RU2605216C1 - Способ разработки газового месторождения - Google Patents
Способ разработки газового месторождения Download PDFInfo
- Publication number
- RU2605216C1 RU2605216C1 RU2015141257/03A RU2015141257A RU2605216C1 RU 2605216 C1 RU2605216 C1 RU 2605216C1 RU 2015141257/03 A RU2015141257/03 A RU 2015141257/03A RU 2015141257 A RU2015141257 A RU 2015141257A RU 2605216 C1 RU2605216 C1 RU 2605216C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- field
- wells
- production
- peripheral zone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 37
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 4
- 230000001932 seasonal effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000014509 gene expression Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 6
- 238000005266 casting Methods 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. По способу останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин. Критерий остановки газовых промыслов, текущие запасы газа не разбуренной периферийной зоны этих промыслов, объемы притока газа из периферийных зон и прочие параметры, характеризующие способ, рассчитывают по аналитическим выражениям. При этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое. Способ обеспечивает возможность вовлечения в разработку запасов газа, расположенных в не разбуренной периферийной зоне, решить проблему эффективной эксплуатации газового месторождения на завершающей стадии разработки с повышением производительности скважин. 1 пр., 4 табл., 1 ил.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений.
Уровень техники
Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме за счет дополнительного бурения новых скважин, в котором увеличение коэффициента газоотдачи достигается путем расширения зоны отбора газа за счет приобщения к разработке слабодренируемых участков [Гриценко А.И., Нанивский Е.М., Ермилов О.М., Немировский И.С. Регулирование разработки газовых месторождений Западной Сибири. - М.: Недра, 1991 г., 222-234 с.].
Недостатком данного способа является значительное увеличение капитальных вложений на бурение новых скважин для повышения коэффициента газоотдачи месторождения. Также не решается задача эффективной эксплуатации скважин при пониженных отборах вследствие сезонного или другого снижения спроса на газ.
Известен способ разработки газовых месторождений при водонапорном режиме, включающем снижение пластового давления в газовой залежи до величины давления забрасывания [Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. С.Н. Закиров, Москва, Струна, 1998 г., с. 457-458].
Недостатком данного способа является неучет особенностей эксплуатации газовых залежей на заключительной стадии разработки, поскольку срок эксплуатации месторождения определяется моментом достижения давления забрасывания, которое зависит от давления в зонах размещения скважин, расположенных в основном в купольной части залежи.
Запасы газа в периферийной части залежи остаются недоизвлеченными.
Известен способ разработки газовых месторождений в прерывистом режиме при упруговодонапорном режиме [Патент на изобретение №2202690]. Способ заключается в повышении пластового давления в зоне расположения скважин. Способ реализуется следующим образом. Останавливают добывающие скважины на длительный период, необходимый для компенсации потерь пластового давления. Остановка добывающих скважин газового месторождения на завершающей стадии эксплуатации не оказывает существенного влияния на темп продвижения газоводяного контакта, так что пластовая вода продолжает поступать в газовую залежь по ранее сложившимся направлениям за счет большого упругого запаса водоносного бассейна. Внедрение пластовой воды в газовое месторождение обеспечивает повышение пластового давления, поскольку добыча газа в это время не ведется. Пластовое давление повышается до величины, достаточной для добычи газа в планируемых объемах и эффективной работы дожимных компрессорных станций. Далее газовое месторождение снова эксплуатируется до величины пластового давления, равного давлению забрасывания. Таким образом, продлевается срок эксплуатации добывающих скважин газового месторождения и повышается коэффициент газоотдачи. После этого цикл повторяется.
Недостатком данного способа является неучет влияния притоков газа из периферии залежи. При этом остановка скважин для восстановления пластового давления до заданной величины (выше давления забрасывания) может быть очень длительной (более одного года). Такие продолжительные простои оборудования создадут серьезные организационные проблемы при эксплуатации газового промысла. Кроме того, данный способ не предусматривает проведение мероприятий по повышению конечной газоотдачи на более ранних этапах эксплуатации месторождения до снижения пластового давления ниже величины давления забрасывания, в том числе в периоды значительного снижения спроса на газ, например, в теплое время года.
Раскрытие изобретения
Задачей изобретения является создание способа разработки газового месторождения, позволяющего увеличить конечный коэффициент газотдачи за счет вовлечения в разработку запасов газа сосредоточенных в не разбуренных зонах, а также повысить эффективность его эксплуатации. При этом способ должен быть применим на всех этапах разработки месторождения.
Технический результат достигается за счет выборочной остановки одного или нескольких газовых промыслов (далее ГП) на время низкого спроса на газ.
Цель изобретения - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации. Поставленная цель достигается тем, что в предлагаемом способе разработки газового или газоконденсатного месторождения в прерывистом режиме при сезонном или другом снижении отборов газа останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:
где i - номер газового промысла; Кi - критерий остановки i-го промысла; Зi - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла; Пi - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла; Сi - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла; Qпi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м3; Q∑ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м3; qi - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м3/сут; tост - планируемое время остановки промыслов, сутки; ni - количество скважин на i-ом промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое; N∑ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению; ki - средневзвешенная проницаемость на i-ом промысле, м2; µi - динамическая вязкость газа на i-ом промысле, Па·с; hi - средневзвешенная мощность пласта на i-ом промысле, м; Pпi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-ом промысле, МПа; Pэi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-ом промысле, МПа; Рат - давление при стандартных условиях, МПа; Rпi - приведенный радиус периферийной зоны, м; Rэi - приведенный радиус эксплуатационной зоны, при этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.
Длительные остановки газовых промыслов позволяют выравнивать депрессионные воронки за счет притока газа из периферийных участков в купольную часть залежи, что повышает пластовое давление в эксплуатационной зоне и обеспечивает более равномерную отработку залежи. Кроме того, длительная остановка низкодебитных скважин, работавших нестабильно с накоплением жидкости на забое, способствует снижению в дальнейшем пескопроявления и других негативных факторов, связанных с накоплением жидкости на забое, что позволяет обеспечить стабильную эксплуатацию этих скважин с более высокими дебитами. В итоге, повышение пластового давления и производительности скважин дают возможность увеличить добычу газа на месторождении в периоды более высокого спроса на газ, как правило, в холодное время года.
Описание чертежей
Технический результат реализации заявляемого способа поясняется чертежом.
Осуществление изобретения
При сезонном или другом сокращении добычи газа на месторождении (обычно это летний период) выбираются газовые промыслы для остановки по наибольшему значению критерия остановки промысла. Для этого рассчитываются безразмерные параметры, зависящие от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:
где i - номер газового промысла; Кi - критерий остановки i-го промысла; Зi - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла; Пi - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла; Ci - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла; Qпi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м3; Q∑ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м3; qi - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м3/сут; tocт - планируемое время остановки промыслов, сутки; ni - количество скважин на i-ом промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое; N∑ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению; ki - средневзвешенная проницаемость на i-ом промысле, м2; µi - динамическая вязкость газа на i-ом промысле, Па·с; hi - средневзвешенная мощность пласта на i-ом промысле, м; Pпi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-ом промысле, МПа; Pэi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-ом промысле, МПа; Рат - давление при стандартных условиях, МПа; Rпi - приведенный радиус периферийной зоны, м; Rэi - приведенный радиус эксплуатационной зоны.
Затем рассчитывается критерий остановки для каждого промысла по формуле:
где i - номер газового промысла; Кi - критерий остановки i-го промысла.
К остановке рекомендуются промыслы с наибольшим значением критерия остановки Кi. Количество останавливаемых промыслов зависит от объемов снижения добычи по месторождению.
Если остановка газового промысла производится не полностью, а только части фонда скважин, то в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.
Пример конкретной реализации.
Месторождение Медвежье введено в разработку в 1972 году и на сегодняшний день отобрано более 80% запасов. В настоящий момент месторождение находится на завершающей стадии эксплуатации характеризующейся падающей добычей и аномально-низким пластовым давлением. Разработка ведется семью газовыми промыслами.
В 2012 году планировалось существенное снижение добычи газа по месторождению, поэтому были проведены оценки критерия остановки для каждого газового промысла (ГП). В таблице 1 приведены запасы газа в периферийной зоне по ГП сеноманской газовой залежи Медвежьего месторождения. С учетом текущих запасов газа по формуле (1) был рассчитан безразмерный параметр Зi характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла. Результаты представлены в таблице 1.
С учетом пластовых давлений в эксплуатационной и периферийной зонах газовых промыслов и средних значений проницаемости, эффективной мощности, вязкости, приведенных радиусов периферийной и эксплуатационной зон по формуле (3) был рассчитан переток газа из периферйной зоны за ожидаемое время остановки 6 месяцев, а затем по формуле (2) был рассчитан безразмерный параметр Пi, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны каждого промысла. Результаты представлены в таблице 2.
В таблице 3 для каждого промысла приведено количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, и рассчитанный по формуле (4) безразмерный параметр Сi, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое
По формуле (5) был рассчитан критерий остановки Кi для каждого промысла, результаты расчетов скважин представлены в таблице 5.
По результатам расчета было рекомендовано сократить добычу газа путем остановки ГП-9, где получена наибольшая величина критерия Кi. ГП-9 характеризуется наибольшим притоком газа из периферийной части залежи в эксплуатационную, наибольшей разницей запасов газа между периферийной и эксплуатационной зоной и наибольшим количеством скважин, работающих с накоплением жидкости на забое.
Данное мероприятие реализовано на практике в 2012 г., путем остановки ГП-9 примерно на 6 месяцев в период низкого спроса на газ. В период остановки ГП-9 производились замеры по определению динамики восстановления пластового давления в газовой залежи. Результаты показали, что среднее увеличение пластового давления во время остановки скважин составило 0,25 МПа. Оценка перетоков газа показала, что в результате остановки из периферии в эксплуатационную зону перетекло - 1,4 млрд м3. После длительной остановки ГП-9 снижение пластового давления в районе расположения скважин до прежних значений (до остановки) составило примерно 6 месяцев.
Приток дополнительного газа из периферийной части залежи в период остановки газового промысла позволил увеличить конечный коэффициент газоотдачи пласта в зоне ГП-9. Как показано на фиг. 1, кривая, описывающая зависимость пластового давления от относительного объема добытого газа, сместилась вверх, что увеличило конечный коэффициент газоотдачи на 0,5%.
Повышенное пластовое давление при запуске газового промысла после длительной остановки позволило увеличить дебиты скважин и скорости в шлейфах. Также отмечен еще один фактор, влияющий на эффективность разработки месторождения, - снижение пескопроявления в низкодебитных скважинах. До остановки на промысле было 42 самозадавливающеся скважины, из которых 20 были ограничены по выносу песка. После пуска промысла только 7 из 22 самозадавливающихся скважин ограничены по выносу песка. Следовательно, производительность 13 скважин была увеличена вследствие снижения интенсивности пескопроявления. На 11.02.2014 количество самозадавливающихся скважин - 18, из них только 5 ограничены по выносу песка.
Таким образом, применение предлагаемого способа возможно на всех этапах разработки месторождения и позволяет увеличить конечный коэффициент газоотдачи пласта за счет дополнительных притоков газа из периферийной части залежи при остановке газового промысла в период пониженных спросов на газ, а также увеличить добычу газа в период повышенных спросов на газ за счет повышения пластового давления и увеличения производительности низкодебитных скважин.
Claims (1)
- Способ разработки газового или газоконденсатного месторождения, разрабатываемого несколькими газовыми промыслами в прерывистом режиме, отличающийся тем, что при сезонном или другом снижении отборов газа останавливают эксплуатационные скважины одного или нескольких газовых промыслов, которые имеют наибольшее значение критерия остановки промысла, зависящего от запасов газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны газового промысла, объема притока газа из данной зоны, количества нестабильно работающих скважин и рассчитываемого по формулам:
Ki=(Зi·Пi)0,5·Ci,
Зi=100·Qпi/QΣ,
Пi=100·qitост/QΣ,
Ci=(1+ni/NΣ),
,
где i - номер газового промысла;
Ki - критерий остановки i-го промысла;
Зi - безразмерный параметр, характеризующий текущие относительные запасы газа в продуктивном пласте не разбуренной периферийной зоны i-го промысла;
Пi - безразмерный параметр, характеризующий относительный объем притока газа из периферийной зоны i-го промысла;
Ci - безразмерный параметр, характеризующий относительное количество скважин, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое, i-го промысла;
Qпi - текущие запасы газа в периферийной зоне i-го промысла, м3;
QΣ - текущие запасы газа в целом по месторождению, м3;
qi - объем перетекающего газа из периферии в эксплуатационную зону i-го промысла за время планируемой остановки, млн м3/сут;
tост - планируемое время остановки промыслов, сут;
ni - количество скважин на i-м промысле, работающих нестабильно с накоплением жидкости на забое;
NΣ - общий эксплуатационный фонд скважин в целом по месторождению;
ki - средневзвешенная проницаемость на i-м промысле, м2;
µi - динамическая вязкость газа на i-м промысле, Па·с;
hi - средневзвешенная мощность пласта на i-м промысле, м;
Pпi - средневзвешенное пластовое давление на периферии на i-м промысле, МПа;
Pэi - средневзвешенное пластовое давление в эксплуатационном поле на i-м промысле, МПа;
Рат - давление при стандартных условиях, МПа;
Rпi - приведенный радиус периферийной зоны, м;
Rэi - приведенный радиус эксплуатационной зоны, м, при этом в первую очередь останавливают скважины, работающие нестабильно с накоплением жидкости на забое.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015141257/03A RU2605216C1 (ru) | 2015-09-28 | 2015-09-28 | Способ разработки газового месторождения |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015141257/03A RU2605216C1 (ru) | 2015-09-28 | 2015-09-28 | Способ разработки газового месторождения |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2605216C1 true RU2605216C1 (ru) | 2016-12-20 |
Family
ID=58697366
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015141257/03A RU2605216C1 (ru) | 2015-09-28 | 2015-09-28 | Способ разработки газового месторождения |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2605216C1 (ru) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111648768A (zh) * | 2020-06-16 | 2020-09-11 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法 |
CN115419385A (zh) * | 2022-10-20 | 2022-12-02 | 西安安森智能仪器股份有限公司 | 一种天然气井智能生产调节方法 |
RU2790334C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1740637A1 (ru) * | 1988-12-12 | 1992-06-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ разработки газоконденсатной залежи с разнопроницаемыми пластами |
US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
RU2202690C2 (ru) * | 1999-11-22 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ разработки газового месторождения |
RU2361072C1 (ru) * | 2008-08-05 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2379490C1 (ru) * | 2008-08-18 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ извлечения защемленного водой газа |
RU2536523C1 (ru) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ разработки многопластового месторождения газа |
-
2015
- 2015-09-28 RU RU2015141257/03A patent/RU2605216C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1740637A1 (ru) * | 1988-12-12 | 1992-06-15 | Украинский научно-исследовательский институт природных газов | Способ разработки газоконденсатной залежи с разнопроницаемыми пластами |
US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
RU2202690C2 (ru) * | 1999-11-22 | 2003-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Надымгазпром" | Способ разработки газового месторождения |
RU2361072C1 (ru) * | 2008-08-05 | 2009-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2379490C1 (ru) * | 2008-08-18 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Газпром" | Способ извлечения защемленного водой газа |
RU2536523C1 (ru) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Способ разработки многопластового месторождения газа |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111648768A (zh) * | 2020-06-16 | 2020-09-11 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法 |
CN111648768B (zh) * | 2020-06-16 | 2023-03-17 | 陕西延长石油(集团)有限责任公司 | 一种确定致密气藏产水气井合理产量制度的方法 |
RU2790334C1 (ru) * | 2022-03-15 | 2023-02-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии |
CN115419385A (zh) * | 2022-10-20 | 2022-12-02 | 西安安森智能仪器股份有限公司 | 一种天然气井智能生产调节方法 |
CN115419385B (zh) * | 2022-10-20 | 2023-09-15 | 西安安森智能仪器股份有限公司 | 一种天然气井智能生产调节方法 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2417306C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2605216C1 (ru) | Способ разработки газового месторождения | |
RU2433250C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с помощью периодической эксплуатации добывающих скважин, период работы которых изменяют в зависимости от изменения плотности скважинной жидкости | |
DK179197B1 (en) | Process for controlling the production of hydrocarbons from an underground reservoir | |
CN107664020B (zh) | 底水油藏水平井堵水的方法 | |
CN113586044B (zh) | 一种自喷页岩气试气工作制度的优化方法及*** | |
CN106150400A (zh) | 一种采卤井套管养护装置及方法 | |
RU2611097C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений на поздней стадии эксплуатации | |
RU2716759C1 (ru) | Способ нестационарной разработки низкопроницаемых коллекторов | |
RU2579093C1 (ru) | Способ повторного гидравлического разрыва пласта | |
Sylvester et al. | A method for stimulation candidate well selection | |
RU2708924C1 (ru) | Способ увеличения нефтеотдачи карбонатного нефтяного пласта с восстановлением пластового давления | |
RU2381354C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
CN112709547A (zh) | 一种产水气井堵水时机的判别方法 | |
RU2386797C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2342521C1 (ru) | Способ разработки мелких малопродуктивных нефтяных месторождений | |
RU131069U1 (ru) | Насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт | |
RU2498054C1 (ru) | Способ разработки нефтяных месторождений с поддержанием уровня добычи нефти с помощью форсированного режима на завершающей стадии | |
RU2779704C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2579029C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения с учетом восстановления температурного фона пласта | |
RU2787502C1 (ru) | Способ эксплуатации и ремонта скважины, оборудованной скважинной штанговой насосной установкой, в условиях, осложненных снижением продуктивности призабойной зоны пласта | |
RU2592931C1 (ru) | Способ разработки карбонатного коллектора периодичной кислотной обработки | |
RU2591291C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи (варианты) | |
CN110529079B (zh) | 一种采油产液量控制方法及装置 | |
RU2473804C1 (ru) | Способ гидродинамических исследований нагнетательных скважин |