RU2720718C1 - Способ эксплуатации нефтяного пласта - Google Patents
Способ эксплуатации нефтяного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2720718C1 RU2720718C1 RU2020104951A RU2020104951A RU2720718C1 RU 2720718 C1 RU2720718 C1 RU 2720718C1 RU 2020104951 A RU2020104951 A RU 2020104951A RU 2020104951 A RU2020104951 A RU 2020104951A RU 2720718 C1 RU2720718 C1 RU 2720718C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- production
- formation
- pressure
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 24
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 93
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 93
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 49
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 15
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 claims abstract description 3
- FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N Triamterene Chemical compound NC1=NC2=NC(N)=NC(N)=C2N=C1C1=CC=CC=C1 FNYLWPVRPXGIIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 25
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 14
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 5
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 3
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 2
- 206010033101 Otorrhoea Diseases 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 230000032683 aging Effects 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000006185 dispersion Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000008215 water for injection Substances 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06F—ELECTRIC DIGITAL DATA PROCESSING
- G06F30/00—Computer-aided design [CAD]
- G06F30/20—Design optimisation, verification or simulation
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Computer Hardware Design (AREA)
- Evolutionary Computation (AREA)
- Geometry (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам исследования скважин и интенсификации добычи нефти при заводнении продуктивного пласта. Техническим результатом является повышение коэффициента извлечения нефти пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин. Способ включает исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранной из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами. Измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости. При этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них. Исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам исследования скважин и интенсификации добычи нефти при заводнении продуктивного пласта.
Известен способ разработки неоднородного нефтяного пласта (патент RU № 2424424, МПК E21B 43/20, опубл. 20.07.2011 Бюл. № 20), включающий отбор нефти через, по меньшей мере, одну добывающую скважину при неработающей, по меньшей мере, одной нагнетательной скважине до достижения пластового давления ниже начального пластового давления, остановку добывающей скважины и запуск в работу нагнетательной скважины, закачку воды через нагнетательную скважину до достижения пластового давления выше уровня, достигнутого в процессе отбора нефти через добывающую скважину, при этом разработку нефтяного пласта ведут при периодической работе добывающей скважины, причем отбор нефти через добывающую скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,6 начального пластового давления и превышающего давление насыщения нефти газом на величину перепада давления - депрессии между пластом и забоем добывающей скважины, запуск в работу нагнетательной скважины осуществляют после восстановления давления в зоне отбора нефти, обеспечивающего выравнивание пластового давления по площади и по разрезу пласта, при этом закачку воды в нагнетательную скважину осуществляют до достижения пластового давления порядка 0,8 начального пластового давления с последующей ее остановкой на период времени, в течение которого происходит перераспределение давления между зоной нагнетания и зоной отбора нефти, по окончании которого снова запускают добывающую скважину.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности работы с месторождениями с высоким газовым фактором и низким пластовым давление (при отключении одной из нагнетательных скважин давление снижается в добывающих скважинах ниже начального пластового давления), необходимость постоянного контроля за давлением отбора и закачки, чтобы давление в добывающих скважинах было в заданном интервале, что требует дополнительных материальных затрат и при ошибке в работе одного из датчиков давления может нивелировать положительный эффект от использования данного способа.
Известен также способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин (патент RU № 2548460, МПК E21B 47/00, E21B 43/20, опубл. 20.04.2015 Бюл. № 11), содержащий добывающие скважины, среди которых одна или несколько оборудованы насосной установкой с возможностью изменения подачи, у каждой добывающей скважины известен пласт или пласты, из которых ведут добычу, на устье каждой добывающей скважины замеряют количество добытых сырой нефти и нефтяного газа, а также обводненность сырой нефти, продукцию добывающих скважин направляют в сборный коллектор куста скважин, куст содержит одну или более нагнетательных скважин, у каждой нагнетательной скважины известен пласт или пласты, в которые производят закачку, приемистость по закачиваемой воде и требуемое давление закачки, исследуют совместимость закачиваемой воды с пластовой водой, закачку осуществляют при совместимости закачиваемой и пластовой вод, куст содержит систему подачи подготовленной воды для закачки, причем определяют координаты всех добывающих и нагнетательных скважин куста, находят расстояния между добывающими и нагнетательными скважинами, ведущими соответственно добычу и закачку из одних пластов, для каждой добывающей скважины замеряют время подъема скважинной продукции от приема насосной установки до устья скважины при максимальной подаче, замер количества добытых сырой нефти и нефтяного газа производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени подъема жидкости для данной скважины, для каждой добывающей скважины восстанавливают изменение количества добытых сырой нефти и нефтяного газа во времени, на устье каждой нагнетательной скважины замеряют давление закачиваемой воды и ее количество, находят время от поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, замер количества закачиваемой воды и давления на устье производят с периодичностью не больше чем половина от замеренного времени поступления воды на устье каждой нагнетательной скважины до пакера, для каждой нагнетательной скважины восстанавливают изменение количества закачиваемой воды и ее давления на устье во времени, для каждой добывающей скважины по восстановленным изменениям во времени количества добытых сырой нефти и нефтяного газа определяют зависимость от количества закачиваемой воды и давления на устье, а также расстояния для каждой нагнетательной скважин для ведения закачки в тот же пласт, для добывающих скважин, оборудованных насосными установками с возможностью изменения подачи, такие зависимости определяют при разных подачах, на основании полученных зависимостей для всех добывающих скважин производят управление кустом скважин.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за выполнения множества замеров на различных режимах работы в каждой нагнетательной и добывающей скважине, а также контроля огромного количества параметров, что приводит в совокупности к большим погрешностям при регулировке работы нагнетательных скважин.
Наиболее близким по технической сущности является способ управления добычей нефти на зрелом обособленном месторождении (патент RU № 2701761, МПК E21B 43/20, опубл. 01.10.2019 Бюл. № 28), заключающийся в том, что сначала измеряют давление в забое нагнетательной и добывающей скважины зрелого месторождения с помощью устройства измерения давления, измеряют скорость закачки рабочего агента в нагнетательную скважину и суммарную по всем добывающим скважинам скорость добычи нефти на предыдущем периоде, при этом давление в забое скважин и скорость закачки рабочего агента измеряют на протяжении всего предыдущего периода, далее полученные данные используют для получения статистической прогнозной модели, реализованной в виде программно-аппаратного комплекса (ПАК), которая служит для прогнозирования скорости добычи нефти на месторождении в целом и по каждой добывающей скважине в отдельности, на основании полученных данных по прогнозируемой скорости добычи нефти и взаимовлияния скважин друг на друга устанавливают оптимальные режимы закачки на нагнетательных скважинах, а именно давление в забое нагнетательной скважины и скорость закачки рабочего агента.
Недостатками данного способа являются низкая точность (ошибка достигает до 30% на старом фонде скважин) из-за отставания статистических данных от реальных процессов, происходящих в скважинах, которые происходят постоянно, как минимум на полгода, данные получаются из анализа забойных давлений в нагнетательных и добывающих скважин с замером расхода рабочего агента и добываемой нефти без учета их взаимного влияния, что приводит к усложнению реализации способа и также к ошибкам в аппаратном прогнозировании.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа эксплуатации нефтяного пласта, позволяющего повысить коэффициент извлечения нефти (КИН) пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.
Техническая задача решается способом эксплуатации нефтяного пласта, включающим исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранных из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами.
Новым является то, что измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости, при этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них, такие исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта.
На чертеже изображена схема реализации способа.
Способ реализуется следующим образом.
На выбранном участке 1 проводят исследование продуктивного нефтяного пласта, разбуренного нагнетательными 2 и добывающими 3 скважинами по любой из известных сеток (квадратной, треугольной или т.п.), закачку рабочего агента в нагнетательные скважины 2 и отбор продукции пласта из добывающих скважин 3. Проводят измерение забойного давления в одной выбранных из нагнетательных скважин 4 после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости. Для этого проводят измерение уровня в этой скважине 4 любым из известных способов (например, установками для измерения уровня жидкости в скважине, не показаны). Также проводят измерение давления закачки в нагнетательных 2 и отбора в добывающих 3 скважинах, не охваченных исследованием, при неизменных режимах работы. Потом подобные последовательные остановку и исследование забойного давления проводят в остальных нагнетательных скважинах 2, как измерения давлений закачки и отбора соответственно в других нагнетательных 2 и добывающих 3 скважинах. Полученные данные сохраняют и обрабатывают для получения прогнозной модели ПАК (на компьютере, сервере, программном комплексе или т.п. с использованием известных формул и зависимостей – авторы на это не претендуют) для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными 2 и добывающими 3 скважинами. В результате определяют распределение пластового давления с постарением изобар 5 (более темный цвет соответствует большему давлению) на карте участка 1 пласта. В результате определяют влияние каждой выбранной скважины 4 из нагнетательных скважин 2 на другие скважины 2 и 3. Поэтому изобары 5 получаются динамическими, то есть при изменении режимов закачки и/или отбора в одной из скважин 2 и/или 3 в модели ПАК при введении данных автоматически перестраиваются изобары 5, из анализа которых изменяются режимы закачки и отбора в других нагнетательных 2 и добывающих 3 скважинах соответственно для обеспечения максимального извлечения нефти при вытеснении рабочим агентом из пласта (практически рост КИН составил – 4 – 8 %, по сравнению с аналогом).
Замер давления в скважинах 2, 3 и 4 после установления неизменного – стабильного уровня в выбранной нагнетательной скважине 4, позволяет оценить взаимное влияние между скважинами 2, 3 и 4 без учета переходных процессов в пласте после остановки закачки в скважине 4. Переходные процессы в пласте вносят большую погрешность в определении пластового давления (до 50% разброса от стабильных параметров), что искажает действительную картину гидродинамических перетоков пластовой жидкости. Например, на нагнетательной скважине № 21800 НГДУ «АН» был выполнен расчёт пластового давления без ожидания стабилизации уровня жидкости (пластовое давление составило 17,08 МПа) и со стабильным уровнем равным 240 м (пластовое давление составило 14,51 МПа – на 15% меньше).
После любых операциях на участке 1 по стимуляции пласта (гидроразрыв пласта, кислотная обработка, закачка реагентов для выравнивания фронта вытеснения и/или т.п.), на этом участке 1 проводят исследования пласта описанным выше способом для определения изменений гидродинамических потоков в пласте (взаимного влияния скважин 2, 3 и 4) с построением динамических изобар 5 при помощи модели ПАК.
Как показала практика, использование предлагаемого способа позволило повысить точность измерений как минимум на 15 %.
Предлагаемый способ эксплуатации нефтяного пласта позволяет повысить коэффициент извлечения нефти пласта за счет учета в прогнозировании данных пластового давления в каждой нагнетательной скважине и взаимного влияния добывающих и нагнетательных скважин.
Claims (1)
- Способ эксплуатации нефтяного пласта, включающий исследование продуктивного пласта, разбуренного нагнетательными и добывающими скважинами по любой из известных сеток, закачку рабочего агента в нагнетательные скважины и отбор продукции пласта из добывающих скважин, измерение забойного давления в одной выбранной из нагнетательных скважин, измерение давления закачки в нагнетательных и отбора в добывающих скважинах, не охваченных исследованием, сохранение полученных данных и их обработка для получения прогнозной модели в виде модели программно-аппаратного комплекса – ПАК для прогнозирования режимов работы нагнетания рабочего агента и добычи продукции пласта соответственно нагнетательными и добывающими скважинами, отличающийся тем, что измерение забойного давления в выбранной нагнетательной скважине производят после остановки закачки рабочего агента и установления стабильного уровня жидкости, при этом проводят замер забойного давления в других нагнетательных и добывающих скважинах при неизменных режимах работы для определения влияния выбранной скважины на забойное давление в них, такие исследования проводят с последовательной остановкой каждой нагнетательной скважины после каждой стимуляции пласта с получением данных, исходя из обработки которых гидродинамическими расчетами строят на картах пласта динамические линии изобар в зависимости от взаимного влияния нагнетательных и/или добывающих скважин друг на друга, эти показания дополнительно вводят в модель ПАК для получения необходимых параметров каждой из скважин, связанных с изменением характеристик пласта.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020104951A RU2720718C1 (ru) | 2020-02-04 | 2020-02-04 | Способ эксплуатации нефтяного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020104951A RU2720718C1 (ru) | 2020-02-04 | 2020-02-04 | Способ эксплуатации нефтяного пласта |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2720718C1 true RU2720718C1 (ru) | 2020-05-13 |
Family
ID=70735437
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020104951A RU2720718C1 (ru) | 2020-02-04 | 2020-02-04 | Способ эксплуатации нефтяного пласта |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2720718C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5881811A (en) * | 1995-12-22 | 1999-03-16 | Institut Francais Du Petrole | Modeling of interactions between wells based on produced watercut |
RU2480584C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-04-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
RU2672921C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
EP3039237B1 (en) * | 2013-08-30 | 2019-03-20 | Saudi Arabian Oil Company | Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges |
RU2701761C1 (ru) * | 2018-11-22 | 2019-10-01 | Арам Аветикович Давтян | Способ управления добычей нефти на зрелом обособленном нефтяном месторождении |
-
2020
- 2020-02-04 RU RU2020104951A patent/RU2720718C1/ru active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5881811A (en) * | 1995-12-22 | 1999-03-16 | Institut Francais Du Petrole | Modeling of interactions between wells based on produced watercut |
RU2480584C1 (ru) * | 2011-10-26 | 2013-04-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ оперативного прогнозирования основных показателей разработки нефтяных залежей |
EP3039237B1 (en) * | 2013-08-30 | 2019-03-20 | Saudi Arabian Oil Company | Three-dimensional reservoir pressure determination using real time pressure data from downhole gauges |
RU2672921C1 (ru) * | 2017-11-29 | 2018-11-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ регулирования разработки нефтяной залежи |
RU2701761C1 (ru) * | 2018-11-22 | 2019-10-01 | Арам Аветикович Давтян | Способ управления добычей нефти на зрелом обособленном нефтяном месторождении |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2787748C1 (ru) * | 2022-05-25 | 2023-01-12 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Способ гидравлического разрыва пласта с трехрядным расположением скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2922573C (en) | Controlling an injection treatment of a subterranean region based on stride test data | |
US10344584B2 (en) | Systems and methods for transient-pressure testing of water injection wells to determine reservoir damages | |
US9574443B2 (en) | Designing an injection treatment for a subterranean region based on stride test data | |
SA521421945B1 (ar) | وسيلة تحكم عمليات تصدع | |
CA3023906A1 (en) | Hydraulic fracturing | |
RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
US11365618B2 (en) | Hydraulic fracturing | |
US20150075777A1 (en) | Injection Testing a Subterranean Region | |
CN107923239A (zh) | 页岩压裂之前进行的经烃填充的裂缝形成测试 | |
CN103089224A (zh) | 一种综合控制裂缝高度的压裂方法 | |
US11952845B2 (en) | Managing gas bubble migration in a downhole liquid | |
RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
CA3142728A1 (en) | Fracturing-fluid formula workflow | |
RU2494236C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2720718C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяного пласта | |
RU2700738C1 (ru) | Способ повышения достоверности контроля обводненности продукции нефтедобывающих скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами | |
RU2283425C2 (ru) | Способ вывода на эффективный режим работы системы пласт-скважина-насос с помощью индикаторной диаграммы | |
RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
RU2745058C1 (ru) | Способ разработки низкопроницаемого коллектора с поочередной инициацией трещин авто-ГРП | |
CN111413206B (zh) | 水击压力波信号模拟*** | |
US9970289B2 (en) | Methods and systems for assessing productivity of a beam pumped hydrocarbon producing well | |
US20220098963A1 (en) | Real time parent child well interference control | |
RU2535545C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
RU2548460C1 (ru) | Способ управления системой отборов и воздействий на кусте скважин | |
RU2540718C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения |