RU2481467C1 - Oil deposit development method - Google Patents
Oil deposit development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2481467C1 RU2481467C1 RU2012131091/03A RU2012131091A RU2481467C1 RU 2481467 C1 RU2481467 C1 RU 2481467C1 RU 2012131091/03 A RU2012131091/03 A RU 2012131091/03A RU 2012131091 A RU2012131091 A RU 2012131091A RU 2481467 C1 RU2481467 C1 RU 2481467C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- well
- depending
- development
- pumping
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 8
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 14
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 239000000370 acceptor Substances 0.000 claims description 40
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 31
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 5
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 5
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 3
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи при межскважинной перекачке рабочего агента.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits in the cross-pumping of a working agent.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, с.103].A known method for the development of oil deposits, including the injection of water through injection wells and the selection of oil through production wells [I. Muravyov and others. Development and operation of oil and gas fields. M .: Nedra, 1970, p. 103].
Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции.The known method does not allow to develop an oil reservoir with a high oil recovery coefficient due to flooding of produced products.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины. Из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью нефти; к второй - добывающие скважины с обводненностью нефти, близкой к предельной по экономическим показателям, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе - добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут. Первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. Вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы. В соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности. После этого добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес. Зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. Третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважин на 6-8 мес. При остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа. При эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения [Патент РФ №2047750, кл. E21B 43/20, опубл. 10.11.1995 - прототип].Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing an oil reservoir, comprising pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode and taking oil through production wells. Three groups are distinguished from the stock of producing wells; the first includes producing wells with almost complete water cut of oil; to the second, production wells with an oil water cut close to the maximum in economic indicators and with a liquid flow rate of more than 50 m 3 / day; to the third group, production wells with a water cut of more than 50% and a liquid flow rate of less than 10 m 3 / day . The first group of production wells is operated in a cyclic mode: 2 years, the shutdown of wells, then operation until the water content of the produced products is almost completely water-cut. The second group of wells is divided into zonal subgroups. In the adjacent zonal subgroups in antiphase for 4-6 months, production wells are operated in a cyclic mode: periodic shutdown for the period of decreasing oil-water ratio, then production until the oil-water ratio is increased to the maximum water cut. After that, production wells of all zonal subgroups are stopped for 6-8 months. Zonal subgroups of production wells are formed from the condition of equivalent fluid withdrawal in each zonal subgroup and the presence of production wells of a zonal subgroup in the impact zone of a group of injection wells supplied from a single source of working agent. The third group of producing wells is operated in a cyclic mode: 4-6 months, periodic shutdown for less than a day and production for less than a day, after which shutdown of wells for 6-8 months. When the production wells of the second group are stopped in the zonal subgroups, the injection agent injection volumes are simultaneously reduced to 25% of the average value through the groups of injection wells in the zone of influence of which the zonal subgroup is located. During the operation of production wells, the volume of injection of the working agent is increased to 25% of the average value [RF Patent No. 2047750, cl. E21B 43/20, publ. November 10, 1995 - prototype].
Недостатком известного способа является невысокая нефтеотдача залежи и большие расходы на добычу нефти.The disadvantage of this method is the low oil recovery deposits and high costs of oil production.
В предложенном изобретении решается задача повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки.The proposed invention solves the problem of increasing the stability of the injection wells and the ability to regulate their work depending on the development conditions.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы, межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин, согласно изобретению анализируют условия разработки и возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменения режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки, в скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.The problem is solved in that in a method for developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent into injection wells, acceptors, inter-well pumping of produced water from a donor well and selecting formation products from producing wells, according to the invention, the development conditions and the possibility of simultaneous shutdown of one or more wells are analyzed - acceptors and / or changes in the modes of pumping the working agent into the acceptor wells, depending on the development requirements, replace the electric centrifugal pump in the donor well s to a larger pump with a frequency-controlled drive, based on the assurance of the supply of the working agent without disruption to the acceptor wells, either in the normal mode or in a changing mode when one or more acceptor wells are stopped and / or the working medium injection modes change acceptor wells, depending on development requirements, reduce or increase the frequency of the electric current to power the newly installed pump, depending on the changing mode.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи возникают ситуации, когда часть скважин останавливают или меняют режимы их работы. При этом возникают трудности с закачкой рабочего агента, его становится или слишком много или слишком мало. И то и другое приводит к неоправданным затратам энергии, нарушению режимов разработки, что в конце концов отрицательно сказывается на нефтеотдаче залежи. В предложенном изобретении решается задача повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки, что в конечном результате способствует повышению нефтеотдачи залежи. Задача решается следующим образом.When developing an oil field, situations arise when some of the wells are stopped or their operating modes are changed. In this case, difficulties arise with the injection of the working agent; it becomes either too much or too little. Both of these lead to unjustified energy costs, violation of development modes, which in the end negatively affects the oil recovery of the reservoir. The proposed invention solves the problem of increasing the stability of the injection wells and the ability to regulate their work depending on the development conditions, which ultimately helps to increase the oil recovery of the reservoir. The problem is solved as follows.
При разработке нефтяной залежи выполняют закачку рабочего агента в нагнетательные скважины-акцепторы межскважинной перекачкой пластовой воды от скважины-донора и отбор пластовой продукции из добывающих скважин.When developing an oil field, the working agent is pumped into injection wells-acceptors by inter-well pumping of produced water from a donor well and selection of produced products from producing wells.
Анализируют условия разработки. По условиям разработки на рассматриваемом участке залежи возможно повышение или снижение пластового давления, назначение форсированных отборов пластовой продукции или наоборот технологические выдержки для оседания конусов обводненности и т.п. Все это влечет за собой уменьшение или увеличение объемов закачки рабочего агента, изменение давления закачки. Устанавливают объем закачки рабочего агента, который может быть увеличен или уменьшен вследствие изменения режимов разработки.Analyze development conditions. According to the conditions of development, an increase or decrease in reservoir pressure, the appointment of forced withdrawals of reservoir products, or vice versa, technological excerpts for settling water cones, etc., are possible in the reservoir area under consideration. All this entails a decrease or increase in the injection volume of the working agent, a change in the injection pressure. Set the injection volume of the working agent, which can be increased or decreased due to changes in the development modes.
Анализируют возможность одновременной остановки одной или нескольких скважин-акцепторов. Это может быть связано с аварийными или плановыми остановками скважин акцепторов для очистки скважины и околоскважинной зоны, заменой подземного оборудования и т.п. Устанавливают количество скважин, которое может быть одновременно остановлено и объем закачки рабочего агента, который может быть ограничен вследствие остановок скважин.Analyze the possibility of simultaneous shutdown of one or more acceptor wells. This may be due to emergency or planned shutdowns of acceptor wells for cleaning the well and near-wellbore zone, replacement of underground equipment, etc. Set the number of wells that can be stopped simultaneously and the injection volume of the working agent, which can be limited due to shutdowns of the wells.
Исходя из анализа рассчитывают изменение параметров электроцентробежного насоса в скважине-доноре, которое позволяет изменять режимы закачки рабочего агента в зависимости от меняющихся условий разработки и/или от остановки скважин-акцепторов без замены насоса и без срыва потока рабочего агента. Как правило, такое изменение параметров влечет за собой увеличение мощности насоса.Based on the analysis, the change in the parameters of the electric centrifugal pump in the donor well is calculated, which allows changing the operating agent injection modes depending on changing development conditions and / or the shutdown of acceptor wells without changing the pump and without interrupting the flow of the working agent. As a rule, such a change in parameters entails an increase in pump power.
В скважине-доноре заменяют электроцентробежный насос на насос большей мощности с частотно-регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. При изменении режима закачки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима.In the donor well, the electric centrifugal pump is replaced by a pump with a larger capacity with a variable frequency drive, based on the assurance of the supply of the working agent without disrupting the flow to the acceptor wells, either in the normal mode or in a changing mode when one or more acceptor wells and / or changing the modes of pumping the working agent into acceptor wells, depending on the development requirements. When the injection mode is changed, the frequency of the electric current is reduced or increased to power the newly installed pump, depending on the changing mode.
При замене насоса в скважине-доноре при использовании на участке разработки одной скважины-донора и нескольких скважин-акцепторов при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 30 до 100 м3/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 45 до 80 м3/сут с напором от 1700 до 2500 м, при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 100 до 240 м3/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 125 до 200 м3/сут с напором от 1700 до 2500 м, при суммарном объеме закачки жидкости в скважины-акцепторы от 240 до 500 м3/сут в скважине-доноре устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 250 до 400 м3/сут с напором от 1700 до 2500 м.When replacing a pump in a donor well when using one donor well and several acceptor wells at the development site, with a total volume of liquid injected into acceptor wells from 30 to 100 m 3 / day, an electric centrifugal pump is installed in the donor well with a nominal capacity of 45 up to 80 m 3 / day with a pressure from 1700 to 2500 m, with a total volume of liquid injected into acceptor wells from 100 to 240 m 3 / day, an electric centrifugal pump with a nominal capacity of 125 to 200 m 3 / day s is installed in the donor well head from 17 00 to 2500 m, with a total volume of liquid injected into acceptor wells from 240 to 500 m 3 / day, an electric centrifugal pump with a nominal capacity of 250 to 400 m 3 / day and a pressure from 1700 to 2500 m is installed in the donor well.
При использовании на участке разработки нескольких скважин-доноров и множества скважин-акцепторов при замене насосов во всех скважинах-донорах устанавливают электроцентробежный насос с номинальной производительностью от 160 до 250 м3/сут с напором от 1700 до 2500 м. При этом подбирают количество скважин-акцепторов на одну скважину-донор с суммарным объемом закачки жидкости в скважины-акцепторы от 100 до 240 м3/сут. При наличии скважин-акцепторов, не подсоединенных к скважине-донору, и/или при появлении новых скважин-акцепторов бурят дополнительную скважину-донор и к ней подсоединяют скважины-акцепторы.When several donor wells and many acceptor wells are used at the development site, when replacing pumps, in all donor wells an electric centrifugal pump is installed with a nominal capacity of 160 to 250 m 3 / day and a pressure of 1,700 to 2,500 m. acceptors for one donor well with a total volume of fluid injection into acceptor wells from 100 to 240 m 3 / day. If there are acceptor wells that are not connected to the donor well and / or when new acceptor wells appear, an additional donor well is drilled and acceptor wells are connected to it.
Использование во всех скважинах-донорах насосов со столь узким интервалом по производительности позволяет обеспечить равномерное нагнетание рабочего агента по всему участку разработки и поддерживать одинаковое пластовое давление по всему участку.The use of pumps with such a narrow interval in productivity in all donor wells makes it possible to ensure uniform injection of the working agent throughout the development area and maintain the same reservoir pressure throughout the area.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина залегания продуктивных пластов 1728 м, пластовое давление 153 атм, текущая пластовая температура 35°C, пористость 20,4%, проницаемость 0,656 мкм2, нефтенасыщенность 80,1%, толщина продуктивного пласта 0,8-4,2 м, вязкость нефти в пластовых условиях 4,4 мПа·с, плотность нефти в пластовых условиях 813 кг/м3, коллектор - глинистый песчаник, алевролит.An oil reservoir is developed with the following characteristics: the depth of the productive formations is 1728 m, the reservoir pressure is 153 atm, the current reservoir temperature is 35 ° C, the porosity is 20.4%, the permeability is 0.656 μm 2 , the oil saturation is 80.1%, the thickness of the reservoir is 0.8- 4.2 m, oil viscosity at reservoir conditions 4.4 mPa · s, oil density at reservoir conditions 813 kg / m 3 , the reservoir is clay sandstone, siltstone.
Рабочий агент - пластовую воду добывают в 3 скважинах-донорах и закачивают в 15 скважин-акцепторов. Из 24 добывающих скважин отбирают пластовую продукцию.Working agent - produced water is extracted in 3 donor wells and pumped into 15 acceptor wells. Out of 24 production wells, reservoir products are selected.
Скважины-доноры оснащены электроцентробежными насосами ЭЦН5А-160-1700 и работают в постоянном режиме с частотой тока 50 Гц. При остановке одной скважины-акцептора возникает необходимость снижения дебита скважины-донора, что при данном насосе сопровождается срывом потока рабочего агента. Насос работает на неустановившемся режиме, перегревается и выходит из строя.Donor wells are equipped with ETSN5A-160-1700 electric centrifugal pumps and operate in constant mode with a current frequency of 50 Hz. When one acceptor well is stopped, there is a need to reduce the flow rate of the donor well, which with this pump is accompanied by a disruption in the flow of the working agent. The pump runs in transient mode, overheats and fails.
Анализируют возможность изменения расхода рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от условий разработки. Выявляют, что на залежи несколько понижено пластовое давление и для его восстановления до начального уровня потребуется перевести часть скважин-акцепторов на непродолжительное время порядка 1-2 мес в периодический режим работы. Снижение расхода рабочего агента составит не более 3% от текущего уровня.Analyze the possibility of changing the flow rate of the working agent in the acceptor well, depending on the development conditions. It is revealed that reservoir pressure is somewhat reduced and that to restore it to the initial level, it will be necessary to transfer part of the acceptor wells for a short time of about 1-2 months to a periodic operating mode. Reducing the consumption of the working agent will be no more than 3% of the current level.
Анализируют возможность одновременной остановки скважин-акцепторов. Устанавливают, что количество скважин, которое может быть одновременно остановлено, составляет не более 2. Максимальное снижение расхода рабочего агента в скважины-акцепторы составляет 100 м3/сут, что составляет 28% от текущего уровня.Analyze the possibility of simultaneous shutdown of acceptor wells. It is established that the number of wells that can be simultaneously stopped is not more than 2. The maximum reduction in the consumption of the working agent in acceptor wells is 100 m 3 / day, which is 28% of the current level.
Исходя из анализа рассчитывают изменение параметров электроцентробежного насоса в скважине-доноре, которое позволяет изменять режимы закачки рабочего агента в зависимости от меняющихся условий разработки и/или от остановки скважин-акцепторов без замены насоса и без срыва потока рабочего агента. В данном случае такое изменение составляет не более 55% мощности насоса. Таким условиям соответствует электроцентробежный насос ЭЦН5А-250-1700. Насос имеет номинальную производительность 250 м3/сут и напор 1700 м.Based on the analysis, the change in the parameters of the electric centrifugal pump in the donor well is calculated, which allows changing the operating agent injection modes depending on changing development conditions and / or the shutdown of acceptor wells without changing the pump and without interrupting the flow of the working agent. In this case, this change is not more than 55% of the pump capacity. The electric centrifugal pump ЭЦН5А-250-1700 corresponds to such conditions. The pump has a rated capacity of 250 m 3 / day and a head of 1700 m.
Заменяют в скважинах-донорах электроцентробежный насос на насос большей мощности ЭЦН5А-250-1700. Насос снабжают частотно регулируемым приводом из расчета обеспечения подачи рабочего агента без срыва потока в скважины-акцепторы как в обычном режиме, так и в изменяющемся режиме при остановке одной или нескольких скважин-акцепторов и/или изменении режимов закачки рабочего агента в скважины-акцепторы в зависимости от требований разработки. Таким частотно-регулируемым приводом является привод марки "Электон". При изменении режима закачки уменьшают или увеличивают частоту электрического тока для питания вновь установленного насоса в зависимости от изменяющегося режима в пределах от 45 до 60 Гц. В результате удается обеспечить стабильность работы насоса без срыва потока при остановке скважин-акцепторов или изменении условий разработки, обеспечить возможность регулирования работы нагнетательных скважин в зависимости от условий разработки.In the donor wells, the electric centrifugal pump is replaced with a pump of higher power ЭЦН5А-250-1700. The pump is equipped with a frequency-controlled drive in order to ensure the supply of the working agent without interrupting the flow to acceptor wells, either in the normal mode or in a changing mode when one or more acceptor wells are stopped and / or when the working agent is injected into the acceptor wells from development requirements. Such a variable frequency drive is an Electon brand drive. When the injection mode is changed, the frequency of the electric current is reduced or increased to power the newly installed pump, depending on the changing mode, from 45 to 60 Hz. As a result, it is possible to ensure the stability of the pump without interrupting the flow when shutting down acceptor wells or changing development conditions, and to ensure the possibility of regulating the operation of injection wells depending on the development conditions.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения стабильности работы нагнетательных скважин и возможности регулировать их работу в зависимости от условий разработки, что в конечном результате способствует повышению нефтеотдачи залежи.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the stability of the injection wells and the ability to regulate their work depending on the development conditions, which ultimately helps to increase the oil recovery of the reservoir.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131091/03A RU2481467C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Oil deposit development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012131091/03A RU2481467C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Oil deposit development method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2481467C1 true RU2481467C1 (en) | 2013-05-10 |
Family
ID=48789539
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012131091/03A RU2481467C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Oil deposit development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2481467C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2758326C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-10-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for regulating the operating mode of a well equipped with an electric center pump installation in an inter-well pumping system |
| RU2773403C1 (en) * | 2022-05-18 | 2022-06-03 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for regulating the energy consumption of oil-producing downhole equipment |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2017942C1 (en) * | 1991-02-25 | 1994-08-15 | Леонов Василий Александрович | Method for operation of gas-lift well system |
| RU2047750C1 (en) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| 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 |
| RU2233971C2 (en) * | 2002-07-25 | 2004-08-10 | Полищук Александр Михайлович | Method for extracting an oil deposit |
| RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
| US20110071588A1 (en) * | 1998-05-08 | 2011-03-24 | Jiang Ding | Cardiac pacing using adjustable atrio-ventricular delays |
| RU2415260C2 (en) * | 2006-02-27 | 2011-03-27 | Арчон Текнолоджиз Лтд. | Procedure for extraction of fluid hydrocarbons from underground reservoir (versions) |
-
2012
- 2012-07-23 RU RU2012131091/03A patent/RU2481467C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2017942C1 (en) * | 1991-02-25 | 1994-08-15 | Леонов Василий Александрович | Method for operation of gas-lift well system |
| RU2047750C1 (en) * | 1994-05-30 | 1995-11-10 | Нефтегазодобывающее управление "Усинсктермнефть" | Oil pool development method |
| US20110071588A1 (en) * | 1998-05-08 | 2011-03-24 | Jiang Ding | Cardiac pacing using adjustable atrio-ventricular delays |
| 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 |
| RU2233971C2 (en) * | 2002-07-25 | 2004-08-10 | Полищук Александр Михайлович | Method for extracting an oil deposit |
| RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
| RU2415260C2 (en) * | 2006-02-27 | 2011-03-27 | Арчон Текнолоджиз Лтд. | Procedure for extraction of fluid hydrocarbons from underground reservoir (versions) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2758326C1 (en) * | 2021-04-12 | 2021-10-28 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for regulating the operating mode of a well equipped with an electric center pump installation in an inter-well pumping system |
| RU2773403C1 (en) * | 2022-05-18 | 2022-06-03 | Публичное акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" (ПАО "НК "Роснефть") | Method for regulating the energy consumption of oil-producing downhole equipment |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4711306A (en) | Gas lift system | |
| CN102587873B (en) | Carbon dioxide huff-puff water-control oil-increasing method for horizontal well | |
| RU2417306C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
| US20140000876A1 (en) | Sagd control in leaky reservoirs | |
| RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| Buciak et al. | Polymer-flooding-pilot learning curve: five-plus years' experience to reduce cost per incremental barrel of oil | |
| NO20141023A1 (en) | Improved gas lift system for oil production | |
| RU2336413C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2481467C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2431737C1 (en) | Procedure for development of oil-water deposit | |
| RU2453689C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2401937C1 (en) | Procedure for development of watered oil deposit | |
| CN109025920A (en) | Method for improving yield of horizontal well in low-permeability oil field | |
| CN103912247A (en) | Gas well horizontal well multistage slug process | |
| RU2527432C1 (en) | Method of oil deposit development by water and gas injection | |
| Al-Hamzah et al. | Artificial Lift Method Selection and Design to Enhance Well Production Optimization: A Field case study. | |
| RU2712904C1 (en) | Development method of ultraviscous oil deposit with gas cap | |
| CN108798623B (en) | Natural gas dilution gas lift process parameter optimization method | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| RU2817489C1 (en) | Method for intensification of high-viscosity oil production | |
| RU2795285C1 (en) | Method for developing superviscous oil deposits | |
| RU2557284C1 (en) | Method for development of dome oil formation at last operational stage |