RU2447272C1 - Method of massive deposit development - Google Patents
Method of massive deposit development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447272C1 RU2447272C1 RU2011121329/03A RU2011121329A RU2447272C1 RU 2447272 C1 RU2447272 C1 RU 2447272C1 RU 2011121329/03 A RU2011121329/03 A RU 2011121329/03A RU 2011121329 A RU2011121329 A RU 2011121329A RU 2447272 C1 RU2447272 C1 RU 2447272C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- wells
- well
- drilled
- horizontal
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 3
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Edible Oils And Fats (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке залежи нефти массивного типа.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of massive oil deposits.
Известен способ разработки залежи высоковязкой нефти массивного типа, согласно которому ведут бурение скважин, закачку пара в чередовании с воздухом через вышерасположенные нагнетательные скважины, отбор нефти через нижерасположенные добывающие скважины, выработку ступени залежи и дальнейшую разработку по ступеням сверху вниз по залежи аналогичным образом до выработки залежи. В качестве скважин используют горизонтальные скважины. При разработке ступени залежи добывающие горизонтальные скважины размещают в подошве ступени параллельно под нагнетательными горизонтальными скважинами. При выработке залежи по ступеням сверху вниз интервал каждой ступени назначают порядка 20-50 м. На первой ступени используют теплоноситель с максимально возможной температурой порядка 250-320°C. От ступени к ступени уменьшают температуру теплоносителя на 30-60°C. На нижней ступени поддерживают температуру теплоносителя не ниже 100°C (патент РФ №2334096, опубл. 20.09.2008).There is a method of developing a reservoir of high-viscosity oil of a massive type, according to which wells are drilled, steam is injected in alternation with air through upstream injection wells, oil is taken through downstream production wells, the development of a reservoir level and further development of the reservoir from top to bottom in a similar manner to the development of the reservoir . As wells use horizontal wells. When developing the stage of the reservoir, producing horizontal wells are placed in the bottom of the stage in parallel under the horizontal injection wells. When developing a deposit in steps from top to bottom, the interval of each step is assigned about 20-50 m. In the first stage, a coolant with a maximum possible temperature of about 250-320 ° C is used. From stage to stage, the coolant temperature is reduced by 30-60 ° C. At the lower stage, the temperature of the coolant is not lower than 100 ° C (RF patent No. 2334096, publ. September 20, 2008).
Способ пригоден для разработки залежи только высоковязкой нефти.The method is suitable for developing deposits of high viscosity oil only.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий разбуривание продуктивного пласта, по крайней мере, хотя бы одной условно-горизонтальной скважиной с углом наклона 75-85° к вертикали по нисходящему профилю, обеспечивающему размещение забоя скважины вблизи водонефтяного контакта вне области высоких градиентов давления, не превышающих 0,25 МПа/м, обсадку скважины со спуском эксплуатационной колонны до забоя скважины, причем часть колонны выполнена из стеклопластиковой трубы длиной 10-15 метров, размещенной в прикровельной части пласта, вскрытие 30-70% продуктивного пласта, начиная от кровли, при этом по мере обводнения скважины довыработку запасов нефти осуществляют путем бурения второго наклонного и/или горизонтального стволов выше первого ствола с врезкой в стеклопластиковой части колонны.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising drilling a reservoir, at least one conditionally horizontal well with an angle of inclination of 75-85 ° to the vertical along the downward profile, ensuring the placement of the bottom of the well near the oil-water contact outside the region of high pressure gradients not exceeding 0.25 MPa / m, casing the well with the descent of the production string to the bottom of the well, and part of the string is made of fiberglass a new pipe 10-15 meters long, located in the near-side part of the formation, opening 30-70% of the productive formation, starting from the roof, while, as the well is flooded, oil reserves are extracted by drilling a second inclined and / or horizontal well above the first well with an inset in the fiberglass part of the column.
Недостатком этого способа является то, что в условиях больших толщин залежи более семи метров запасы верхней части пласта до бурения второго ствола оказываются в длительной консервации. Применение известного способа не позволяет достичь высоких технологических показателей, полного охвата разреза в межскважинном пространстве и коэффициента нефтеизвлечения.The disadvantage of this method is that in conditions of large thicknesses of deposits of more than seven meters, the reserves of the upper part of the formation before drilling the second trunk are in long-term conservation. The application of the known method does not allow to achieve high technological indicators, the full coverage of the section in the interwell space and the oil recovery coefficient.
Технической задачей, решаемой в предлагаемом способе, является более полный охват выработкой запасов нефти в межскважинном пространстве и по разрезу, увеличение срока работы скважин и нефтеизвлечения.The technical problem solved in the proposed method is a more complete coverage of the development of oil reserves in the interwell space and in the section, increasing the life of the wells and oil recovery.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи массивного типа, включающем размещение по редкой сетке вертикальных и/или наклонно-направленных добывающих и нагнетательных скважин, построение карт структурных и нефтенасыщенных толщин, отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, согласно изобретению основной горизонтальный ствол бурят в толщине, составляющей от кровли не более 30% к общей нефтенасыщенной толщине, производят гидродинамические исследования, осваивают ствол и вводят его в эксплуатацию, определяют его продуктивность, бурят второй нижний горизонтальный или субгоризонтальный ствол под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого ствола не менее трех метров с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 метров, обеспечивающего отсутствие перетоков флюида между зонами пласта до и после площадки, обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебита жидкости, нефти, определяют ее продуктивность и степень обводнения продукции; при обводнении продукции 85 и более процентов спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, отсекая нижнюю часть скважины, продолжают эксплуатировать верхнюю часть скважины с низким обводнением продукции.The problem is solved in that in a method for developing a massive type of oil deposit, including placing on a rare grid vertical and / or directional production and injection wells, building maps of structural and oil-saturated thicknesses, selecting from production wells and injecting the displacing agent into injection wells, according to According to the invention, the main horizontal trunk is drilled in a thickness of no more than 30% of the total oil-saturated thickness from the roof, hydrodynamic studies are carried out, the trunk is mastered and introduced its operation, determine its productivity, drill a second lower horizontal or subhorizontal shaft under the first with an azimuth deviation of not more than 10 °, with an anti-aircraft angle of at least 60 ° and a distance from the first shaft of at least three meters with the installation of one or more sites for the equipment of a controlled filter with a length of at least 15 meters, ensuring the absence of fluid flows between the zones of the formation before and after the site, equip the well and put it into operation, measure the flow rate of liquid, oil, determine it productivity and degree of watering of products; when watering the product 85% or more, the controlled filter is lowered to the installed site and its lower shutter is closed, cutting off the lower part of the well, and the upper part of the well with low water cut is continued to operate.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Проблемой нефтяной промышленности является достижение максимального коэффициента нефтеизвлечения при максимальном охвате дренированием пласта по площади и разрезу. В предлагаемом способе решаются задачи увеличения максимального дренирования неоднородной нефтяной залежи с большой толщиной по площади и разрезу, увеличения срока работы скважины за счет возможности отсечения обводненного интервала путем установки в нижнем стволе управляемого фильтра и увеличения нефтеизвлечения за счет возможности обрабатывать зоны пласта до и после площадки с разными реагентами и разной интенсивностью и эксплуатировать на разных депрессиях.The problem of the oil industry is to achieve the maximum oil recovery coefficient with maximum coverage by drainage of the formation by area and section. The proposed method solves the problem of increasing the maximum drainage of a heterogeneous oil reservoir with a large thickness in area and section, increasing the well life due to the possibility of cutting off the flooded interval by installing a controlled filter in the lower wellbore and increasing oil recovery due to the possibility of treating formation zones before and after the site with different reagents and different intensities and operate on different depressions.
Заявленный способ осуществляют в следующей последовательности. Залежь массивного типа с нефтенасыщенной толщиной более 7 м разбуривают по редкой сетке вертикальными и/или горизонтальными скважинами, производят исследования, строят карты структурных и нефтенасыщенных толщин, определяют положение водонефтяного контакта, контура нефтеносности в плане, производят добычу из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины, выделяют зону с нефтенасыщенными толщинами более семи метров, бурят в ней хотя бы одну или более добывающих скважин с горизонтальным окончанием одним и/или двумя забоями, причем основной горизонтальный ствол бурят в толщине, составляющей не более 30% к общей нефтенасыщенной толщине от кровли, производят гидродинамические исследования, осваивают ствол и вводят его в эксплуатацию, определяют продуктивность. Второй нижний горизонтальный или субгоризонтальный ствол бурят после гидродинамических исследований и кратковременной эксплуатации первого ствола или второй ствол бурят сразу после завершения бурения первого, причем, в обоих случаях под первым с отклонением по азимуту не более 10°, с зенитным углом не менее 60° и расстоянием от первого, после выхода его на горизонтальный участок, не менее трех метров, с установкой в нем одной или более площадок для оборудования управляемого фильтра длиной не менее 15 метров. Управляемый фильтр обеспечивает отсутствие перетоков флюида между зонами пласта до и после площадки. Обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию, производят замеры дебита жидкости, нефти, определяют ее продуктивность и степень обводнения продукции. При обводнении продукции 85% и более спускают на установленную площадку управляемый фильтр и закрывают его нижнюю шторку, продолжают эксплуатировать скважину с низким обводнением продукции.The claimed method is carried out in the following sequence. A massive type deposit with an oil-saturated thickness of more than 7 m is drilled along a rare grid with vertical and / or horizontal wells, studies are made, maps of structural and oil-saturated thicknesses are constructed, the position of the oil-water contact, the oil profile in the plan are determined, production from production wells and injection of the displacing agent into injection wells, distinguish a zone with oil-saturated thicknesses of more than seven meters, drill at least one or more production wells with a horizontal end with one and / or and two bottoms, the main horizontal wellbore is drilled in the thickness of not more than 30% of the total thickness of the oil-saturated roofing produce hydrodynamic studies master barrel and introducing it into operation, determine the productivity. The second lower horizontal or subhorizontal well is drilled after hydrodynamic studies and short-term operation of the first well, or the second well is drilled immediately after the completion of the first, moreover, in both cases under the first with an azimuth deviation of not more than 10 °, with an zenith angle of at least 60 ° and a distance from the first, after it reaches a horizontal section of at least three meters, with the installation of one or more sites for the equipment of a controlled filter of at least 15 meters in length. A controllable filter ensures that there are no fluid flows between the formation zones before and after the site. They equip the well and put it into operation, measure the flow rate of liquid and oil, determine its productivity and the degree of watering of the product. When watering products of 85% or more, a controlled filter is lowered to the installed site and its lower shutter is closed, and a well with low watering of products is continued to operate.
Пример конкретного примененияCase Study
На залежи нефти в отложениях бобриковского горизонта со средней глубиной залегания 1350 м бурят по редкой сетке более 500 м между скважинами вертикальные и горизонтальные добывающие и нагнетательные скважины, строят структурные карты и карты нефтенасыщенных толщин, осуществляют отбор из добывающих скважин и закачку вытесняющего агента в нагнетательные скважины. На картах нефтенасыщенных толщин выделяют зону более семи метров. В зоне нефтенасыщенной толщины, равной 15 метрам, бурят скважину с горизонтальным окончанием, с двумя забоями. Бурят первый основной горизонтальный верхний ствол по падению пластов в пяти метрах от кровли и параллельно ей длиной 300 метров. Проводят гидродинамические исследования, по их результатам бурят второй нижний субгоризонтальный ствол с зенитным углом 82-90°, длиной 300 метров под первым основным стволом с положением забоя ниже первого по вертикали на семь метров. Проводят гидродинамические исследования.On the oil deposits in the sediments of the Bobrikov horizon with an average occurrence depth of 1350 m, vertical and horizontal production and injection wells are drilled over a rare grid of more than 500 m between the wells, structural maps and maps of oil-saturated thicknesses are built, extraction wells are extracted from the wells, and the displacing agent is pumped into injection wells . On maps of oil-saturated thicknesses, an area of more than seven meters is distinguished. In the zone of oil-saturated thickness equal to 15 meters, a well is drilled with a horizontal end, with two faces. The first main horizontal upper trunk is drilled by the dip of the strata five meters from the roof and parallel to it 300 meters long. Hydrodynamic studies are carried out, according to their results, a second lower subhorizontal shaft is drilled with an zenith angle of 82-90 °, 300 meters long under the first main shaft with a bottom position seven meters lower than the first one. Conduct hydrodynamic studies.
В наиболее уплотненном интервале во втором нижнем стволе на расстоянии 97 метров по стволу от срезки устанавливают протяженную площадку длиной 15 метров, обустраивают скважину и вводят ее в эксплуатацию. Дебит скважины составил 70 т/сут нефти и 77 т/сут жидкости. После семи лет работы по результатам замеров дебита нефти и жидкости степень обводнения продукции составила 85%. Накопленная добыча нефти составила 136,8 тыс. т и жидкости 362,7 тыс. м3. На подготовленную площадку в нижнем стволе устанавливают управляемый фильтр. Закрывают нижнюю шторку фильтра и пускают скважину в эксплуатацию. Дебит скважины составил 56 т/сут нефти и 63,6 т/сут жидкости. Обводненность продукции снизилась с 85 до 12%. Скважина была в эксплуатации до обводнения продукции 98% еще 15 лет. Накопленная добыча за последние 15 лет составила 147,2 тыс. т нефти и 515,2 тыс. м3 жидкости. При бурении одного ствола дебит нефти был бы равен 62 т/сут, а часть разреза не была бы охвачена дренированием. Без установки управляемого фильтра скважина обводнилась бы за 14 лет эксплуатации и было бы добыто 153,8 тыс. т нефти. Балансовые запасы на скважину, оцененные объемным методом, составили 767,2 тыс. т. По известному способу конечный КИН равен 0,30 д.ед., по предлагаемому 0,38 д.ед., то есть на восемь процентов больше. По опыту разработки ремонтно-изоляционные работы с применением физико-химических методов в горизонтальной части ствола не дают желаемых результатов. За счет установки управляемого фильтра значительно увеличился срок эксплуатации скважины - на семь лет.In the most densified interval in the second lower wellbore, at a distance of 97 meters along the trunk from the cut, an extended platform with a length of 15 meters is installed, the well is equipped and put into operation. The well production rate was 70 tons / day of oil and 77 tons / day of fluid. After seven years of work according to the results of measurements of oil and liquid flow rates, the degree of water cut of the product was 85%. Cumulative oil production amounted to 136.8 thousand tons and liquid 362.7 thousand m 3 . A controllable filter is installed on the prepared site in the lower barrel. Close the lower filter shutter and put the well into operation. The well production rate was 56 tons / day of oil and 63.6 tons / day of liquid. The water cut of the product decreased from 85 to 12%. The well was in operation before the flood of products 98% for another 15 years. The accumulated production over the past 15 years amounted to 147.2 thousand tons of oil and 515.2 thousand m 3 of liquid. When drilling one trunk, the oil production rate would be equal to 62 tons / day, and part of the section would not be covered by drainage. Without the installation of a controlled filter, the well would be flooded over 14 years of operation and 153.8 thousand tons of oil would be produced. The balance reserves for the well, estimated by the volumetric method, amounted to 767.2 thousand tons. According to the known method, the final recovery factor is 0.30 units, according to the proposed 0.38 units, that is, eight percent more. According to the experience of development, repair and insulation works using physical and chemical methods in the horizontal part of the trunk do not give the desired results. Due to the installation of a controlled filter, the life of the well has significantly increased - by seven years.
На фиг.1 представлена схема размещения скважины в плане на карте нефтенасыщенных толщин.Figure 1 presents the layout of the well in the plan on the map of oil-saturated thicknesses.
На фиг.2 представлена скважина с двумя забоями в разрезе залежи.Figure 2 presents the well with two faces in the context of the reservoir.
В результате бурения скважины по предлагаемому способу дополнительно добыто 130 тыс. т нефти. При себестоимости добычи нефти 5,7 тыс. руб. за тонну и цене нефти 7800 рублей за тонну экономия составила:As a result of drilling a well, the proposed method additionally produced 130 thousand tons of oil. At a cost of oil production of 5.7 thousand rubles. per ton and oil price of 7800 rubles per ton, the savings amounted to:
Э=ΔQн·(Ц-С)=2,1 тыс.руб.×130000=273 млн руб.,E = ΔQn · (C-C) = 2.1 thousand rubles × 130,000 = 273 million rubles.,
где ΔQн - дополнительная добыча нефти, тыс. т,where ΔQн - additional oil production, thousand tons,
Ц - цена нефти, тыс. руб./т,C - the price of oil, thousand rubles / t,
C - себестоимость добычи одной тонны нефти, тыс. руб./тонна,C - the cost of production of one ton of oil, thousand rubles / ton,
т.е. по предлагаемому способу в среднем в год добывалось 16,25 тыс. т дополнительной нефти и экономия за 1 год составила 34,12 млн руб.those. According to the proposed method, an average of 16.25 thousand tons of additional oil was produced per year and the savings for 1 year amounted to 34.12 million rubles.
Применение предложенного способа позволяет добиться повышения нефтеизвлечения залежи нефти с большими нефтенасыщенными толщинами в результате большего охвата дренированием по площади, разрезу и увеличения срока эксплуатации скважин.The application of the proposed method allows to increase the oil recovery of oil deposits with large oil-saturated thicknesses as a result of greater drainage coverage over the area, section and increase the life of the wells.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011121329/03A RU2447272C1 (en) | 2011-05-27 | 2011-05-27 | Method of massive deposit development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011121329/03A RU2447272C1 (en) | 2011-05-27 | 2011-05-27 | Method of massive deposit development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2447272C1 true RU2447272C1 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=46031719
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011121329/03A RU2447272C1 (en) | 2011-05-27 | 2011-05-27 | Method of massive deposit development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2447272C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2564722C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
| RU2652240C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2822852C1 (en) * | 2024-02-12 | 2024-07-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of massive oil deposit |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2112870C1 (en) * | 1996-07-08 | 1998-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений" | Method for development of oil bed with underlying water |
| RU2282022C2 (en) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool |
| RU2282023C1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for oil deposit having oil-water zones |
| RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
| RU2334087C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pools obstructed by erosion trench |
| RU2382183C1 (en) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
-
2011
- 2011-05-27 RU RU2011121329/03A patent/RU2447272C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4787449A (en) * | 1987-04-30 | 1988-11-29 | Mobil Oil Corporation | Oil recovery process in subterranean formations |
| RU2112870C1 (en) * | 1996-07-08 | 1998-06-10 | Товарищество с ограниченной ответственностью "Центр совершенствования методов разработки нефтяных месторождений" | Method for development of oil bed with underlying water |
| RU2282022C2 (en) * | 2004-08-19 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for stacked oil pool having water-oil zones and/or massive pool |
| RU2282023C1 (en) * | 2005-03-10 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method for oil deposit having oil-water zones |
| RU2305758C1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for oil field development |
| RU2334087C1 (en) * | 2007-01-26 | 2008-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of development of oil pools obstructed by erosion trench |
| RU2382183C1 (en) * | 2008-11-11 | 2010-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method |
| RU2387815C1 (en) * | 2009-04-21 | 2010-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2564722C1 (en) * | 2014-08-13 | 2015-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method of operation of hydrocarbons reservoir |
| RU2652240C1 (en) * | 2017-03-16 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing two objects of different stratigraphic accessories |
| RU2663528C1 (en) * | 2017-07-07 | 2018-08-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operating pair of wells producing high-viscosity oil |
| RU2822852C1 (en) * | 2024-02-12 | 2024-07-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for development of massive oil deposit |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2305762C1 (en) | Method for viscous oil or bitumen deposit field development | |
| RU2339801C2 (en) | Method for development of multi-horizon non-uniform oil fields by means of branched horizontal wells | |
| RU2350747C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| RU2459935C1 (en) | Multi-site oil deposit development method | |
| RU2382183C1 (en) | Multi zone oil reservoir at late stage with unstable cover formation and non-homogeneous collector development method | |
| RU2387815C1 (en) | Method to develop oil accumulation in laminar carbonate reservoirs | |
| RU2387819C1 (en) | Method to develop sticky oil and bitumen accumulation | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2481468C1 (en) | Development method of high-viscous oil deposit | |
| RU2447272C1 (en) | Method of massive deposit development | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2506417C1 (en) | Development method of high-viscosity oil deposit | |
| RU2290498C1 (en) | Method for extracting oil deposit in heterogeneous collector of low thickness | |
| RU2318993C1 (en) | Method for watered oil pool development | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2465434C1 (en) | Method of recovery of flooded gas well with collapsed production tubing in productive interval | |
| RU2732742C1 (en) | Development method of water-oil reservoir | |
| RU2595112C1 (en) | Method for development of oil deposit at late stage of development | |
| RU2447271C1 (en) | Method to develop small deposits and separate lenses of oil deposit | |
| RU2274741C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2504646C1 (en) | Method of oil deposit development using flooding | |
| RU2514046C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2474679C1 (en) | Development method of oil deposit with porous-cavernous-fractured manifold | |
| RU2283947C1 (en) | Method for oil pool development with horizontal wells |