RU2494236C1 - Способ разработки нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494236C1 RU2494236C1 RU2012144228/03A RU2012144228A RU2494236C1 RU 2494236 C1 RU2494236 C1 RU 2494236C1 RU 2012144228/03 A RU2012144228/03 A RU 2012144228/03A RU 2012144228 A RU2012144228 A RU 2012144228A RU 2494236 C1 RU2494236 C1 RU 2494236C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- wells
- pressure
- constant
- reservoir
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 238000011161 development Methods 0.000 title abstract description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 77
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 77
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 230000008439 repair process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 abstract description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 4
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 238000012790 confirmation Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 230000010363 phase shift Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000289659 Erinaceidae Species 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000414 obstructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011085 pressure filtration Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 230000002123 temporal effect Effects 0.000 description 1
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи. Обеспечивает возможность определения производительности закачки нагнетательных скважин и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Сущность изобретения: при разработке нефтяной залежи ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. Выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками. Выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи.
Известны промысловые нестационарные гидродинамические способы исследования пластов, в которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, с последующей математической обработкой полученных результатов исследования для расчета фильтрационных параметров пласта в призабойной зоне скважины. (Бузинов С.Н., Умрихин И.Д. Исследование нефтяных и газовых скважин и пластов. М.: Недра, 1984, стр.84-85, 114-115, 127-129).
Недостатком известных нестационарных гидродинамических методов является то, что регистрация дебита и давления, для исключения влияния ствола скважины (влияния притока жидкости в скважину после ее остановки на устье) на результаты измерений, осуществляется на забое скважины с помощью глубинных измерительных приборов. Использование глубинных приборов увеличивает материальные затраты и трудоемкость проведения промысловых исследований. Кроме того, класс точности глубинных приборов существенно ниже по сравнению с устьевыми датчиками, что не позволяет проводить качественные промысловые замеры.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины, согласно которому проводят промысловые гидродинамические исследования скважин, при которых осуществляют гидродинамическое возмущение давления в исследуемом пласте путем периодического или непериодического во времени изменения дебита скважины, регистрацию временных зависимостей дебита и давления, при этом давление и дебит измеряют на устье скважины, давление измеряют одновременно в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве, получают частотные зависимости отношения амплитуды давления к дебиту и сдвига фаз между ними, проводят расчет отношения амплитуд и сдвига фаз компонент частотного спектра (гармоник) давления к дебиту, приведенных к забою скважины, т.е. комплексного импеданса призабойной зоны, по формулам, полученным из представления конструктивных объемов скважины эквивалентной электрической схемой, включающей две последовательные коаксиальные линии и сосредоточенную емкость в точке их соединения, для соответствующих точек измерения давления, а для расчета фильтрационных параметров пласта для используемого непериодического вида воздействия из частотной зависимости импеданса получают временную зависимость давления или дебита, приведенных к забою скважины (Патент РФ №2445455, опубл. 20.03.2012 - прототип).
Недостатком известного способа является невозможность определения производительности закачки и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков и необходимость ремонта нагнетательной скважины.
В предложенном изобретении решается задача определения производительности закачки и влияния на закачку заколонной циркуляции или перетоков. Конечным выводом является необходимость ремонта нагнетательной скважины.
Задача решается тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, согласно изобретению, добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками, выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт и варьированием расхода от 0 до максимально возможного, контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, при увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению, при положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.
Сущность изобретения
В настоящее время при проведении бесподходных геофизических исследований (без подъема колонны насосно-компрессорных труб) на герметичность эксплуатационной колонны и профиль приемистости нагнетательных скважин ввиду наложения различных негативных факторов (грязь в зумпфе, малый зумпф, человеческий фактор при подготовке скважины и самом исследовании) имеются случаи выдачи неоднозначного заключения, как то «возможная», «слабая» заколонная циркуляция или перетоки до глубины, где по разрезу не выделен коллектор, способный принимать закачиваемую воду. Уточнение и детализация аналогичных заключений требует подхода бригады подземного или капитального ремонта скважины для промывки скважины с последующим исследованием при поднятой колонне насосно-компрессорных труб. Встречаются случаи привлечения бригады капитального ремонта для изоляции заколонной циркуляции и неподтверждение в процессе ремонта данных о перетоках. Все это приводит к значительным непроизводительным финансовым затратам. В предложенном изобретении решается задача прямого уточнения производительности закачки в нагнетательные скважины с использованием средств автоматизации и уточнение необходимости проведения ремонта скважины. Задача решается следующим образом.
Разрабатывают нефтяную залежь. Ведут отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением с сохранением среднесуточного отбора жидкости. Ежесуточный дебит определяют расчетом по динамограмме контроллером, либо по счетчику количества жидкости. Режим эксплуатации с постоянным забойным давлением описывается функцией:
Q=f(Pпл; Кпрод) при Рзаб=const
тогда как режим эксплуатации с постоянным отбором описывается функцией
Рзаб=f(Рпл; Кпрод) при Q=const.
где Q - дебит добывающей скважины,
Pпл - пластовое давление,
Кпрод - коэффициент продуктивности скважины,
Рзаб - забойное давление в скважине.
Таким образом, контролируя ежесуточный дебит скважины, можно проследить изменение состояния пластовой энергии (Кпрод принимаем условно постоянной величиной в коротком временном интервале). На нагнетательной скважине с имеющимися данными о заколонной циркуляции или ее возможном наличии задают циклический режим эксплуатации с расходом агента закачки от 0 до максимально возможного. Продолжительность цикла зависит от коллекторских свойств эксплуатируемого объекта - чем более высокие значения фильтрационно-емкостных свойств, тем менее продолжительные достаточны циклы. В среднем периоды составляют от одной недели до нескольких месяцев и года. Ежесуточную закачку при циклическом режиме рекомендуется вести в объеме на уровне равном или более (предпочтительнее), чем до перевода в циклический режим. Задачей данного этапа является создание фильтрационных волн давления в результате смены роста пластового давления на его снижение. Даже при неизменном объеме суммарного поступления жидкости в пласт за отчетный период изменяется характер ее поступления в пласт, что приводит к разнонаправленному изменению величины пластового давления. Изменение количества поступающей жидкости в резервуар коллектора должно приводить к изменению пластовой энергии на величину, зависящую от объема жидкости и самого коллектора. Контроль ежесуточных значений времени работы и дебита добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления позволяет оценить изменения состояния пластовой энергии, обусловленные дискретным поступлением жидкости в исследуемую нагнетательную скважину. Из функциональной зависимости, описанной выше, следует, что при постоянном забойном давлении увеличение пластового давления будет приводить к увеличению дебита скважины, а соответственно и к увеличению времени работы скважины (т.к. при режиме заданного забойного давления - режиме откачки - скважина с штанговым глубинным насосом эксплуатируется не полные сутки), и, наоборот- при снижении пластового давления дебит скважины, а значит и время работы будут уменьшаться На основании данного анализа определяют производительность закачки и влияние на закачку заколонной циркуляции или перетоков, т.е., если дискретное поступление закачиваемого агента приводит к аналогичному циклическому изменению дебита скважины и времени работы штангового глубинного насоса в режиме откачки с заданным забойным давлением с отставанием по времени, необходимым для достижения волны давления забоя добывающей скважины. Для исключения наложения на результат посторонних факторов необходимо создать, как минимум, 2-х кратное подтверждение изменения времени работы и дебита на изменение режима закачки, т.е. провести 2 более цикла. При обработке результатов оценивается изменение отборов нефти из добывающей скважины, соответствующих минимальному объему закачки в нагнетательную скважину и максимальному. Решение о необходимости ремонта по ликвидации заколонной циркуляции принимается исходя из расчета экономической эффективности производимой закачки - если разность по дебиту нефти при минимальной и максимальной закачке обеспечивает затраты на закачку в нагнетательную скважину с необходимым индексом доходности (индивидуален для разных компаний), то ремонт не целесообразно проводить. Также необходимо помнить, что эффективность работ по ликвидации заколонных перетоков крайне низка и является крайней мерой.
Заявленный способ может быть реализован при следующих условиях:
1. Величина пластового давления в залежи - в пределах, предусмотренных проектом разработки, но не ниже давления насыщеня нефти газом;
2. Заданное забойное давление - оптимальное давление из условий необходимого отбора и создания градиента давления, обеспечивающего активную фильтрацию в межскважинном пространстве, (для горизонтов Девона - ниже пластового давления не менее чем на 2,5 МПа, для горизонтов Карбона - ниже пластового не менее чем на 1,0 МПа);
3. Вязкость нефти - до 200 мПа·с
4. Плотность попутно добываемой и нагнетаемой воды 1,00-1,18 г/см3;
5. Наличие расположенного ниже основного эксплуатационного объекта (может состоять из одного или нескольких пластов) принимающего пласта;
6. Коллектора эксплуатационного объекта - терригенные;
7. Пористость - 11% и более;
8. Проницаемость - более 30 мД;
9. Приемистость нагнетательных скважин при дискретной закачке -максимальная для данной скважины, ограничиваемая техническими возможностями;
10. Продолжительность циклов возмущения - от 10 суток до 6 месяцев;
11. Продолжительность исследований - от 1 месяца и более;
12. Наличие одной или более реагирующих добывающих скважин.
Выявляют нагнетательную скважину с неявно выраженной заколонной циркуляцией. Выявленную нагнетательную скважину запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0. Контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением. При увеличении продолжительности работы добывающих скважин, определяют степень производительности закачки по увеличивающемуся пластовому давлению. При положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.
Пример конкретного выполнения
Разрабатывают нефтяную залежь со следующими характеристиками: глубина - 1100 м, пластовая температура - 25°C, пластовое давление - 5,5 МПа, пористость 20%, проницаемость - 150 мД, нефтенасыщенность - 70%, вязкость нефти - 45 сст, плотность нефти - 900 кг/м3, коллектор - терригенный. Залежь разрабатывают заводнением. Отбирают пластовую продукцию через 4 добывающие скважины со средним дебитом 5 м3/сут, закачивают рабочий агент - пластовую воду через 2 нагнетательные скважины со средней приемистостью 30 м3/сут.
Добывающая скважина работает в режиме постоянного обора с дебитом 5 м3/сут и обводненностью 10%. Ближайшая нагнетательная скважина вводится из бурения с данными о заколоной циркуляции, работает в постоянном режиме с приемистостью 25 м3/сут. Переводят нагнетательную скважину в циклический режим эксплуатации от максимально возможного расхода 30 м3/сут до 0, т.е. с дискретным поступлением жидкости в пласт. Закачку проводят в течение 12 месяцев с максимальной возможной приемистостью - 30 м3/сут при давлении 9 МПа. Затем скважину останавливают (поступление жидкости в пласт - 0 м3/сут). Продолжительность второго периода - 7 месяцев
В начале работ переводят добывающую скважину в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, равным 3 МПа, при этом дебит устанавливают равным 5 м3/сут, а время работы скважины составляет 10 часов в сутки. В течение 12 месяцев следят за изменением времени работы скважины при постоянном забойном давлении. Через 12 месяцев произошло увеличение времени работы добывающей скважины с 10 часов в сутки до 21 часа в сутки, что свидетельствует об увеличении пластового давления (при условии неизменности Кпрод и Рзаб) в 21/10 раза. Далее, после остановки закачки, время работы добывающей скважины в режиме откачки с заданным забойным давлением снизилось за 2 месяца с достигнутых 21 часа в сутки до 13 часов в сутки (при дальнейшем простое нагнетательной скважины еще в течение 5 месяцев время работы далее не уменьшалось), что свидетельствует о снижении пластового давления в залежи на оценочную величину равную 21/13 раза. Для подтверждения того факта, что рост пластового давления и последующее его снижение вызвано именно дискретным поступлением агента закачки в нагнетательную скважину произвели, по истечении 7 месяцев после остановки закачки, повторный запуск нагнетательной скважины в работу с приемистостью 50 м3/сут. при давлении 14 МПа на 1 месяц. За этот месяц время работы добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления вновь увеличилось с 13 часов в сутки до 18 часов в сутки. Зафиксированный повторный факт изменения режима работы добывающей скважины в режиме постоянного забойного давления, вслед за изменением режима работы нагнетательной, свидетельствует о том, что закачиваемый в нагнетательную скважину с данными о заколонной циркуляции агент обеспечивает увеличение пластового давления в основном эксплуатационном объекте, что подтверждается увеличением времени работы и дебита добывающей скважины, работающей в режиме откачки с постоянным забойным давлением. Таким образом, закачка 10960 м3 воды в нагнетательную скважину с данными о заколонной циркуляции, обеспечили дополнительную добычу нефти в количестве 1600 т.
Вывод: подтверждена производительная закачка, обеспечивающая повышение пластового давления в залежи не смотря на имеющиеся данные о заколонной циркуляции в нижележащий пласт. Выявлено однозначное влияние нагнетательной скважины на добывающую. Ремонт нагнетательной скважины не нужен. После проведенных исследований добывающей скважине назначается режим постоянного забойного давления (режим откачки).
Применение данного способа позволит выявить непрозводительную закачку в системе поддержания пластового давления и сократить затраты на привлечение бригады для дополнительных исследований, предотвратить неэффективное использование инвестиций на капитальный ремонт скважин, когда не подтверждается наличие заколонной циркуляции уже в процессе ремонта.
Claims (1)
- Способ разработки нефтяной залежи, включающий отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины, отличающийся тем, что добывающие скважины, эксплуатирующиеся штанговыми глубинными насосами, переводят с режима эксплуатации с постоянным отбором в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, выявляют нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками, выявленные нагнетательные скважины запускают под закачку в периодическом режиме с дискретным поступлением жидкости в пласт варьированием от максимально возможного расхода до 0, контролируют продолжительность работы добывающих скважин, переведенных в режим эксплуатации с постоянным забойным давлением, при увеличении продолжительности работы добывающих скважин определяют производительность закачки по увеличивающемуся пластовому давлению, при положительной производительности закачки нагнетательные скважины с неявно выраженной заколонной циркуляцией или перетоками запускают в работу без ремонта, а добывающие скважины продолжают эксплуатировать в режиме эксплуатации с постоянным забойным давлением.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012144228/03A RU2494236C1 (ru) | 2012-10-17 | 2012-10-17 | Способ разработки нефтяной залежи |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012144228/03A RU2494236C1 (ru) | 2012-10-17 | 2012-10-17 | Способ разработки нефтяной залежи |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2494236C1 true RU2494236C1 (ru) | 2013-09-27 |
Family
ID=49254083
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012144228/03A RU2494236C1 (ru) | 2012-10-17 | 2012-10-17 | Способ разработки нефтяной залежи |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2494236C1 (ru) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2614834C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения |
| RU2634589C2 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-11-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тольяттинский государственный университет" | Низкошумная электротрансформаторная подстанция закрытого типа |
| RU2681132C1 (ru) * | 2018-01-22 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2701761C1 (ru) * | 2018-11-22 | 2019-10-01 | Арам Аветикович Давтян | Способ управления добычей нефти на зрелом обособленном нефтяном месторождении |
| CN113790045A (zh) * | 2020-05-25 | 2021-12-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于油水井压力耦合分析的低效水循环矿场识别方法 |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2132937C1 (ru) * | 1998-09-09 | 1999-07-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости |
| US6128579A (en) * | 1997-03-14 | 2000-10-03 | Atlantic Richfield Corporation | Automated material balance system for hydrocarbon reservoirs using a genetic procedure |
| RU2273728C1 (ru) * | 2004-07-16 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ доразработки нефтяного месторождения (варианты) |
| RU2336413C1 (ru) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| RU2007121160A (ru) * | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Валерий Петрович Дыбленко (RU) | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины |
| RU2445455C2 (ru) * | 2010-04-19 | 2012-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" | Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины |
| US8176979B2 (en) * | 2008-12-11 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Injection well surveillance system |
-
2012
- 2012-10-17 RU RU2012144228/03A patent/RU2494236C1/ru active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6128579A (en) * | 1997-03-14 | 2000-10-03 | Atlantic Richfield Corporation | Automated material balance system for hydrocarbon reservoirs using a genetic procedure |
| RU2132937C1 (ru) * | 1998-09-09 | 1999-07-10 | Закиров Сумбат Набиевич | Способ разработки месторождений с нефтями повышенной вязкости |
| RU2273728C1 (ru) * | 2004-07-16 | 2006-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ доразработки нефтяного месторождения (варианты) |
| RU2007121160A (ru) * | 2007-05-25 | 2008-11-27 | Валерий Петрович Дыбленко (RU) | Способ разработки месторождений полезных ископаемых, добываемых через скважины |
| RU2336413C1 (ru) * | 2007-09-03 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
| US8176979B2 (en) * | 2008-12-11 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Injection well surveillance system |
| RU2445455C2 (ru) * | 2010-04-19 | 2012-03-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Казанский (Приволжский) федеральный университет" | Способ определения фильтрационных параметров призабойной зоны пласта и обнаружения дефектов в конструкции скважины |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2634589C2 (ru) * | 2016-02-24 | 2017-11-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тольяттинский государственный университет" | Низкошумная электротрансформаторная подстанция закрытого типа |
| RU2614834C1 (ru) * | 2016-02-29 | 2017-03-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нефтяной залежи с использованием нестационарного заводнения |
| RU2681132C1 (ru) * | 2018-01-22 | 2019-03-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Состав для химической обработки прискважинной зоны пласта |
| RU2701761C1 (ru) * | 2018-11-22 | 2019-10-01 | Арам Аветикович Давтян | Способ управления добычей нефти на зрелом обособленном нефтяном месторождении |
| CN113790045A (zh) * | 2020-05-25 | 2021-12-14 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于油水井压力耦合分析的低效水循环矿场识别方法 |
| CN113790045B (zh) * | 2020-05-25 | 2024-01-23 | 中国石油化工股份有限公司 | 基于油水井压力耦合分析的低效水循环矿场识别方法 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2577568C1 (ru) | Способ интерпретации измерений скважинного дебита во время скважинной обработки | |
| US9702247B2 (en) | Controlling an injection treatment of a subterranean region based on stride test data | |
| US9574443B2 (en) | Designing an injection treatment for a subterranean region based on stride test data | |
| US9500076B2 (en) | Injection testing a subterranean region | |
| RU2494236C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| WO2021119324A1 (en) | Spectral analysis and machine learning for determining cluster efficiency during fracking operations | |
| CN107608940B (zh) | 一种油井间抽周期确定方法 | |
| US10208548B2 (en) | Method for detecting gain or loss of drilling fluid in a drilling installation associated calculation system and associated drilling installation | |
| WO2018084871A1 (en) | Real-time model for diverter drop decision using das and step down analysis | |
| CN108518218A (zh) | 一种非常规油气藏多段压裂水平井单井动态储量确定方法 | |
| RU111190U1 (ru) | Нефтедобывающая скважина с искусственным интеллектом | |
| US9476295B2 (en) | Plunger fall time identification method and usage | |
| RU2680566C1 (ru) | Способ определения профиля притока в низкодебитных горизонтальных скважинах с многостадийным гидроразрывом пласта | |
| Hou et al. | Integration of real-time monitoring and data analytics to mitigate sand screenouts during fracturing operations | |
| RU2108460C1 (ru) | Способ установления пластового давления на нефтяной залежи | |
| CN111413206B (zh) | 水击压力波信号模拟系统 | |
| RU2695183C1 (ru) | Способ нестационарного отбора жидкости из коллектора трещинно-порового типа | |
| CN111963161A (zh) | 确定隐性不正常油井的方法及装置 | |
| RU2539445C1 (ru) | Способ определения пластового давления в нефтяной скважине, оборудованной погружным электронасосом | |
| RU2540718C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US11643927B2 (en) | Using distributed acoustic sensing (DAS) cumulative strain to relate near wellbore completions performance and far-field cross well communication | |
| RU2720848C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи с межпластовыми перетоками | |
| RU2328593C1 (ru) | Способ интенсификации добычи нефти из скважин с заводненным коллектором | |
| CN109884135B (zh) | 油气两相流动型态表征方法及装置 | |
| RU2734202C1 (ru) | Способ исследования горизонтальных скважин с многостадийным гидравлическим разрывом пласта в низкопроницаемых коллекторах |