fluid rate of less than 10 m 3 / day. The first group of production wells is operated in a cyclic mode: 2 years, the shutdown of wells, then operation until the water content of the produced products is almost completely water-cut. The second group of wells is divided into zonal subgroups. In adjacent zonal subgroups in antiphase for 4-6 months. production wells are operated in a cyclic mode: periodic shutdown for the period of decreasing water-oil ratio, then production until the water-oil ratio is increased to the maximum water cut. After that, production wells of all zonal subgroups are stopped for 6-8 months. Zonal subgroups of production wells are formed from the condition of equivalent fluid withdrawal in each zonal subgroup and the location of production wells of a zonal subgroup in the zone of influence of a group of injection wells supplied from a single source of working agent. The third group of producing wells is operated in a cyclic mode: 4-6 months. periodic shutdown for less than a day and operation for less than a day, after which shutdown of wells for 6-8 months. When the production wells of the second group are stopped in the zonal subgroups, the injection agent injection volumes are simultaneously reduced to 25% of the average value through the groups of injection wells in the zone of influence of which the zonal subgroup is located. During the operation of production wells, the volume of injection of the working agent is increased up to 25% of the average value (RF Patent No. 2047750, class E21B 43/20, publ. 10.11.1995).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины в циклическом режиме и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Циклический режим работы добывающих скважин назначают продолжительностью 7 суток, из которых до 2 суток осуществляют отбор нефти без остановки скважины, а в оставшееся время выполняют остановку скважины, при этом производительность глубинно-насосного оборудования подбирают из расчета отбора накапливающейся в скважине нефти и в течение времени отбора нефти, а в нагнетательных скважинах, имеющих гидродинамическую связь с указанными добывающими скважинами, для обеспечения циклического режима работы добывающих скважин ограничивают объёмы закачки или переводят нагнетательные скважины в периодический режим работы (патент РФ № 2487233, кл. Е21В 43/16, опубл. 10.07.2013 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells in a cyclic mode and the injection of a working agent through injection wells. The cyclic mode of operation of production wells is prescribed for a duration of 7 days, of which up to 2 days, oil is taken without stopping the well, and in the remaining time, the well is shut down, while the performance of downhole pumping equipment is selected based on the selection of oil accumulating in the well and during the selection time oil, and in injection wells having a hydrodynamic connection with the indicated production wells, to ensure the cyclic mode of operation of production wells, the volume is limited we inject or transfer the injection wells into periodic operation (RF patent No. 2487233, CL ЕВВ 43/16, publ. 07/10/2013 - prototype).
Недостатком известных способов являются большие затраты на добычу нефти, нерациональное использование оборудования.A disadvantage of the known methods are the high costs of oil production, wasteful use of equipment.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения оптимального режима закачки и отбора и снижения расходов на добычу нефти.The proposed invention solves the problem of ensuring the optimal mode of injection and selection and reduce the cost of oil production.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины, закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме, согласно изобретению циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции, на остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки, при циклическом режиме производят периодическое ограничение закачки воды на отдельных нагнетательных скважинах полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды, насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции, а электропривод насосов выполняют частотно регулируемым, при этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции, при уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при этом продолжительность перекрытия подводящего водовода определяют как время, необходимое для прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины, и назначают не менее 2 часов, а максимальный период ограничения - до 4 часов в сутки, а перекрытие подводящего водовода назначают с учётом времени контроля мощности электросети.The problem is solved in that in the method of developing an oil reservoir, including the selection of oil through production wells, pumping water through injection wells in a cyclic mode, according to the invention, the cyclic mode is performed on separate injection wells supplied with water from a cluster pump station, and the remaining injection wells maintain a constant injection pressure, in a cyclic mode, periodically restrict the injection of water at individual injection wells to full or partial shutdown we have a supply conduit with a corresponding restriction of the flow rate of the injected water, the pumps at the cluster pump station are set to maintain constant pressure at the outlet of the cluster pump station, and the electric drive of the pumps is frequency-controlled, while a non-linear inverse algorithm is used to control the frequency of the electric current of the electric pump depending on pressure at the outlet of the cluster pumping station, with a decrease in the flow rate of the working agent and, accordingly, an increase in pressure in the discharge line the frequency of the supply current of the electric pump is reduced nonlinearly to a predetermined pressure value in the flow line of the cluster pump station, with an increase in the working agent flow rate and a corresponding decrease in pressure in the flow line of the pump, the frequency of the supply current is increased until the set pressure value in the flow line of the cluster pump station is reached, at this the duration of the overlap of the inlet conduit is defined as the time required to stop the movement of fluid flows in reservoir conditions in the impact well of the injection well, and appoint at least 2 hours, and the maximum restriction period is up to 4 hours per day, and the shut-off of the supply conduit is prescribed taking into account the time of monitoring the power of the mains.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи значительная часть запасов остаётся не извлечённой из пластов. Циклический режим нагнетания рабочего агента способствует изменению градиентов давления в пласте, изменению направления потоков и вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти. Однако постоянный режим закачки по нагнетательным скважинам зачастую не оптимален и приводит к недостижению потенциального коэффициента извлечения нефти. В предложенном изобретении совместно решаются задачи повышения нефтеотдачи и снижения расходов электроэнергии на закачку жидкости.During the development of an oil deposit, a significant part of the reserves remains not recovered from the reservoirs. The cyclic mode of injection of the working agent contributes to a change in the pressure gradients in the reservoir, a change in the direction of flows and the involvement of additional oil reserves in the development. However, a constant injection mode through injection wells is often not optimal and leads to the failure to achieve the potential oil recovery coefficient. In the proposed invention, jointly solved the problem of improving oil recovery and reducing energy consumption for pumping liquid.
При разработке нефтяной залежи производят отбор нефти через добывающие скважины и закачку воды через нагнетательные скважины в циклическом режиме. Циклический режим выполняют на отдельных нагнетательных скважинах, снабжаемых водой от кустовой насосной станции, на остальных нагнетательных скважинах поддерживают постоянное давление закачки. Периодическое ограничение закачки на отдельных нагнетательных скважинах производят полным или частичным перекрытием подводящего водовода с соответствующим ограничением расхода закачиваемой воды. Насосы на кустовой насосной станции настраивают на режим поддержания постоянного давления на выходе кустовой насосной станции, а электропривод насосов выполняют частотно регулируемым.When developing an oil field, oil is extracted through production wells and water is pumped through injection wells in a cyclic mode. The cyclic mode is performed on separate injection wells supplied with water from the cluster pumping station, and the remaining injection wells maintain a constant injection pressure. Periodic restriction of injection at individual injection wells is carried out by full or partial blocking of the supply conduit with a corresponding restriction of the flow rate of the injected water. The pumps at the cluster pump station are set to maintain a constant pressure at the outlet of the cluster pump station, and the electric drive of the pumps is frequency-controlled.
Частотно регулируемый электропривод насосов представляет собой устройство, состоящее из моста постоянного тока (выпрямитель), преобразующего переменный ток промышленной частоты в постоянный, и инвертора, преобразующего постоянный ток в переменный требуемых частоты и амплитуды. В частотно регулируемом электроприводе используется двойное преобразование электрической энергии: входное синусоидальное напряжение выпрямляется в выпрямителе, фильтруется фильтром, а затем вновь преобразуется инвертором в переменное напряжение изменяемой частоты и амплитуды.The variable frequency electric drive of the pumps is a device consisting of a direct current bridge (rectifier), which converts alternating current of industrial frequency into direct current, and an inverter, which converts direct current into alternating current of required frequency and amplitude. The frequency-controlled electric drive uses a double conversion of electrical energy: the input sinusoidal voltage is rectified in the rectifier, filtered by a filter, and then again converted by an inverter into an alternating voltage of variable frequency and amplitude.
При этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции.In this case, a nonlinear inverse algorithm is used to control the frequency of the electric current of the electric drive of the pumps, depending on the pressure at the outlet of the cluster pump station.
Нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов представляет собой принцип обратной зависимости частоты вращения рабочего органа центробежного насоса (колеса или колёс) с датчиком контроля давления, установленного на выкидной линии центробежного насоса. Используя известный принцип пропорциональности, характерный для центробежных насосов, устанавливаем, что напор, развиваемый насосом, изменяется пропорционально квадрату частоты вращения рабочего колеса. Поскольку напор и давление на выкидной линии центробежного насоса находятся в линейной зависимости между собой, для того чтобы сохранить неизменным параметр давления в выкидной линии, необходимо установить нелинейную квадратичную зависимость между параметром давления в выкидной линии центробежного насоса и частотой вращения рабочего органа центробежного насоса.The non-linear inverse algorithm for controlling the frequency of the electric current of the electric drive of the pumps is the principle of the inverse relationship of the rotational speed of the working body of the centrifugal pump (wheel or wheels) with a pressure control sensor installed on the flow line of the centrifugal pump. Using the well-known principle of proportionality, characteristic of centrifugal pumps, we establish that the pressure developed by the pump changes in proportion to the square of the frequency of rotation of the impeller. Since the head and pressure on the flow line of the centrifugal pump are linearly interconnected, in order to keep the pressure parameter in the flow line unchanged, it is necessary to establish a non-linear quadratic relationship between the pressure parameter in the flow line of the centrifugal pump and the speed of the working body of the centrifugal pump.
При уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции.With a decrease in the flow rate of the working agent and a corresponding increase in pressure in the flow line of the pump, the frequency of the supply current of the electric pump is reduced nonlinearly to a predetermined pressure value in the flow line of the cluster pump station, with an increase in the flow of the working agent and a corresponding decrease in pressure in the flow line of the pump, the frequency of the supply current is increased to reaching the set pressure value in the flow line of the cluster pump station.
Перекрытие подводящего водовода назначают с учётом времени контроля мощности электросети - минимальную продолжительность перекрытия подводящего водовода назначают не менее 2 часов, максимальный период ограничения - до 4 часов в сутки.The overlapping of the inlet conduit is prescribed taking into account the time of monitoring the power of the power supply network - the minimum duration of overlapping of the inlet conduit is assigned at least 2 hours, the maximum restriction period is up to 4 hours per day.
Продолжительность перекрытия подводящего трубопровода определяют как время, необходимое для полного прекращения движения потоков жидкостей в пластовых условиях в пределах воздействия нагнетательной скважины. В остановившемся потоке происходит выравнивание давления в высокопроницаемых и низкопроницаемых зонах пласта, а при возобновлении движения жидкостей происходит вовлечение в поток жидкостей из низкопроницаемых зон, что способствует повышению нефтеотдачи залежи.The duration of the overlap of the supply pipe is defined as the time required to completely stop the movement of fluid flows in reservoir conditions within the impact of the injection well. In a stopped flow, the pressure is equalized in the highly permeable and low permeability zones of the formation, and when the movement of fluids resumes, the fluids are drawn into the flow of fluids from the low permeability zones, which contributes to an enhanced oil recovery.
Периодически анализируют эффективность мероприятия. Как правило, следствием применения мероприятий является снижение обводненности добываемой продукции в добывающих скважинах. При реализации мероприятия и снижении текущей обводненности продолжают перекрытие подводящего трубопровода на части нагнетательных скважин, запитываемых от кустовой насосной станции. При прекращении эффекта, т.е. возвращении обводненности добываемой продукции к прежнему уровню, нагнетательные скважины переводят на постоянный режим закачки рабочего агента, а мероприятия по перекрытию подводящего трубопровода применяют на прочих нагнетательных скважинах. При этом удается длительное время поддерживать обводненность добываемой продукции на участке разработки в добывающих скважинах на постоянном уровне. После длительной работы на постоянном режиме и стабилизации обводненности в реагирующих добывающих скважинах прежние нагнетательные скважины, на которых ранее перекрывали подводящий трубопровод, снова переводят на циклический режим работы. При этом в результате такого воздействия снова обводненность добываемой продукции в реагирующих добывающих скважинах становится меньше, что благотворно сказывается на нефтеотдаче залежи.Periodically analyze the effectiveness of the event. As a rule, the consequence of the application of measures is to reduce the water cut of the produced products in the producing wells. When the measure is implemented and the current water cut is reduced, the supply pipeline is shut off to the parts of injection wells fed from the cluster pump station. When the effect ceases, i.e. returning the water cut of the produced products to the previous level, injection wells are transferred to a constant injection mode of the working agent, and measures to shut off the supply pipe are used in other injection wells. At the same time, it has been possible for a long time to maintain the water cut of the produced products at the development site in the producing wells at a constant level. After long-term continuous operation and stabilization of water cut in reacting production wells, the previous injection wells, on which the supply pipeline was previously blocked, are again transferred to a cyclic operation mode. Moreover, as a result of such an impact, the water cut of produced products in reacting producing wells again becomes smaller, which has a beneficial effect on oil recovery.
Пример конкретного примененияCase Study
Разрабатывают нефтяную залежь, приуроченную к отложениям терригенного девона. Закачивают рабочий агент - подтоварную (пластовую) воду через нагнетательные скважины, отбирают пластовую продукцию через добывающие скважины.An oil reservoir is being developed dedicated to the deposits of the terrigenous Devonian. A working agent is pumped - bottom-line (formation) water through injection wells, formation products are taken through production wells.
Производительность насосного агрегата на кустовой насосной станции составляет 1500 м3/сут, рабочее давление на выкидной линии при этом режиме составляет 12 МПа. Агрегат оборудован системой поддержания постоянного давления на выкидной линии насоса (частотно-регулируемый привод).The productivity of the pumping unit at the cluster pumping station is 1500 m 3 / day, the working pressure on the flow line in this mode is 12 MPa. The unit is equipped with a system for maintaining constant pressure on the flow line of the pump (variable frequency drive).
Из 19 нагнетательных скважин кустовой насосной станции исходя из условий необходимости повышения коэффициента охвата пласта воздействием необходимо циклировать закачку по 5 скважинам, расположенным на двух водоводах. Суммарная суточная приёмистость данных скважин составляет 250 м3/сут.From 19 injection wells of a cluster pumping station, based on the conditions for the need to increase the coverage factor of the formation, it is necessary to cycle the injection of 5 wells located in two water conduits. The total daily injectivity of these wells is 250 m 3 / day.
Ограничение закачки по циклируемым скважинам обеспечивается перекрытием задвижек на водоводах. При этом в автоматическом режиме снижается частота тока, подаваемого на силовой привод насосного агрегата, для поддержания неизменного давления закачки по остальным нагнетательным скважинам, работающим в постоянном режиме.The restriction of injection in cyclic wells is ensured by the shutoff of valves on water conduits. In this case, in automatic mode, the frequency of the current supplied to the power drive of the pumping unit is reduced to maintain a constant injection pressure for the remaining injection wells operating in a constant mode.
Электропривод насосов выполняют частотно регулируемым, при этом применяют нелинейный обратный алгоритм регулирования частоты электрического тока электропривода насосов в зависимости от давления на выходе кустовой насосной станции (расписать какой в цифрах), при уменьшении расхода рабочего агента и соответственно увеличении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока электронасоса уменьшают по нелинейной зависимости (привести эту зависимость) до заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции, при увеличении расхода рабочего агента и соответствующем снижении давления в выкидной линии насоса частоту питающего тока увеличивают до достижения заданного значения давления в выкидной линии кустовой насосной станции,The electric drive of the pumps is frequency-controlled, while a non-linear inverse algorithm is used to control the frequency of the electric current of the electric drive of the pumps depending on the pressure at the outlet of the cluster pump station (which numbers should be shown), with a decrease in the flow rate of the working agent and, accordingly, an increase in pressure in the discharge line of the pump, the frequency of the supply current the electric pump is reduced nonlinearly (bring this dependence) to a predetermined pressure value in the flow line of the cluster pump station, pr increasing the flow of the working agent and a corresponding decrease in pressure in the flow line of the supply current pump rate is increased to achieve a predetermined pressure value in the flowline group pumping station,
Ограничение закачки по циклическим скважинам осуществляется каждый рабочий день в период с 8:00 до 12:00. При этом суточное ограничение закачки по кустовой насосной станции составляет 42 м3/сут при суточной закачке по кустовой насосной станции 1458 м3/сут.Injection restriction for cyclic wells is carried out every working day from 8:00 to 12:00. Moreover, the daily restriction of injection at the cluster pump station is 42 m 3 / day, while the daily injection at the cluster pump station is 1,458 m 3 / day.
В результате достигается повышение коэффициента охвата пласта воздействием за счёт избирательного циклического заводнения по отдельным участкам с соответствующим увеличением нефтеотдачи на 1,8 %. Расходы на электроэнергию за счёт снижения нагрузки в периоды, когда цены на электроэнергию максимальны, сокращаются на 8,5 %.As a result, an increase in the coverage factor of the formation due to selective cyclic water flooding in individual areas with a corresponding increase in oil recovery by 1.8% is achieved. The cost of electricity by reducing the load during periods when electricity prices are maximum are reduced by 8.5%.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120498/03A RU2543841C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014120498/03A RU2543841C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2543841C1 true RU2543841C1 (en) | 2015-03-10 |
Family
ID=53290316
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014120498/03A RU2543841C1 (en) | 2014-05-21 | 2014-05-21 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2543841C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614834C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4424849A (en) * | 1981-12-21 | 1984-01-10 | Robertson Johnye M | Interior window covering |
| RU2096593C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2196885C1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs |
| RU2339802C1 (en) * | 2007-02-12 | 2008-11-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method for oil deposit development |
| RU2431737C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil-water deposit |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| RU2487233C1 (en) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
-
2014
- 2014-05-21 RU RU2014120498/03A patent/RU2543841C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4424849A (en) * | 1981-12-21 | 1984-01-10 | Robertson Johnye M | Interior window covering |
| RU2096593C1 (en) * | 1996-07-05 | 1997-11-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегаз" | Method for development of oil deposit |
| RU2196885C1 (en) * | 2002-01-03 | 2003-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of developing oil deposit with carbonate fissured reservoirs |
| RU2339802C1 (en) * | 2007-02-12 | 2008-11-27 | Владислав Иванович Корпусов | Cyclic method for oil deposit development |
| RU2431737C1 (en) * | 2010-04-19 | 2011-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for development of oil-water deposit |
| RU2471971C1 (en) * | 2011-09-01 | 2013-01-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of non-homogeneous oil deposit |
| RU2487233C1 (en) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| СУРГУЧЕВ М. Л., Вторичные и третичные методы увеличения нефтеотдачи пластов, Москва, Недра, 1985, с. 143-154 * |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614834C1 (en) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2387816C1 (en) | Method of cluster water injection into fill-in wells | |
| CN105090094A (en) | Device for improving mechanical sealing of industrial centrifugal pump machine | |
| Ivšinović | The analysis of water injection systems in sandstone hydrocarbon reservoirs, case study from the western part of the Sava Depression | |
| RU2543841C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2545204C1 (en) | System of cluster water injection to reservoir | |
| RU2558088C2 (en) | Method of oil and gas well control | |
| RU2418156C1 (en) | Development method of non-homogeneous oil formation | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| RU102056U1 (en) | SYSTEM FOR SUPPORTING PLASTIC PRESSURE WHEN DEVELOPING OIL DEPOSITS | |
| RU138853U1 (en) | DISTRIBUTION AND DOSING SYSTEM FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR | |
| RU2725406C1 (en) | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods | |
| CN203594606U (en) | Gas-liquid mixed transportation single-screw pump group provided with forced lubrication protection system | |
| RU2503804C1 (en) | Method for maintaining formation pressure and device for its implementation | |
| RU2474675C1 (en) | Method of well operation with electric pump with variable speed drive | |
| RU2411351C1 (en) | Operational procedure of oil-gas deposit | |
| CN205154118U (en) | Back pressure integrated device falls in jet pump oil recovery well group | |
| RU2678284C2 (en) | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells | |
| RU2422620C1 (en) | Procedure for protection of centrifugal pump from deposit of salts | |
| RU2503805C1 (en) | Method for inter-well fluid pumping | |
| RU122688U1 (en) | DRILLING RIG CIRCULATION SYSTEM | |
| RU2394980C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| RU61340U1 (en) | PIPING OF THE MEASURING AND DISTRIBUTION NODE OF THE BUST PUMPING STATION | |
| RU2558087C2 (en) | Oil and gas deposit control method | |
| RU2613348C1 (en) | Protection method of borehole pump from pump starvation | |
| CN205876273U (en) | A water injection structure for low permeability pay horizontal well |