SU1627673A1 - Method of developing oil pool - Google Patents
Method of developing oil pool Download PDFInfo
- Publication number
- SU1627673A1 SU1627673A1 SU884391608A SU4391608A SU1627673A1 SU 1627673 A1 SU1627673 A1 SU 1627673A1 SU 884391608 A SU884391608 A SU 884391608A SU 4391608 A SU4391608 A SU 4391608A SU 1627673 A1 SU1627673 A1 SU 1627673A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- oil
- reservoir
- saturated
- water
- pressure
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims abstract description 11
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 7
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims description 5
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 22
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 3
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 3
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 2
- YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N Tritium Chemical compound [3H] YZCKVEUIGOORGS-NJFSPNSNSA-N 0.000 description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 2
- 229910052722 tritium Inorganic materials 0.000 description 2
- 241000169624 Casearia sylvestris Species 0.000 description 1
- 206010035148 Plague Diseases 0.000 description 1
- 241000607479 Yersinia pestis Species 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000003028 elevating effect Effects 0.000 description 1
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002285 radioactive effect Effects 0.000 description 1
- KEAYESYHFKHZAL-OUBTZVSYSA-N sodium-24 Chemical compound [24Na] KEAYESYHFKHZAL-OUBTZVSYSA-N 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтедобыче. а именно к способам разработки нефт ных залежей с трещиновато-пористыми коллекторами с подошвенной водой. Цель - повышение эффективности способа разработки за счет предотвращени перетоков между нефтеносной и водоносной част ми пласта. Способ разработки заключаетс в изол ции зон перетока между водо-и нефтенасыщен- ной част ми пласта. Водоносную и нефтеносную части пласта вскрывают скважиной. Перед изол цией зон перетоков повышают гидродинамическую св зь между нефтеносной и водоносном част ми пласта проThe invention relates to oil production. in particular, to methods for developing oil deposits with fractured-porous reservoirs with bottom water. The goal is to increase the efficiency of the development method by preventing overflows between the oil-bearing and aquiferous parts of the formation. The development method consists in isolating flow zones between the water-saturated and oil-saturated parts of the formation. The aquifer and oil-bearing part of the reservoir open well. Before isolating overflow zones, the hydrodynamic connection between the oil-bearing and aquiferous parts of the formation increases.
Description
Изобретение относитс к нефтедобыче, а именно к способам разработки нефт ных залежей с трещиновато-пористыми коллекторами и подошвенной водой.The invention relates to oil production, in particular, to methods for developing oil deposits with fractured porous reservoirs and bottom water.
Цель изобретени - повышение эффективности cnocoba заработки за счет предотвращени перетоков между нефтеносной и водоносной част ми пласта.The purpose of the invention is to increase the efficiency of cnocoba earnings by preventing overflows between the oil-bearing and aquiferous formations.
Сущность способа заключаетс в изол ции зон перетока между водо- и нефтенасы- щеннои зоной пласта. При этом перед изол цией зон перетоков повышают гидро- динс мическую св зь между нефте- и водоносными част ми пласта путем прокачки жидкости; в начале фильтрационный поток промывочного раствора направл ют от нефте- к водоносной части пласта, а перед закачкой изолирующего раствора его направление мен ют на обратное; процесс закачки промывочного раствора производ т , повыша давление нагнетани от пластового до давлени раскрыти трещин.The essence of the method is to isolate the flow zones between the water and oil-saturated zone of the formation. At the same time, before isolating overflow zones, the hydrodynamic connection between the oil and aquiferous formations is enhanced by pumping fluid; at the beginning, the filtration flow of the washing solution is directed from the oil to the aquifer of the formation, and its direction is reversed before the injection of the insulating solution; the process of pumping the washing solution is performed by increasing the injection pressure from the reservoir to the pressure of opening cracks.
На чертеже представлена последовательность осуществлени способа.The drawing shows the sequence of the method.
Нефт ную залежь разбуривают единой системой нагнетательных и добывающих скважин. В нагнетательных скважинах вскрывают нефтеносный пласт и верхнюю часть водоносного пласта, а в добывающих только нефтеносный пласкThe oil reservoir is drilled with a single system of injection and production wells. In injection wells, the oil-bearing formation and the upper part of the aquifer are opened, and in the production wells, only the oil-bearing reservoir
В нагнетательной скважине с перфорированной нефтеносной зоной 1 перфорируют верхнюю часть водоносной зоны 2 пласта, которые разобщают друг от друга пакером 3, установленным в области ВНК. Затем осуществл ют прокачю промывочной жидкости от нефтеносной зоны пласта к водоносной через перемычку, закачива жидкость в затрубное пространство между обсадной колонной и НКТ и отбира ее через НКТ. В процессе закачки давление повышают ст пластового до давлени раскрыти трещин. После стабилизации процесса закачки его направление мен ют на обратное, закачку ведут в водоносную часть пласта, а отбор производ т из нефтеносной зоны. Это позвол ет интенсифицировать гидродинамическую св зь между зонами пласта.In the injection well with a perforated oil-bearing zone 1, the upper part of the aquifer zone 2 is perforated, which are separated from each other by a packer 3 installed in the KSS area. Then the flushing fluid is transferred from the oil-bearing zone of the reservoir to the aquifer through a jumper, injecting fluid into the annulus between the casing and the tubing and withdrawing it through the tubing. In the process of injection, the pressure of the reservoir is increased to the pressure for opening cracks. After the injection process is stabilized, its direction is reversed, injection is carried out into the aquifer of the formation, and sampling is performed from the oil-bearing zone. This allows the hydrodynamic coupling between the zones of the formation to be intensified.
Промысловыми исследовани ми установлено , что наиболее веро тной областью перетоков вытесн ющего агента в водоносную зону пласта из нефтеносной вл етс Field studies have established that the most likely area of flow of the displacing agent into the aquiferous zone of the reservoir from the oil-bearing one is
призабойна зона, где наибольша веро тность образовани путей наименьших филь- трационных сопротивлений за счет трещинообразований и призабойных упру- гопластичных деформаций из-за образований каверн в процессе бурени .Заколонные перетоки возникают также из-за нарушени целостности цементного кольца.bottomhole zone, where the most likely way is the formation of paths of least filtration resistance due to cracks and bottomhole elastomerplastic deformations due to cavern formations during drilling. Circulating flows also occur due to the integrity of the cement ring.
Объем трещин и область их распространени завис т от величины давлени нагнетани вытесн ющего агента.Поэтому при повышении гидродинамической св зи между нефте- и водоносными зонами пласта должно соблюдатьс следующее условие; давление нагнетани промывочной жидкости повышают от пластового до давлени раскрыти трещин. В этом спучае в трещиновато-пористых коллекторах гидродинамическа св зь между зонами пласта будет осуществл тьс по трещинам и каналам.The volume of cracks and the area of their distribution depend on the pressure of the displacing agent. Therefore, when the hydrodynamic connection between the oil and aquifer zones of the formation increases, the following condition must be met; The flushing fluid injection pressure is increased from the reservoir to the crack opening pressure. In this case, in fractured porous reservoirs, the hydrodynamic coupling between the zones of the formation will be carried out along the fractures and channels.
Данный процесс позволит улучшить фильтрационные харакеристики приза5ойной зоны перед последующей изол цией.This process will allow improving the filtration characteristics of the prize zone before the subsequent isolation.
Дл расчета общего объема каналов св зи 4 замер ют параметры закачки (давление , расход), причем определенный объем промывочного раствора дл закачивают г. добавлением трити (мечена жидкость) и определ ют содержание меченой жидкости в единице объема отобраннойTo calculate the total volume of communication channels 4, the injection parameters (pressure, flow rate) are measured, a certain amount of washing solution is pumped into the city by adding tritium (labeled liquid) and the content of the labeled liquid is measured per unit volume of the selected
из нижней зоны продукции.from the lower product area.
После выполнени указанных работ приступают к изол ции каналов перетока, котора заключаетс в следующем.After performing these works, the flow channels are insulated, which is as follows.
По колонне насосно-компрессорныхAlong the tubing string
труб 5 в водоносный пласт 2 закачивают тампонирующий раствор 6 под давлением, равном давлению раскрыти трещин. В цел х предотвращени проникновени изолирующего раствора в нефтеносную зонуpipes 5 are pumped into the aquifer 2 plugging solution 6 under pressure equal to the pressure to crack open. In order to prevent the penetration of the insulating solution into the oil-bearing zone
пласта его объем должен составл ть 0,7 от общего объема каналов св зи. Высоту подъема тампонирующего раствора контролируют по геофизическому прибору ГК (7), установленному в переходной зоне междуthe reservoir, its volume should be 0.7 of the total volume of communication channels. The height of the rise of the plugging solution is controlled by the geophysical instrument GK (7) installed in the transition zone between
нефте- и водоносной част ми, дл чего первую порцию раствора (около 20%) затвор ют на растворе короткоживущего радиоактивного изотопа.oil and aquifer parts, for which the first portion of the solution (about 20%) is closed with a solution of a short-lived radioactive isotope.
После подн ти изолирующего раствора до намеченной заранее высоты создают противодавление путем закачки сточной воды с ТХУ в нефтеносный пласт под давлением , достаточным дл удержани тампонирующего раствора на заданном уровне.After elevating the insulating solution to the pre-planned height, back pressure is created by pumping wastewater from the TCU into the reservoir under pressure sufficient to keep the plugging solution at a predetermined level.
Изолирующий раствор продавливают в водоносную зону сточной водой и приподнимают НКТ на безопасную высоту. Выдерживают тампонирующий раствор до полного зг- -вердени , Определ ют забой и испытывают скважину на приемистость.При необходимости производ т дострел в интервале продуктивного пласта. Затем спускают НКТ с воронкой и ввод т скважину под закачку. Провод т исследовани по определению эффективности изол ционных работ. При последующей эксплуатации скважины нагнетание вытесн ющего агента производ т при давлении закачки ниже давлени раскрыти трещин.The insulating solution is forced into the aquifer with wastewater and the tubing is raised to a safe height. Withstand the plug-in solution until complete gr-a-setting, the bottomhole is measured and a well is tested for injectivity. If necessary, the well is produced in the interval of the reservoir. Then, the tubing with the funnel is lowered and the well is introduced for injection. Conducted research to determine the effectiveness of insulation works. During the subsequent well operation, the injection of the displacing agent is performed at a injection pressure below the fracture opening pressure.
Пример. Дл осуществлени способа выбрана скважина : следующими параметрами: не Ътечг Сыщенный пласт залегает иг гоубине 1219-1226 м перехолнл .она в иншрвг ле 1226- 1236 м, искоыта часть водо- но .ною плаогэ (1236-1250 м). залегающего но глубине 123G--1257 м Перфоригювгн нефтечс -.ный пласт в интервале 122С м. Искусственный иабой -1200,0 л Объем н .производительной закг.чки по с.ожине составл л 60%.Example. For the implementation of the method, a well was selected: with the following parameters: no batch The sincrected reservoir lies at the bottom of 1219-1226 m overflowed in 1226–1236 m, and a part of water plague (1236–1250 m) is extracted. But the depth of 123G is 1257 m. The perforated oil reservoir is in the range of 122С m. Artificial with a bucket -1200.0 l. The volume of the productive zakgchiki in the village was 60%.
С целью вы влени зон перетоков вытесн ющего агента и последующей их изп- л л ц и и на скважине 5 ы л и проведены геофизические и (идродинзмические исследовани , по результатам oi jpsix было ус i г новлено. что част.;, вытесн ющего агента уходит в нижележащий водоносный пласт. Затем перфорацией был вскрыт водоносный пласт в интервале 1236-1238м и на НКТ спущен г.акер, который установили выше водоносного пласта на глубине 1235 м. С целью повышени гидродинамической св зи между пластами закачку промывочной жидкости сначала производили в н-;фтенсс- ный пласт с одновременным отбором продукции из водоносного. Начальное давление закачки на устье скважин было равно 5,0 МПа, а приемистость - 12 м /ч. Давление закачки повышали постепенно до 8,0 МПг. приемистость г-ри этом составила 25 м /ч. Продолжительность промываси каналов составила 8 ч. Затем сменили направление фильтрационного потока, т.е. закачивали в водоносный пласт, а оi бирали изIn order to identify zones of displacement of the displacing agent and their subsequent production from the borehole 5 s, geophysical and (idrodismic studies were carried out, according to the results of oi jpsix, the frequency of the displacing agent The perforation then opened the aquifer in the range of 1236-1238 m and put on the tubing Haker, which was installed above the aquifer at a depth of 1235 m. In order to increase the hydrodynamic connection between the layers, the flushing fluid was first pumped into -; ftenss PL AST with simultaneous selection of products from the aquifer. The initial injection pressure at the wellhead was 5.0 MPa, and the injectivity was 12 m / h. The injection pressure was gradually increased to 8.0 MPg. The channel was flushed for 8 hours. Then the direction of the filtration flow was changed, i.e. pumped into the aquifer, and oi were taken from
нефтеносного. Давление закачки повышали от 8,0 до 11,0 МПа. Дл подсчета объемов каналов св зи при давлени х закачки 5,0 и 8,0 МПа закачив ли по 10 м3 промывочнойoil bearing. The injection pressure was increased from 8.0 to 11.0 MPa. To calculate the volume of communication channels at injection pressures of 5.0 and 8.0 MPa, 10 m3 of washings were injected each.
жидкости с добавлением трити .tritium fluids.
Циркуп цию промывочного раствора в обоих направлени х осуществл ли от цементировочного агрегата.The circulation of the wash solution in both directions was carried out from the cementing unit.
Затем произвели изол цию зон перетоков , котора заключалась в следующем.Then, the overflow zones were isolated, which was as follows.
По колонне насосно-компрессорных труб от цементировочного агрегата в водоносный пласт закачали раствор портландце- мен а в объеме 3 м , причем перва порци Through the tubing string from the cementing unit, a Portland cement solution was pumped into the aquifer in a volume of 3 m, with the first portion
(около 0,7 м была затворена на растворе изотопа натрий-24. Закачка портландцемента с плотностью 1,8 г/см производилась при давлении на устье 6,5-7.0 МПа. Подъем цементного раствора контролировалс по ГК и при достижении уровн 1230 м приступили к закачке сточной воды с плотностью 1,15 г/см в нефтенасыщенный пласт под давлением 8,0 МПа на устье скважины . Затем цементный раствор продавили(about 0.7 m was sealed with sodium-24 isotope solution. Portland cement with a density of 1.8 g / cm was pumped at a pressure at the mouth of 6.5-7.0 MPa. The lifting of the cement slurry was controlled by HA and when the level reached 1230 m to pumping waste water with a density of 1.15 g / cm into an oil-saturated formation under pressure of 8.0 MPa at the wellhead. Then the cement slurry was forced through
в пласт сточной водой и приподн ли НКТ выше продуктивного пласта.into the reservoir with waste water and the tubing is raised above the reservoir.
Цементный рэствор выдержали з течение 2 сут до полного затвердени .Cement solution was kept for 2 days until it solidified.
После. Эьео; )ени изол ционных работAfter. Eyeo; ) Isolation works
спустили НКТ с воронкой на пубину 1215 м и приступали к закачке йьтес - кицсго «ген- та (сточной воды) в интервал продулTIJHOI с плоста. Закзчку веды производили пр ;-тв- лении нагнетани на устье 5 0 МПа. Пр:к ч исто ть нефтеносного пласта гостами.id 167м3/сут.They lowered the tubing with a funnel to a pub in 1215 m and proceeded to the injection of a “kilogram” (wastewater) into the interval from the float. The order of the Vedas was made by pr; -the injection pressure at the mouth of 5 0 MPa. Pr: to h istost oil reservoir Gostami.id 167m3 / day.
Дл сценки степени эффсктивы способа сравнили срс.1..- --мес чные m .чазл тели по добыче нефти, жидкости vn добыв (сщих скважин участка, объем з качки вытесн ющего йгенг. чсоез кагье этель- ную сквэжину. Были вз ты данные по значке и отбору за 6 мес до начала испытани способа. Среднемес чный оп.-марьый отбор жидкости и нефти по участку соответственно 885,6 м и 692,5 т. а объем закачки - 4265,6 м . После проведени изол ционных работ объем добыгой ж;vкости и нефти из четырех добывающих скважин заFor the stage, the degree of effective method was compared with cp.1. - - monthly m. Oil production, liquid vn production (the common wells of the site, pumping volume of the displacing fuel, which is squeezed square). by the icon and sampling 6 months before the start of the test of the method. The average monthly op.-gauge sampling of liquid and oil in the section, respectively, is 885.6 m and 692.5 tons. And the injection volume is 4265.6 m. production and oil from four producing wells for
мес ц составил соответственно 1325 м и 1058 т, а объем закачки снизилс до 3402 м .the month was 1325 m and 1058 tons, respectively, and the injection volume decreased to 3402 m.
Таким образом, добыча нефти увеличилась за мес ц в 1,5 раза, а объем закачки уменьшилс в 1,25 раза.Thus, oil production increased 1.5 times over the month, and the injection volume decreased 1.25 times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884391608A SU1627673A1 (en) | 1988-03-10 | 1988-03-10 | Method of developing oil pool |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU884391608A SU1627673A1 (en) | 1988-03-10 | 1988-03-10 | Method of developing oil pool |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1627673A1 true SU1627673A1 (en) | 1991-02-15 |
Family
ID=21360948
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU884391608A SU1627673A1 (en) | 1988-03-10 | 1988-03-10 | Method of developing oil pool |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1627673A1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2136858C1 (en) * | 1998-07-16 | 1999-09-10 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Method for development of water-floating oil deposit |
| RU2138625C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-09-27 | Закрытое акционерное общество "Геотех" | Method for development of water-oil deposit |
| RU2144612C1 (en) * | 1998-07-16 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Method for development of water-floating oil deposit |
| RU2153575C1 (en) * | 1999-04-26 | 2000-07-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания "Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method of developing floating oil pool |
| RU2191254C2 (en) * | 2000-12-28 | 2002-10-20 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of opening hydrocarbon-containing beds |
| RU2302516C1 (en) * | 2005-11-24 | 2007-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Method to develop oil-and-water zone characterized by high-viscous oil |
| RU2648135C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-22 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of oil field development |
| RU2730163C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for operation of oil well with bottom water |
-
1988
- 1988-03-10 SU SU884391608A patent/SU1627673A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US ISb 4157116, кл. 166-280, опублик, 1980. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2138625C1 (en) * | 1997-05-06 | 1999-09-27 | Закрытое акционерное общество "Геотех" | Method for development of water-oil deposit |
| RU2136858C1 (en) * | 1998-07-16 | 1999-09-10 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Method for development of water-floating oil deposit |
| RU2144612C1 (en) * | 1998-07-16 | 2000-01-20 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания Российский межотраслевой научно-технический комплекс "НЕФТЕОТДАЧА" | Method for development of water-floating oil deposit |
| RU2153575C1 (en) * | 1999-04-26 | 2000-07-27 | Открытое акционерное общество Научно-технологическая компания "Российский межотраслевой научно-технический комплекс "Нефтеотдача" | Method of developing floating oil pool |
| RU2191254C2 (en) * | 2000-12-28 | 2002-10-20 | Институт проблем комплексного освоения недр РАН | Method of opening hydrocarbon-containing beds |
| RU2302516C1 (en) * | 2005-11-24 | 2007-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Method to develop oil-and-water zone characterized by high-viscous oil |
| RU2648135C1 (en) * | 2016-12-19 | 2018-03-22 | Открытое акционерное общество "Сургутнефтегаз" | Method of oil field development |
| RU2730163C1 (en) * | 2020-06-09 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for operation of oil well with bottom water |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2097536C1 (en) | Method of developing irregular multiple-zone oil deposit | |
| CN103937475B (en) | Carbon dioxide acidification blocking remover and process of not reversely discharging raffinate after acidification | |
| RU2578134C1 (en) | Method of developing oil deposits in fractured reservoirs with water oil zones | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| SU1627673A1 (en) | Method of developing oil pool | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2027848C1 (en) | Method of exploitation of gas-oil pools | |
| US5484018A (en) | Method for accessing bypassed production zones | |
| RU2204703C2 (en) | Method of development of oil pool in carbonate reservoirs of fractured-porous type | |
| RU2151860C1 (en) | Method for development of oil pool with bottom water | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| SU1645477A1 (en) | Method of insulation of foot waters in oil wells | |
| RU2504650C1 (en) | Method of development of flooded oil deposit | |
| RU2057898C1 (en) | Process of pumping treatment mortars down borehole | |
| RU2144136C1 (en) | Process of isolation of water inflows in operational wells | |
| RU2739181C1 (en) | Insulation method for behind-the-casing flows in production well | |
| RU2743478C1 (en) | Difficult turonian gas production method | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2273722C2 (en) | Method for water inflow isolation in non-cased horizontal part of production well bore | |
| CN114922606B (en) | Secondary development seepage field reconstruction method for in-situ leaching side drilling windowing | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2215129C1 (en) | Method of development of water-oil field | |
| RU2235854C1 (en) | Method for construction of well for multibed oil deposit | |
| US3417816A (en) | Method of cementing well casing |