RU2824811C1 - Reservoir pressure maintenance system - Google Patents
Reservoir pressure maintenance system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2824811C1 RU2824811C1 RU2024100562A RU2024100562A RU2824811C1 RU 2824811 C1 RU2824811 C1 RU 2824811C1 RU 2024100562 A RU2024100562 A RU 2024100562A RU 2024100562 A RU2024100562 A RU 2024100562A RU 2824811 C1 RU2824811 C1 RU 2824811C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- intake well
- centrifugal pump
- submersible centrifugal
- water intake
- section
- Prior art date
Links
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 title claims abstract description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 67
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 19
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 12
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 3
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 239000005431 greenhouse gas Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для воздействия на пласт, увеличения нефтеотдачи и улучшения экологической обстановки.The invention relates to the oil industry and can be used to influence the formation, increase oil recovery and improve the environmental situation.
Известна система поддержания пластового давления, включающая сообщающиеся водоводами водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины. Вода подается из водозаборной скважины установкой погружного центробежного насоса в нагнетательные скважины (Абдулин Ф.С. «Добыча нефти и газа» М.: Недра. 1983. с. 61).A reservoir pressure maintenance system is known, which includes a water intake well, connected by water conduits, into which a submersible centrifugal pump is lowered, and injection wells. Water is supplied from the water intake well by a submersible centrifugal pump into the injection wells (Abdulin F.S. "Oil and Gas Production" Moscow: Nedra. 1983. p. 61).
Недостатком известной системы является то, что при ее работе происходит поступление в нагнетательные скважины загрязняющих твердых частиц вследствие выноса твердых частиц и отложений из водозаборной скважины. В результате закачки загрязненной воды в нефтяные пласты происходит их интенсивное засорение, что приводит к быстрому снижению приемистости нагнетательных скважин.The disadvantage of the known system is that during its operation, polluting solid particles enter the injection wells due to the removal of solid particles and sediments from the water intake well. As a result of the injection of contaminated water into oil reservoirs, their intensive clogging occurs, which leads to a rapid decrease in the intake capacity of the injection wells.
Наиболее близкой к заявляемому изобретению является система поддержания пластового давления, включающая водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины, сообщающиеся водоводами с водозаборной скважиной, причем на устье водозаборной скважины водовод оснащен блоком фильтрации, что позволяет сохранить коллекторские свойства пластов на длительный срок (патент РФ на полезную модель № 46808, МПК E 21 B 43/00, 2005).The closest to the claimed invention is a formation pressure maintenance system, including a water intake well, into which a submersible centrifugal pump unit is lowered, and injection wells communicating with the water intake well by water pipes, wherein at the mouth of the water intake well the water pipe is equipped with a filtration unit, which makes it possible to preserve the reservoir properties of the formations for a long period (RU Patent for Utility Model No. 46808, IPC E 21 B 43/00, 2005).
Известная система имеет низкую технологическую и экологическую эффективность воздействия на нефтяные пласты при закачке вод из апт-альб-сеноманского водоносного комплекса на месторождениях Западной Сибири, поскольку эти воды содержат растворенный газ (преимущественно метанового состава - до 98%). Так как при эксплуатации водозаборной скважины давление на приеме установки погружного центробежного насоса ниже по сравнению с давлением насыщения, из воды выделяется свободный газ, который вследствие естественной сепарации у приема насоса отделяется от воды и поступает в затрубное пространство, накапливаясь в нем. При этом давление в затрубном пространстве постепенно повышается. Увеличение давления затрубного газа при эксплуатации водозаборной скважины повышает забойное давление, депрессия на продуктивный пласт снижается, отбор жидкости падает. Широко применяемый на промыслах способ перепуска газа из затрубного пространства нефтяных добывающих скважин в линию через обратный клапан, устанавливаемый на устьевой арматуре, непригоден для водозаборных скважин. Значения давления нагнетания в водоводах, создаваемые погружными центробежными насосами, могут достигать 20 МПа и более, что намного выше не только затрубных, но и пластовых давлений в водозаборных скважинах апт-альб-сеноманского водоносного комплекса. Увеличение затрубного давления вследствие накопления газа приводит к постепенному оттеснению и снижению динамического уровня вплоть до приема насоса, что вызывает срывы подачи и преждевременные отказы оборудования. Поэтому приходится периодически стравливать газ из затрубных пространств водозаборных скважин апт-альб-сеноманского водоносного комплекса, что приводит к увеличению выбросов парникового газа - метана и ухудшению экологической обстановки. Кроме того, закачка воды, недонасыщенной газом, в нефтяные пласты, приводит впоследствии к переходу и растворению части попутного газа в воду из нефти, увеличению плотности и вязкости остаточной нефти, что снижает нефтеотдачу пластов.The known system has low technological and ecological efficiency of impact on oil formations during water injection from the Aptian-Albian-Cenomanian aquifer complex in the fields of Western Siberia, since these waters contain dissolved gas (mainly methane composition - up to 98%). Since during operation of the water intake well the pressure at the intake of the submersible centrifugal pump is lower compared to the saturation pressure, free gas is released from the water, which, due to natural separation at the pump intake, is separated from the water and enters the annular space, accumulating in it. In this case, the pressure in the annular space gradually increases. An increase in the annular gas pressure during operation of the water intake well increases the bottomhole pressure, the depression on the productive formation decreases, and the liquid extraction drops. The method of gas bypass from the annular space of oil producing wells into the line through a check valve installed on the wellhead equipment, which is widely used in the fields, is unsuitable for water intake wells. The values of the injection pressure in water pipelines created by submersible centrifugal pumps can reach 20 MPa and more, which is much higher than not only the annular but also the formation pressures in the water intake wells of the Aptian-Albian-Cenomanian aquifer complex. The increase in the annular pressure due to gas accumulation leads to a gradual displacement and decrease in the dynamic level up to the pump intake, which causes supply failures and premature equipment failures. Therefore, it is necessary to periodically bleed gas from the annular spaces of the water intake wells of the Aptian-Albian-Cenomanian aquifer complex, which leads to an increase in emissions of the greenhouse gas - methane and deterioration of the environmental situation. In addition, the injection of water undersaturated with gas into oil formations subsequently leads to the transition and dissolution of a part of the associated gas into water from oil, an increase in the density and viscosity of the residual oil, which reduces the oil recovery of the formations.
Технической проблемой, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение технологической и экологической эффективности воздействия на пласт путем подавления естественной сепарации свободного газа на приеме насоса и недопущения поступления свободного газа в затрубное пространство.The technical problem that the present invention is aimed at solving is increasing the technological and environmental efficiency of impact on a formation by suppressing the natural separation of free gas at the pump intake and preventing the flow of free gas into the annular space.
Указанная проблема решается тем, что в системе поддержания пластового давления, включающей водозаборную скважину, в которую спущена установка погружного центробежного насоса, и нагнетательные скважины, сообщающиеся водоводами с водозаборной скважиной, причем на устье водозаборной скважины водовод оснащен блоком фильтрации, согласно изобретению, установка погружного центробежного насосаThe said problem is solved by the fact that in a formation pressure maintenance system, including a water intake well, into which a submersible centrifugal pump unit is lowered, and injection wells communicating with the water intake well by water conduits, wherein at the mouth of the water intake well the water conduit is equipped with a filtration unit, according to the invention, a submersible centrifugal pump unit is installed
снабжена предвключенной насосной секцией, подача которой превышает сумму дебита водозаборной скважины по жидкости и расхода свободного газа у приема установки погружного центробежного насоса не менее чем на величину расхода ΔQ, которая определятся по формуле equipped with a pre-switched pump section, the flow rate of which exceeds the sum of the flow rate of the water intake well for liquid and the flow rate of free gas at the intake of the submersible centrifugal pump by at least the flow rate ΔQ, which is determined by the formula
ΔQ = 1,2·VΔQ = 1.2 V гG ·(f·(f cc -f-f нn -f-f кTo ))
где V г, - скорость всплытия пузырьков газа,where V g is the rate of ascent of gas bubbles,
f c — площадь внутреннего сечения эксплуатационной колонны водозаборной скважины, f c — the area of the internal cross-section of the production column of the water intake well,
f н — площадь внешнего сечения предвключенной насосной секции, f n — the area of the external cross-section of the pre-pump section,
f к — площадь внешнего сечения кабельного удлинителя, f к — the area of the outer cross-section of the extension cable,
причем на выходе предвключенной насосной секции выполнены перепускные отверстия для направления смеси вниз в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией и далее на прием установки погружного центробежного насоса, при этом напор предвключенной насосной секции превышает не менее чем на 20% величин гидравлических потерь при движении смеси вниз через перепускные отверстия и в кольцевом зазоре между эксплуатационной колонной водозаборной скважины и предвключенной насосной секцией на участке между перепускными отверстиями и приемом установки погружного центробежного насоса.wherein at the outlet of the pre-switched pump section there are bypass openings for directing the mixture downwards into the annular gap between the production column of the water intake well and the pre-switched pump section and then to the reception of the submersible centrifugal pump installation, wherein the pressure of the pre-switched pump section exceeds by at least 20% the values of hydraulic losses when the mixture moves downwards through the bypass openings and in the annular gap between the production column of the water intake well and the pre-switched pump section in the area between the bypass openings and the reception of the submersible centrifugal pump installation.
Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет обеспечить более технологически и экологически эффективное поддержание пластового давления.The specified set of distinctive features of the invention allows for more technologically and environmentally efficient maintenance of reservoir pressure.
Достигаемый технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации водозаборной скважины погружным центробежным насосом, увеличении нефтеотдачи и улучшении экологической обстановки на промыслах.The achieved technical result consists in increasing the efficiency of operation of a water intake well with a submersible centrifugal pump, increasing oil recovery and improving the environmental situation in the fields.
Схема системы поддержания пластового давления представлена на чертеже.The diagram of the reservoir pressure maintenance system is shown in the drawing.
Система содержит водозаборную скважину 1, в которую спущена установка погружного центробежного насоса 2, и нагнетательную скважину 3 (на схеме показана одна нагнетательная скважина, на месторождении их может быть несколько). Она сообщена водоводом 4 с водозаборной скважиной 3. На устье водозаборной скважины 3 водовод 4 оснащен блоком фильтрации 5. Установка погружного центробежного насоса 2 содержит погружной насос 6 с приемом 7, приводимый в действие погружным электродвигателем 8, электроэнергия к которому подается с поверхности по кабелю 9 и кабельному удлинителю 10. Установка погружного центробежного насоса 2 спущена в водозаборную скважину 1 на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 11 и снабжена предвключенной насосной секцией 12. На выходе предвключенной насосной секции 12 выполнены перепускные отверстия 13 для направления смеси с расходом не менее ΔQ вниз в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины 1 и предвключенной насосной секцией 12 и далее на прием 7 установки погружного центробежного насоса 2. Направление движения части смеси вниз в кольцевой зазор показано на чертеже стрелкой (позиция 14).The system contains a water intake well 1, into which a submersible centrifugal pump 2 is lowered, and a pressure well 3 (the diagram shows one pressure well; there may be several at the field). It is connected by a water conduit 4 to a water intake well 3. At the mouth of the water intake well 3, the water conduit 4 is equipped with a filtration unit 5. The submersible centrifugal pump unit 2 contains a submersible pump 6 with an intake 7, driven by a submersible electric motor 8, to which electric power is supplied from the surface via a cable 9 and a cable extension 10. The submersible centrifugal pump unit 2 is lowered into the water intake well 1 on oil well tubing (OU) 11 and is equipped with a pre-switched pump section 12. At the outlet of the pre-switched pump section 12, bypass openings 13 are made to direct the mixture with a flow rate of at least ΔQ downwards into the annular gap between the production column of the water intake well 1 and the pre-switched pump section 12 and then to the intake 7 of the submersible centrifugal pump unit 2. The direction of movement of part of the mixture downwards into the annular gap is shown in the drawing by an arrow (position 14).
Водозаборная скважина 1 пробурена на пласт 15 апт-альб-сеноманского горизонта, а нагнетательная скважина 3 - на нефтяной пласт 16. В нагнетательной скважине 3 расположены насосно-компрессорные трубы 17 и пакер 18.Water intake well 1 is drilled into layer 15 of the Aptian-Albian-Cenomanian horizon, and injection well 3 is drilled into oil layer 16. Injection well 3 contains pump-compressor pipes 17 and packer 18.
Система поддержания пластового давления работает следующим образом.The reservoir pressure maintenance system operates as follows.
Вода апт-альб-сеноманского горизонта с газом из пласта 15 откачивается установкой погружного центробежного насоса 2, поднимается по НКТ 11 на поверхность, очищается в блоке фильтрации 5, идет по водоводу 4 и закачивается через НКТ 17 в нагнетательную скважину 3 и нефтяной пласт 16. Пакер 18 предотвращает воздействие высокого давления нагнетания на эксплуатационную колонну нагнетательной скважины 3.Water from the Aptian-Albian-Cenomanian horizon with gas from formation 15 is pumped out by a submersible centrifugal pump 2, rises through tubing 11 to the surface, is purified in filtration unit 5, goes through water conduit 4 and is pumped through tubing 17 into injection well 3 and oil formation 16. Packer 18 prevents the impact of high injection pressure on the production string of injection well 3.
При эксплуатации водозаборной скважины 1 давление на приеме 7 установки погружного центробежного насоса 2 снижается по сравнению с давлением насыщения. Из воды выделяется свободный газ.During operation of water intake well 1, the pressure at intake 7 of the submersible centrifugal pump 2 decreases compared to the saturation pressure. Free gas is released from the water.
Однако естественная сепарация свободного газа на приеме 7 установки погружного центробежного насоса 2 подавляется за счет того, что установка погружного центробежного насоса 2 снабжена предвключенной насосной секцией 12. Эта секция 12 эксплуатируется с подачей, превышающей сумму дебита водозаборной скважины 1 по жидкости и расхода свободного газа у приема 7 установки погружного центробежного насоса 2 не менее чем на величину расхода ΔQ. При работе системы часть смеси с подачей, равной сумме дебита водозаборной скважины 1 по жидкости и расхода свободного газа у приема 7, перекачивается секцией 12 в погружной центробежный насос 6. Другая часть смеси с расходом большим, чем ΔQ, через перепускные отверстия 13 направляется вниз (направление показано стрелкой, позиция 14) в кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины 1 и предвключенной насосной секцией 12. При этом обеспечивается скорость нисходящего потока смеси с запасом не менее чем на 20% больше по сравнению со скоростью всплытия пузырьков газа V г, что полностью подавляет процесс естественной сепарации части свободного газа в затрубное пространство.However, natural separation of free gas at intake 7 of the submersible centrifugal pump 2 unit is suppressed due to the fact that the submersible centrifugal pump 2 unit is equipped with a pre-connected pump section 12. This section 12 is operated with a feed exceeding the sum of the flow rate of the water intake well 1 for liquid and the flow rate of free gas at intake 7 of the submersible centrifugal pump 2 unit by no less than the flow rate ΔQ. When the system is operating, part of the mixture with a feed equal to the sum of the flow rate of the water intake well 1 for liquid and the flow rate of free gas at the intake 7 is pumped by section 12 into the submersible centrifugal pump 6. Another part of the mixture with a flow rate greater than ΔQ is directed downwards through bypass openings 13 (the direction is shown by the arrow, position 14) into the annular gap between the production column of the water intake well 1 and the upstream pump section 12. In this case, the velocity of the downward flow of the mixture is ensured with a reserve of at least 20% greater compared to the velocity of the gas bubbles rising V g , which completely suppresses the process of natural separation of a part of the free gas into the annular space.
Для определения величин ΔQ и подачи предвключенной насосной секции 12 предварительно рассчитываются значения скорости всплытия пузырьков газа Г; и расхода свободного газа на приеме 7 по известным методикам (см., например, Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. 2003. 816 с.). Величина дебита водозаборной скважины 1 по жидкости задается технологическим режимом эксплуатации. Значение f c , указывается в паспорте конструкции водозаборной скважины 1, а величины f н и f к определяются по каталогам и паспортам погружного насосного оборудования.To determine the values of ΔQ and the feed of the upstream pump section 12, the values of the gas bubble ascent velocity G and the free gas flow rate at the intake 7 are preliminarily calculated using known methods (see, for example, Mishchenko I.T. Well oil production. Moscow: FSUE Oil and Gas Publishing House of the Gubkin Russian State University of Oil and Gas. 2003. 816 p.). The flow rate of the water intake well 1 for liquid is specified by the technological operating mode. The value of f c is indicated in the design passport of the water intake well 1, and the values of f n and f k are determined from catalogs and passports of the submersible pumping equipment.
Так как напор предвключенной насосной секции 12 превышает не менее чем на 20% величину гидравлических потерь при движении смеси вниз с расходом не менее ΔQ через перепускные отверстия 13 и кольцевой зазор между эксплуатационной колонной водозаборной скважины 1 и предвключенной насосной секцией 12 на участке между перепускными отверстиями 13 и приемом 7 установки погружного центробежного насоса 2, это с запасом обеспечивает надежную подачу нисходящего потока смеси для подавления процесса естественной сепарации газа у приема 7 установки погружного центробежного насоса 2.Since the pressure of the pre-connected pump section 12 exceeds by at least 20% the value of hydraulic losses during the downward movement of the mixture with a flow rate of at least ΔQ through the bypass openings 13 and the annular gap between the production column of the water intake well 1 and the pre-connected pump section 12 in the section between the bypass openings 13 and the intake 7 of the submersible centrifugal pump 2, this with a reserve ensures a reliable supply of the downward flow of the mixture to suppress the process of natural gas separation at the intake 7 of the submersible centrifugal pump 2.
Погружной центробежный насос 6 после поступления в него из предвключенной секции 12 смеси воды и газа повышает давление перекачиваемой среды выше давления насыщения, и газ растворяется в воде. Далее вода с растворенным газом откачивается насосом 6 на поверхность, в водовод 4 и нагнетательную скважину 3. Газ в затрубное пространство не поступает, не накапливается в нем и не отжимает динамический уровень до приема 7 установки погружного центробежного насоса 2, проблема срывов подачи полностью устраняется.Submersible centrifugal pump 6 after the mixture of water and gas enters it from the upstream section 12 increases the pressure of the pumped medium above the saturation pressure, and the gas dissolves in the water. Then the water with the dissolved gas is pumped out by pump 6 to the surface, into the water conduit 4 and the injection well 3. Gas does not enter the annular space, does not accumulate in it and does not squeeze out the dynamic level before the reception 7 of the submersible centrifugal pump 2, the problem of feed failures is completely eliminated.
При этом также предотвращаются выбросы парникового газа (метана) в атмосферу, что способствует улучшению экологической обстановки. Кроме того, закачка в нефтяные пласты воды, насыщенной растворенным углеводородным газом, не приводит к переходу и растворению части попутного газа в воду из нефти, увеличению плотности и вязкости остаточной нефти. Это увеличивает эффективность вытеснения нефти и нефтеотдачу пластов при воздействии.At the same time, greenhouse gas (methane) emissions into the atmosphere are also prevented, which helps improve the environmental situation. In addition, injection of water saturated with dissolved hydrocarbon gas into oil reservoirs does not lead to the transition and dissolution of part of the associated gas into water from oil, an increase in the density and viscosity of the residual oil. This increases the efficiency of oil displacement and oil recovery of reservoirs during exposure.
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет повысить технологическую и экологическую эффективность процесса поддержания пластового давления по сравнению с известными изобретениями, а также обеспечить рост нефтеотдачи пластов.Thus, the proposed technical solution allows to increase the technological and environmental efficiency of the process of maintaining reservoir pressure in comparison with known inventions, as well as to ensure an increase in oil recovery.
Claims (7)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2824811C1 true RU2824811C1 (en) | 2024-08-14 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1675543A1 (en) * | 1988-04-26 | 1991-09-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for maintaining reservoir pressure |
| RU45158U1 (en) * | 2004-12-14 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PRODUCTIVE FLOOR WATERING SYSTEM |
| RU46808U1 (en) * | 2005-04-01 | 2005-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM |
| WO2007112254A2 (en) * | 2006-03-27 | 2007-10-04 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
| RU102056U1 (en) * | 2010-07-20 | 2011-02-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | SYSTEM FOR SUPPORTING PLASTIC PRESSURE WHEN DEVELOPING OIL DEPOSITS |
| US10927653B2 (en) * | 2017-03-10 | 2021-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus, system and method for flow rate harmonization in electric submersible pump gas separators |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1675543A1 (en) * | 1988-04-26 | 1991-09-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for maintaining reservoir pressure |
| RU45158U1 (en) * | 2004-12-14 | 2005-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PRODUCTIVE FLOOR WATERING SYSTEM |
| RU46808U1 (en) * | 2005-04-01 | 2005-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | UNDERGROUND WATER INJECTION SYSTEM |
| WO2007112254A2 (en) * | 2006-03-27 | 2007-10-04 | Shell Oil Company | Water injection systems and methods |
| RU102056U1 (en) * | 2010-07-20 | 2011-02-10 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | SYSTEM FOR SUPPORTING PLASTIC PRESSURE WHEN DEVELOPING OIL DEPOSITS |
| US10927653B2 (en) * | 2017-03-10 | 2021-02-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus, system and method for flow rate harmonization in electric submersible pump gas separators |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN112761583B (en) | Underground hydraulic lifting in-situ sand prevention and sand removal oil extraction and gas production system and method | |
| US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
| US7249634B2 (en) | Apparatus for production in oil wells | |
| CN103321613A (en) | Method and device for exploiting coal bed methane by discharging water and pulverized coal | |
| CN108979614A (en) | Ground oil-water separation injection-production system in same well | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| CN110593846A (en) | Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string | |
| CN109915082A (en) | A device and method for exploiting offshore heavy oil reservoirs | |
| RU2824811C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
| CN2307102Y (en) | Downhole Oil-Water Separation Water Injection Production Device | |
| CN203412552U (en) | Water and pulverized coal discharging coal-bed methane mining device | |
| RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| RU2550613C2 (en) | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation | |
| CN110529082A (en) | A kind of gas-liquid separation tubing string for offshore gas well liquid discharging gas producing | |
| CN1271313C (en) | Crude oil recovery system | |
| RU2821075C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
| CN1118614C (en) | Sand-discharge oil production method and equipment | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
| RU2553110C2 (en) | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2821934C1 (en) | Water intake well operation method | |
| RU2821078C1 (en) | Method for operation of water-flooded gas and gas condensate wells | |
| RU89605U1 (en) | OIL PRODUCTION DEVICE | |
| RU2190087C2 (en) | Process of extraction of well fluid | |
| RU2812377C1 (en) | Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor |