RU2491418C1 - Method to develop multizone oil reservoir - Google Patents
Method to develop multizone oil reservoir Download PDFInfo
- Publication number
- RU2491418C1 RU2491418C1 RU2011151046/03A RU2011151046A RU2491418C1 RU 2491418 C1 RU2491418 C1 RU 2491418C1 RU 2011151046/03 A RU2011151046/03 A RU 2011151046/03A RU 2011151046 A RU2011151046 A RU 2011151046A RU 2491418 C1 RU2491418 C1 RU 2491418C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- oil
- reservoir
- pump
- producing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Removal Of Floating Material (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке многопластовой нефтяной залежи.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a multilayer oil reservoir.
Известен способ разработки нефтяной или газовой (газоконденсатной) залежи с поддержанием пластового давления, включающий добывающие и нагнетательные скважины, насосную станцию, водопровод высокого давления (Справочная книга по добыче нефти. / Под ред. д-ра техн. наук Ш.К. Гиматудинова. - М., Недра. - 1974. - С.109-118). Продуктивный пласт сообщен через добывающие скважины с наземными нефтегазосборными коммуникациями, а через нагнетательные скважины и водопроводы высокого давления - с насосной станцией. Подача воды на насосную станцию осуществляется либо из естественных водоемов, либо из специально пробуренных водозаборных скважин, либо используется подтоварная попутно добываемая вместе с нефтью пластовая вода (после ее отделения от нефти), при этом требуется специальная подготовка воды.A known method of developing an oil or gas (gas condensate) reservoir with the maintenance of reservoir pressure, including producing and injection wells, a pumping station, high pressure water pipe (Reference book on oil production. / Under the editorship of Dr. of Technical Sciences Sh.K. Gimatudinova. - M., Nedra. - 1974. - S.109-118). The reservoir is communicated through production wells with surface oil and gas gathering communications, and through injection wells and high-pressure water pipelines - with a pumping station. Water is supplied to the pumping station either from natural reservoirs, or from specially drilled water wells, or commercial produced water along with the oil is used along with the oil (after it is separated from the oil), and special water treatment is required.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- необходимость строительства насосной станции и водопроводов высокого давления;- the need to build a pumping station and high pressure water supply;
- необходимость в источнике воды, ее подготовке, средствах подачи воды на насосную станцию;- the need for a water source, its preparation, means of supplying water to the pumping station;
- дополнительные энергозатраты, затраты на обслуживание системы, связанной с нагнетанием в пласт воды.- additional energy costs, the cost of maintaining the system associated with the injection into the reservoir of water.
Также известен способ разработки нефтяной залежи с поддержанием пластового давления за счет использования природной энергии пластовых вод (Опалев А.Ф. Поддержание пластового давления с использованием естественной энергии напорных вод. - М.: Недра, 1965. - стр.65-70). Суть способа заключается в том, что в одной скважине два пласта - водонасыщенный и нефтенасыщенный - соединены путем перфорации обсадной колонны в интервале обоих пластов. В результате перетока воды из водонасыщенного пласта в нефтенасыщенный обеспечивается повышение пластового давления.Also known is a method of developing an oil reservoir with maintaining reservoir pressure through the use of natural energy of formation waters (A.P. Opalev, Maintaining reservoir pressure using the natural energy of pressurized water. - M.: Nedra, 1965. - pp. 65-70). The essence of the method is that in one well two layers - water-saturated and oil-saturated - are connected by perforation of the casing in the interval of both layers. As a result of the flow of water from the water-saturated reservoir into the oil-saturated reservoir, an increase in reservoir pressure is provided.
Недостатком данного способа является то, что из скважины, в которой осуществлен межпластовый переток воды, исключена возможность добычи нефти в период, когда происходит переток воды. Кроме того, данный способ не позволяет регулировать расход перепускаемой воды.The disadvantage of this method is that from the well in which the inter-reservoir water flow is carried out, the possibility of oil production during the period when the water flow occurs is excluded. In addition, this method does not allow you to adjust the flow rate of bypassed water.
Также известен способ закачки жидкости в пласт (патент RU №2211314, МПК 8 E21B 43/20, опубл. 27.08.2003 г.), включающий бурение нагнетательной скважины, вскрытие продуктивного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового пакера, закачку жидкости в пласт. В нагнетательную скважину спускают двойную колонну труб. Над вскрытыми пластами устанавливают дополнительный пакер. Нижний конец одной из труб устанавливают в интервале водоносного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью на устье скважины для воды или реагентов для повышения нефтеизвлечения. Оборудуют глубинным насосом для подачи воды из водоносного пласта в накопительную емкость. Нижний конец другой трубы устанавливают в интервале нефтяного пласта. Соединяют эту трубу с накопительной емкостью. Оборудуют пультом управления и нагнетательным насосом для откачки воды или реагентов из накопительной емкости. Закачку в продуктивный пласт производят в постоянном, или циклическом, или импульсном режиме под контролем с пульта управления.Also known is a method of injecting fluid into a formation (patent RU No. 2211314, IPC 8 E21B 43/20, published on 08.27.2003), including drilling an injection well, opening a productive and aquifer, lowering a pipe string, installing an interstratal packer, injecting fluid into the reservoir. A double pipe string is lowered into the injection well. An additional packer is installed above the exposed formations. The lower end of one of the pipes is installed in the interval of the aquifer. Connect this pipe to the storage tank at the wellhead for water or reagents to increase oil recovery. Equipped with a deep pump for supplying water from an aquifer to a storage tank. The lower end of the other pipe is installed in the interval of the oil reservoir. Connect this pipe to the storage tank. Equipped with a control panel and a discharge pump for pumping water or reagents from the storage tank. Injection into the reservoir is carried out in a constant, or cyclic, or pulsed mode under control from the control panel.
Известный способ очень металлоемкий, так как в скважину спущена двойная колонна труб, кроме того для своего применения требует наличия накопительной емкости на устье скважины, обвязки скважины и насосов, что усложняет способ, также данный способ не позволяет сепарировать (разделять) продукцию в добывающей скважине на нефть и воду, и сбрасывать отделенную воду в водоносный пласт, что вызывает высокие затраты на подъем высокообводненной продукции и ее последующее разделение на нефть и воду на поверхности.The known method is very metal-intensive, since a double string of pipes is lowered into the well, in addition, for its application it requires the presence of a storage tank at the wellhead, the piping of the well and pumps, which complicates the method, this method also does not allow to separate (separate) the products in the producing well into oil and water, and discharge the separated water into the aquifer, which causes high costs for raising high-water production and its subsequent separation into oil and water on the surface.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU №2303125, МПК 8 E21B 43/20, опубл. 20.07.2007 г.), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, при этом внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50% дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.The closest in technical essence is the method of developing a multilayer oil reservoir (patent RU No. 23033125, IPC 8 E21B 43/20, published July 20, 2007), including downhole pumping of water from a underlying aquifer into an overlying productive reservoir through injection wells and selection oil from the reservoir through the production wells, while downhole pumping of water is performed on a natural basis due to the energy of the aquifer, in the reservoir in the area of injection wells performing the intra-well other pumping of water, by intensifying the selection through production wells, reduce reservoir pressure, while the selection through production wells is performed in a cyclic mode, providing a change in the direction of fluid flow in the reservoir, for which alternate the intensity of oil extraction from production wells located opposite each other so that one pair of opposing wells works with a maximum production rate, while the other pair of wells during this period works with a 50% production rate of the maximum production rate the flow of time until the dynamic level of oil decreases below the permissible level at its constant selection, then the well regime is changed to the opposite.
Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, ограниченные возможности осуществления способа, так как он осуществим только на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта, что весьма редко на поздней стадии разработки нефтяной залежи, причем необходимо учитывать, что в процессе разработки многопластовой залежи происходит снижение энергии (пластового давления) водоносного пласта, вследствие чего переток воды в продуктивный пласт прекращается, что приводит к не возможности осуществления способа;- firstly, the limited possibilities of implementing the method, since it is feasible only in natural mode due to the energy of the aquifer, which is very rare in the late stage of development of an oil reservoir, and it must be borne in mind that in the process of developing a multilayer reservoir there is a decrease in energy (reservoir pressure ) aquifer, as a result of which the flow of water into the reservoir stops, which leads to the inability to implement the method;
- во-вторых, высокие затраты на подъем обводненной продукции и ее последующее разделение на нефть и воду на поверхности, так как данный способ не позволяет сепарировать (разделять) продукцию непосредственно в добывающей скважине на нефть и воду, и сбрасывать отделенную воду в нижележащий по разрезу скважины пласт;- secondly, the high cost of raising the watered product and its subsequent separation into oil and water on the surface, since this method does not allow to separate (separate) the product directly in the producing well for oil and water, and to discharge the separated water into the underlying section well formation;
- в-третьих, при ухудшении гидродинамических параметров пластов (снижении приемистости, падение пластового давления) между добывающей и нагнетательной скважинами резко снижается продолжительность реализации способа;- thirdly, with the deterioration of the hydrodynamic parameters of the reservoirs (decreased injectivity, a drop in reservoir pressure) between the producing and injection wells, the duration of the method is sharply reduced;
- в-четвертых, низкая эффективность вытеснения продукции из продуктивного пласта, так как в качестве вытесняющего агента используется вода другого горизонта.- fourthly, the low efficiency of displacing products from the reservoir, since water of a different horizon is used as the displacing agent.
Задачей изобретения является снижение затрат на подъем продукции из добывающей скважины за счет внутрискважинного разделения продукции со сбросом воды в нижележащий пласт с возможностью принудительного перетока воды из водоносного в продуктивный пласт не зависимо от энергии (пластового давления) водоносного пласта, а также увеличение продолжительности реализации способа за счет возможности восстановления гидродинамических параметров пластов между добывающей и нагнетательной скважинами при реализации способа и повышение эффективности вытеснения продукции из продуктивного пласта за счет использования в качестве вытесняющего агента отделенной воды из того же продуктивного пласта.The objective of the invention is to reduce the cost of raising products from a producing well due to downhole separation of products with water discharge into the underlying formation with the possibility of forced flow of water from the aquifer to the reservoir regardless of the energy (reservoir pressure) of the aquifer, as well as increasing the duration of the method for due to the possibility of restoring the hydrodynamic parameters of the layers between the producing and injection wells during the implementation of the method and increasing the efficiency the fact of the displacement of products from the reservoir through the use as a displacing agent of separated water from the same reservoir.
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательной скважине и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающую скважину, гидродинамически связанную с нагнетательной скважиной.A method for developing a multilayer oil reservoir, including downhole pumping of water from an underlying aquifer into an overlying reservoir by injection well and oil extraction from the reservoir through a production well that is hydrodynamically coupled to the injection well.
Новым является то, что в интервале продуктивного пласта добывающей скважины устанавливают устройство для внутрискважинного разделение нефти и воды с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а внутрискважинную перекачку воды в нагнетательной скважине из нижележащего водоносного пласта и/или выработанного нефтяного пласта в продуктивный пласт осуществляют с помощью насоса, обеспечивающего разработку продуктивного пласта, герметизируют устье нагнетательной скважины и запускают насос в работу, при этом при снижении напора воды на приеме насоса в нагнетательной скважине ниже определенного значения насос останавливают, а устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды в добывающей скважине запускают в работу, при превышении напора воды на приеме насоса в нагнетательно скважине выше определенного значения напора насос включают в работу, а устройство для внутрискважинного разделение нефти и воды в добывающей скважине останавливают, при этом при ухудшении гидродинамической связи между добывающей и нагнетательной скважинами извлекают эксплуатационное оборудование, производят гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пластов, после чего вновь спускают эксплуатационное оборудование и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи.New is the fact that in the interval of the productive formation of the producing well, a device is installed for downhole separation of oil and water with the possibility of lifting oil to the surface and discharging water to the nearest underlying aquifer and / or oil-produced formation, and downhole pumping of water in the injection well from the underlying aquifer and / or the produced oil reservoir into the reservoir it is carried out using a pump that ensures the development of the reservoir, the mouth of the injection well is started and the pump is put into operation, while when the pressure of the water at the intake of the pump in the injection well decreases below a certain value, the pump is stopped, and the device for downhole separation of oil and water in the production well is put into operation, when the pressure of the water is exceeded at the pump intake in the injection well above a certain pressure value, the pump is turned on, and the device for downhole separation of oil and water in the producing well is stopped, while the The production equipment is removed from the dynamic connection between the producing and injection wells, hydraulic fracturing of the productive and / or aquifer is performed, after which the production equipment is again lowered and the development of a multilayer oil reservoir is continued.
На фигуре показана схема осуществления способа.The figure shows a diagram of the implementation of the method.
На многопластовой нефтяной залежи производят строительство добывающей 1 и нагнетательной 2 скважин со вскрытием продуктивного 3 и водоносного 4 пластов и с соответствующими интервалами перфорации 3' и 4' в добывающей скважине 1 и интервалами перфорации 3″ и 4″ в нагнетательной скважине 2.On a multilayer oil reservoir,
В добывающую скважину 1 спускают колонну труб 5 с пакером 6 и устройством для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды, установленным выше пакера 6. Устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 размещено в интервале перфорации 3' продуктивного пласта 3 добывающей скважины 1. Пакер 6 позволяет герметично разделить межколонные пространства 8 и 9 в добывающей скважине 1.A
В качестве устройства для внутрискважинного разделение нефти и воды 7 с возможностью подъема нефти на поверхность и сброса воды может применяться любое известное скважинное устройство, позволяющее разделить продукцию добывающей скважины на нефть и воду, например, скважинный сепаратор (патент RU №2291291, МПК 8 E21B 43/38, опубл. 10.01.2007 г. или скважинная установка для разделения нефти и воды (патент RU №2290505, МПК 8 E21B 43/38, опубл. 31.12.2006 г.).As a device for downhole separation of oil and
Устройство для внутрискважинного разделение нефти 7 предназначено для отделения структурно-капельной нефти от добываемой продукции и обеспечивающий отделение нефти от воды в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды, при этом разделенная от воды нефть поднимается на поверхность электроцентробежным насосом (на фиг. не показано), а вода сбрасывается в ближайший по разрезу нижележащий водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт 4 (см. фиг.).A device for
В нагнетательную скважину 2 спускают колонну труб 10 оснащенную на нижнем конце всасывающим клапаном 10', а выше пакером 11, а также насосом 12, установленным выше пакера 11. Кроме того колонну труб 10 напротив интервала перфорации 3" продуктивного пласта нагнетательной скважины 2 оснащают радиальными отверстиями 13. Пакер 11 позволяет герметично разделить межколонные пространства 14 и 15 в нагнетательной скважине 2.A
В качестве насоса 12 применяют, например электрический погружной насос, обеспечивающего разработку продуктивного пласта 3. Например, при приемистости пласта 250 м3/сут. применяют электрический погружной насос 12 марки УЭЦНБ5А-250-800 с производительностью 250 м3/сут. и напором 800 м достаточным для разработки продуктивного пласта 3.As the
На приеме насоса 12 установлен датчик напора жидкости 16, связанный с пультом управления размещенным на устье (на фиг. не показано) нагнетательной скважины 2 (см. фиг.).At the intake of
Перед запуском установки в работу герметизируют устье нагнетательной скважины 2. Запускают электрический погружной насос 12 в работу. Электрический погружной насос 12 начинает перекачивать жидкость из межколонного пространства 15 ниже пакера 11, то есть из зоны нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4, по колонне труб 10 через открывшийся всасывающий клапан 11, датчик напора жидкости 16, через радиальные отверстия 13 колонны труб 10 вода попадает в межколонное пространство 15 выше пакера 11, откуда через интервалы перфорации 3″ она задавливается в верхний продуктивный пласт 3 нагнетательной скважины 2, по которому вытесняет продукцию к интервалам перфорации 3' добывающей скважины 1.Before starting the installation into operation, the mouth of the injection well 2 is sealed. The electric
Закачка жидкости из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 нагнетательной скважины 2 в верхний продуктивный пласт 3 продолжается до тех пор, пока не закончится жидкость в межколонном пространстве 15 ниже пакера 11. Это происходит при условии, если производительность электрического погружного насоса 12 превышает поступление (дебит) жидкости в межколонное пространство 15 из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 через интервалы перфорации 4" в межколонное пространство 14 ниже пакера 11.Liquid injection from the lower aquifer and / or oil-produced
Поскольку устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 отключено, то есть нет сброса воды в межколонное пространство 9 добывающей скважины 1 и, соответственно, движения воды из межколонного пространства 9 добывающей скважины 1 через интервалы перфорации 4' по нижнему водоносному пласту и/или выработанному по нефти пласту 4 и выхода воды через интервалы перфорации 4″ в межколонное пространство 15 нагнетательной скважины 2, то происходит снижении уровня жидкости в межколонном пространстве 15 и в колонне труб 10. В определенный момент, при достижении снижении уровня ниже определенного значения, например, ниже 50 метров прекращается поток жидкости (воды) через датчик напора жидкости 16, который реагирует на это и дает сигнал на пульт управления (на фиг. не показано), который и отключает электрический погружной насос 12 (см. фиг.) и включает устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7.Since the device for downhole separation of oil and
При отключении электрического погружного насоса 12 всасывающий клапан 10' закрывается и исключает обратное поступление жидкости из верхнего продуктивного пласта 2.When you turn off the electric
Устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 производит разделение продукции продуктивного пласта 3 на нефть и воду, при этом перекачивает нефть на поверхность по колонне труб 5 добывающей скважины 1, а воду сбрасывает в ближайший по разрезу нижний водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт 4, при этом электрический погружной насос 12 остается отключенным на время заполнения заколонного пространства 15 жидкостью из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4, в который вода (пластовая вода продуктивного пласта 3), разделенная в устройстве для внутрискважинного разделения нефти и воды 7 по колонне труб попадет в межколонное пространство 9 ниже пакера 6, а оттуда она через интервалы перфорации 4′ задавливается в нижний водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт 4. Откуда через интервалы перфорации 4″ попадает в межколонное пространство 15, которое заполняется водой (пластовой водой) из водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4.A device for downhole separation of oil and
В процессе заполнения заколонного пространства 15 жидкость через всасывающий клапан 10' начинает поступать снизу вверх в колонну труб 10. Когда уровень жидкости поднимется до приема электрического погружного насоса 12 и достигнет определенного значения напора, например 500 метров, датчик напора жидкости 16 подает сигнал на включение электрического погружного насоса 12 и отключение устройство для внутрискважинного разделения нефти и воды 7. Далее процесс повторяется как описано выше, т.е. начинается перекачка воды электрическим погружным насосом 12 из нижнего водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 в верхний продуктивный пласт 3 нагнетательной скважины 2.In the process of filling the
При снижении приемистости продуктивного пласта 3 и/или снижении приемистости водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 извлекают эксплуатационное оборудование и осуществляют гидравлический разрыв продуктивного и/или водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4 в добывающей 1 и нагнетательной 2 скважинах, через соответствующие интервалы перфорации 3′ и 3″ в продуктивного пласта 3 и интервалы перфорации 4′ и 4″ водоносного пласта и/или выработанного по нефти пласта 4. Гидравлический разрыв производят любым известным способом, например, способом гидравлического разрыва пласта в скважине (патент RU №2358100, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №16 от 10.06.2009 г.) или способом гидроразрыва пласта (патент РФ №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опуб. 1998 г.).With a decrease in the injectivity of the
После чего в добывающую 1 и нагнетательную 2 скважины вновь спускают эксплуатационное оборудование (как показано на фигуре 2) и продолжают разработку многопластовой нефтяной залежи, как описано выше.After that, production equipment is again lowered into
Предложенный способ разработки многопластовой нефтяной залежи позволяет снизить затраты на подъем продукции и ее последующее сепарирование за счет разделения нефти и воды в интервале перфорации продуктивного пласта добывающей скважины в интервале продуктивного пласта последующим подъемом нефти на поверхность и сбросом воды в ближайший нижний водоносный пласт и/или выработанный по нефти пласт, а наличие насоса в нагнетательной скважине позволяет принудительно перекачивать воду из нижнего пласта в верхний пласт не зависимо от энергии (пластового давления) пластаThe proposed method of developing a multilayer oil reservoir allows to reduce the cost of raising the product and its subsequent separation due to the separation of oil and water in the interval of perforation of the reservoir of the producing well in the interval of the reservoir by subsequent lifting of oil to the surface and discharge of water into the nearest lower aquifer and / or produced oil reservoir, and the presence of a pump in the injection well allows you to forcibly pump water from the lower reservoir to the upper reservoir, regardless of energy and (reservoir pressure) of the reservoir
Возможность проведения гидравлического разрыва пласта при осуществлении способа позволяет увеличить продолжительность реализации способа за счет возможности восстановления гидродинамических параметров пластов (пластового давления, приемистости). Кроме того, на 10-15% повышается эффективность вытеснения продукции из продуктивного пласта за счет использования в качестве вытесняющего агента отделенной воды из того же продуктивного пласта за счет той же минерализации.The ability to carry out hydraulic fracturing during the implementation of the method allows to increase the duration of the method due to the possibility of restoring the hydrodynamic parameters of the formations (reservoir pressure, injectivity). In addition, the efficiency of displacing products from the reservoir by 10-15% increases due to the use of separated water from the same reservoir as the displacing agent due to the same mineralization.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151046/03A RU2491418C1 (en) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Method to develop multizone oil reservoir |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011151046/03A RU2491418C1 (en) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Method to develop multizone oil reservoir |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2011151046A RU2011151046A (en) | 2013-06-20 |
RU2491418C1 true RU2491418C1 (en) | 2013-08-27 |
Family
ID=48785160
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011151046/03A RU2491418C1 (en) | 2011-12-14 | 2011-12-14 | Method to develop multizone oil reservoir |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2491418C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106499370A (en) * | 2016-08-22 | 2017-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for calculating liquid production amount of each interval of layered oil production well for synchronous separate injection and separate production of well groups |
CN111236919A (en) * | 2020-02-27 | 2020-06-05 | 山东省地质科学研究院 | Rock salt mine separate-layer mining pipe column and rock salt mine separate-layer mining method |
RU2774445C1 (en) * | 2021-11-26 | 2022-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for pumping water from the lower layer to the upper one |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2292453C2 (en) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for extracting a formation of hydrocarbons |
RU2303125C1 (en) * | 2006-08-24 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multizone oil reservoir development method |
RU2315863C2 (en) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for multipay field survey and development |
RU2338059C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of development of multibed oil deposits |
-
2011
- 2011-12-14 RU RU2011151046/03A patent/RU2491418C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2292453C2 (en) * | 2005-02-24 | 2007-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for extracting a formation of hydrocarbons |
RU2338059C2 (en) * | 2005-12-05 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Кубаньгазпром" | Method of development of multibed oil deposits |
RU2315863C2 (en) * | 2005-12-06 | 2008-01-27 | Александр Сергеевич Трофимов | Method for multipay field survey and development |
RU2303125C1 (en) * | 2006-08-24 | 2007-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Multizone oil reservoir development method |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN106499370A (en) * | 2016-08-22 | 2017-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method and device for calculating liquid production amount of each interval of layered oil production well for synchronous separate injection and separate production of well groups |
CN111236919A (en) * | 2020-02-27 | 2020-06-05 | 山东省地质科学研究院 | Rock salt mine separate-layer mining pipe column and rock salt mine separate-layer mining method |
CN111236919B (en) * | 2020-02-27 | 2020-11-10 | 山东省地质科学研究院 | Rock salt mine separate-layer mining pipe column and rock salt mine separate-layer mining method |
RU2774445C1 (en) * | 2021-11-26 | 2022-06-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for pumping water from the lower layer to the upper one |
RU2787500C1 (en) * | 2022-08-18 | 2023-01-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing a multilayer oil deposit |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2011151046A (en) | 2013-06-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU753037B2 (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation | |
CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
CA2665035C (en) | A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
RU2520315C2 (en) | Dual production method from two beds in same well | |
RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2290497C1 (en) | Oil extraction method | |
US10436007B2 (en) | Device for discharging liquids accumulated in a well | |
RU2330936C2 (en) | Method of lifting of fluid from well | |
RU2380528C1 (en) | Oil or gas condensate field development method | |
RU2011120072A (en) | METHOD FOR VERTICALLY DIRECTED CRACK FORMATION IN PRODUCTIVE LAYER HYDRAULIC FRACTURE | |
RU2427705C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well | |
RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
RU2729552C1 (en) | Method of extracting gas from water-flooded gas bed | |
EA029770B1 (en) | Oil production method | |
RU2505665C1 (en) | Device for regulation of water cone in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181215 |