RU2211314C1 - Method of fluid injection into formation - Google Patents
Method of fluid injection into formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211314C1 RU2211314C1 RU2002100556A RU2002100556A RU2211314C1 RU 2211314 C1 RU2211314 C1 RU 2211314C1 RU 2002100556 A RU2002100556 A RU 2002100556A RU 2002100556 A RU2002100556 A RU 2002100556A RU 2211314 C1 RU2211314 C1 RU 2211314C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- injection
- formation
- pipe
- Prior art date
Links
Landscapes
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к разработке нефтяных месторождений, и может быть использовано при поддержании пластового давления путем закачки воды в пласт, а также при закачке в пласт реагентов для увеличения нефтеотдачи пластов. The proposal relates to the oil industry, in particular to the development of oil fields, and can be used to maintain reservoir pressure by injecting water into the reservoir, as well as when injecting reagents into the reservoir to increase oil recovery.
Известны системы транспортирования воды для поддержания давления, содержащие водоводы, насосы, разводящие водоводы, нагнетательные скважины [см. кн. Еронин В.А. и др. Эксплуатация системы заводнения пластов. - М.: Недра, 1967, с. 142 или патент RU 2166071, кл. Е 21 В 43/20, опубл. 27.04.2001]. Known systems for transporting water to maintain pressure, containing water conduits, pumps, distributing water conduits, injection wells [see Prince Eronin V.A. and others. The operation of the waterflooding system. - M .: Nedra, 1967, p. 142 or patent RU 2166071, cl. E 21 B 43/20, publ. 04/27/2001].
Недостатком этих систем являются высокие материальные затраты, связанные как с наличием большого числа оборудования для доставки и закачки воды в пласт, так и с тем, что необходимое количество воды для закачки в пласт сначала нужно подготовить на очистных сооружениях. The disadvantage of these systems is the high material costs associated with the presence of a large number of equipment for the delivery and injection of water into the reservoir, and with the fact that the necessary amount of water for injection into the reservoir must first be prepared at the treatment facilities.
Известны также способы разработки нефтяных месторождений с применением вторичных методов добычи нефти путем нагнетания воды или газа на площади залежи через специально пробуренные для этой цели нагнетательные скважины или через добывающие скважины, специально переоборудованные под закачку реагента [см. кн. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.84] . There are also known methods of developing oil fields using secondary methods of oil production by injecting water or gas in the reservoir area through specially drilled injection wells for this purpose or through production wells specially converted for reagent injection [see Prince Oil production reference book. - M .: Nedra, 1974, p. 84].
Известен также способ заводнения малопроницаемых терригенных коллекторов, включающих глинистые минералы, предусматривающий закачку в пласт воды с минерализацией не менее 60 г/л [ см. Инструкция по технологии выработки запасов нефти из малопроницаемых терригенных коллекторов Д0 и Д1 месторождений Татарии, РД 39-02-147585-015-87, Бугульма, 1987, 21с].There is also known a method of flooding low-permeable terrigenous reservoirs, including clay minerals, which involves injecting water into the reservoir with mineralization of at least 60 g / l [see Instructions for the technology of oil reserves from low-permeable terrigenous reservoirs D 0 and D 1 deposits of Tataria, RD 39-02 -147585-015-87, Bugulma, 1987, 21c].
Недостатками этих способов являются высокие капитальные затраты на осуществление способа, связанные с необходимостью бурения специальной скважины для отбора пластовой воды, в частности из того же горизонта, к которому приурочен разрабатываемый глинистый коллектор, или отдельной скважины, предназначенной под закачку воды или реагента. The disadvantages of these methods are the high capital costs of implementing the method, associated with the need to drill a special well to select formation water, in particular from the same horizon as the developed clay reservoir, or a separate well designed to pump water or reagent.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к предлагаемому является способ закачки воды в нефтяной пласт [см. а.с. СССР 283120, Е 21 В 43/00, опубл. БИ 31 за 1970], включающий бурение нагнетательной скважины, вскрытие нефтяного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового покера, закачку жидкости в пласт. The closest in technical essence and the achieved result to the proposed one is a method of pumping water into an oil reservoir [see A.S. USSR 283120, E 21 B 43/00, publ. BI 31 for 1970], including drilling an injection well, opening an oil and aquifer, lowering a string of pipes, installing inter-layer poker, injecting fluid into the formation.
Достоинством способа является то, что сокращается количество водозаборных скважин и, как следствие, происходит снижение материальных затрат. The advantage of this method is that the number of water wells is reduced and, as a result, there is a reduction in material costs.
Недостатком способа является ограниченность использования, т.к. технологическая эффективность его обусловлена жестким требованием - расположением водоносного и нефтяного пластов, водоносный расположен выше нефтяного, и режимом непрерывной подачи воды. The disadvantage of this method is the limited use, because its technological efficiency is due to the strict requirement - the location of the aquifer and oil strata, the aquifer is located above the oil, and the mode of continuous water supply.
Кроме того, продолжительность эффективной эксплуатации впрямую зависит от работы технических средств, в частности двигателя - срока службы обмотки и прочности кабеля. In addition, the duration of effective operation directly depends on the operation of technical means, in particular the motor - the service life of the winding and the strength of the cable.
Технической задачей предлагаемого способа закачки жидкости в пласт является повышение эффективности закачки за счет изменения режима подачи жидкости, расширения функциональных возможностей за счет реагентной закачки при повышении нефтеотдачи пластов и исключения зависимости от расположения пластов, а также увеличение продолжительности срока эффективной эксплуатации за счет повышения надежности работы технических средств. The technical objective of the proposed method of injecting fluid into the reservoir is to increase the efficiency of injection by changing the mode of fluid supply, expanding the functionality by reagent injection while increasing oil recovery and eliminating dependence on the location of the formations, as well as increasing the duration of effective operation by increasing the reliability of technical funds.
Поставленная техническая задача решается описываемым способом закачки жидкости в нефтяной пласт, включающим бурение нагнетательной скважины, вскрытие нефтяного и водоносного пластов, спуск колонны труб, установку межпластового покера, подачу жидкости в пласт. The stated technical problem is solved by the described method of pumping fluid into an oil reservoir, including drilling an injection well, opening an oil and aquifer, lowering a pipe string, installing inter-layer poker, supplying fluid to the reservoir.
Новым является то, что в нагнетательную скважину спускают двойную колонну труб, а над вскрытыми пластами устанавливают дополнительный пакер, при этом на нижний конец одной из труб устанавливают в интервале водоносного пласта, соединяют эту трубу с накопительной емкостью на устье скважины, для воды или реагентов для повышения нефтеизвлечения, и оборудуют глубинным насосом для подачи воды из водоносного пласта в накопительную емкость, нижний конец другой трубы устанавливают в интервале нефтяного пласта, соединяют эту трубу с накопительной емкостью, оборудуют пультом управления и нагнетательным насосом для откачки воды или реагентов из накопительной емкости, причем закачку в нефтяной пласт производят в постоянном или циклическом, или импульсном режиме под контролем пульта управления. What is new is that a double string of pipes is lowered into the injection well, and an additional packer is installed above the exposed formations, while the lower end of one of the pipes is installed in the interval of the aquifer, this pipe is connected to the storage tank at the wellhead, for water or reagents for increase oil recovery, and equipped with a deep pump for supplying water from the aquifer to the reservoir, the lower end of the other pipe is installed in the interval of the oil reservoir, connect this pipe to the reservoir th capacity, equipped control unit and a pressure pump for pumping water and reactants from the storage capacitance, the injection into the oil reservoir to produce a constant or cyclic, or a pulse mode under the control of the control panel.
Новым является также то, что при закачке реагентов для повышения нефтеизвлечения трубу, нижний конец которой с глубинным насосом установлен в интервале водоносного пласта, отключают, а закачку реагентов производят через другую трубу. Also new is the fact that when injecting reagents to increase oil recovery, the pipe, the lower end of which with a deep pump is installed in the interval of the aquifer, is turned off, and the reagents are injected through another pipe.
Совокупность отличительных признаков позволяет расширить функциональные возможности способа закачки воды в нефтяной пласт за счет изменения режима подачи жидкости - производить закачку постоянно, например, при поддержании пластового давления, последовательно, циклически или импульсивно, например, при вторичных способах добычи нефти, учитывая реологические свойства как вытесняемых нефтей, так и закачиваемых для этой цели реагентов. Технологические возможности предлагаемого способа позволяют исключить зависимость эффективной эксплуатации скважины от расположения водоносных и нефтяных пластов и оставаться работоспособным как при условии - водоносный - нефтяной, так и нефтяной - водоносный. Кроме того, способ является экономически выгодным как с точки зрения бурения одной скважины вместо двух, как минимум, так и при вторичных реагентных способах повышения нефтеотдачи пластов, когда после закачки первой оторочки необходимо производить закачку второй и т.д. оторочек из разного компонентного состава или просто перейти на закачку пластовой или технической воды. The set of distinctive features allows you to expand the functionality of the method of pumping water into the oil reservoir by changing the mode of fluid supply - to inject continuously, for example, while maintaining reservoir pressure, sequentially, cyclically or impulsively, for example, with secondary methods of oil production, taking into account the rheological properties as displaced oils and reagents injected for this purpose. The technological capabilities of the proposed method make it possible to exclude the dependence of effective well operation on the location of aquifers and oil strata and to remain operational both under the condition of - aquifer - oil, and oil - aquifer. In addition, the method is economically advantageous both from the point of view of drilling one well instead of two, at least, and with secondary reagent methods of increasing oil recovery, when after injecting the first rim, it is necessary to inject the second, etc. rims from different components or just go to the injection of formation or industrial water.
Способ осуществляют в следующей последовательности:
Бурят нагнетательную скважину 1 (см. чертеж), спускают и цементируют колонну эксплуатационных труб. После геологических исследований вскрывают нефтяной 2 и водоносный 3 пласты. Спускают двойную колонну труб 4 так, чтобы нижний конец трубы 5 двойной колонны труб 4, оборудованный глубинным насосом 6, был расположен в интервале водоносного пласта 3, а нижний конец второй трубы 7 расположен в интервале нефтяного пласта 2. После чего между пластами устанавливают пакер 8 для создания избыточного давления при закачке воды в нефтяной пласт 2. Затем устанавливают пакер 9 над вскрытыми пластами 2 и 3, для создания депрессионного воздействия, в рассматриваемом случае, на водоносный пласт 3, что приводит к более эффективному и стабильному использованию водоносного пласта 3. Вторую трубу 7 оборудуют нагнетательным насосом 10 с пультом управления 12, благодаря которому создают любой режим подачи жидкости в нефтяной пласт 2. На устье 9 скважины 1 трубы 5 и 7 связывают через емкость 11, которая служит предохранителем от возможных сбоев работы оборудования либо для подачи различных реагентов в нефтяной пласт 2.The method is carried out in the following sequence:
Drill injection well 1 (see drawing), lower and cement the string of production pipes. After geological exploration, oil 2 and aquifer 3 layers are opened. The double pipe string 4 is lowered so that the lower end of the pipe 5 of the double pipe string 4, equipped with a downhole pump 6, is located in the interval of the aquifer 3, and the lower end of the second pipe 7 is located in the interval of the oil reservoir 2. Then, a packer 8 is installed between the layers to create excess pressure when injecting water into the oil reservoir 2. Then, packer 9 is installed over the opened reservoirs 2 and 3 to create a depressive effect, in the present case, on the aquifer 3, which leads to a more effective and stable the full use of the aquifer 3. The second pipe 7 is equipped with a pressure pump 10 with a control panel 12, due to which any mode of supplying fluid to the oil reservoir 2 is created. At the mouth 9 of the well 1, pipes 5 and 7 are connected through a container 11, which serves as a guard against possible failures equipment operation or for supplying various reagents to the oil reservoir 2.
После запуска глубинного насоса 6 минерализованная вода из водоносного пласта 3 поступает в емкость 11. Затем при помощи нагнетательного насоса 10 из накопительной емкости 11 жидкость закачивается в нефтяной пласт 2 под контролем пульта управления 12, программируемого заранее или под руководством диспетчера, в заданном технологическом режиме (постоянно, периодически или импульсно). При закачке реагента для повышения нефтеотдачи пластов глубинный насос 6 останавливают, в емкость 11 закачивают необходимое количество реагента. Далее при помощи нагнетательного насоса 10 оторочки реагента закачиваются в нефтяной пласт 2 любым из вышеупомянутых способов, продвигая по пласту другой оторочкой в зависимости от используемого способа повышения нефтеотдачи. После закачки реагентов и продвижения ее по пласту в зависимости от состава или способа повышения нефтеотдачи переходят снова на закачку пластовой воды в нефтяной пласт, для чего запускают глубинный насос 6, подавая пластовую воду в емкость 11, откуда пластовая вода при помощи нагнетательного насоса 10 под контролем пульта управления 12 подается в нефтяной пласт 2, решая стоящую перед разработчиком задачу. After starting the deep pump 6, mineralized water from the aquifer 3 enters the tank 11. Then, using the injection pump 10 from the storage tank 11, the liquid is pumped into the oil reservoir 2 under the control of the control panel 12, programmed in advance or under the supervision of the dispatcher, in the specified technological mode ( continuously, periodically or impulse). When reagent is injected to increase oil recovery, the deep pump 6 is stopped, the required amount of reagent is pumped into the tank 11. Then, using the injection pump 10, the reagent rims are pumped into the oil reservoir 2 by any of the above methods, moving the other rim along the reservoir, depending on the method used to increase oil recovery. After injecting reagents and moving it through the reservoir, depending on the composition or oil recovery enhancement method, they again switch to the injection of produced water into the oil reservoir, for which they start the deep-well pump 6, supplying the produced water to the reservoir 11, from where the produced water using the injection pump 10 is controlled control panel 12 is fed into the oil reservoir 2, solving the task facing the developer.
Пример конкретного выполнения. An example of a specific implementation.
На Ромашкинском месторождении выбрали нагнетательную скважину 1341 и обустроили ее по предлагаемому способу закачки жидкости в нефтяной пласт. Учитывая то, что проектными документами на разработку нефтяной залежи предусмотрено до начала обводнения добывающих скважин вытеснение нефти производить пластовой водой, а в большинстве случаев нагнетание пластовой воды производить в начальной стадии эксплуатации месторождения с учетом упругого запаса, произвели комплекс геолого-физических и гидродинамических исследований пласта. Определили, что общая мощность нефтеносного пласта составляет 12 м. Расчетным путем определили, что для поддержания пластового давления (ППД) в начальной стадии эксплуатации месторождения необходимо закачивать пластовую воду в количестве 50 м3/сут с возрастанием по мере обводнения пласта 130 м3/сут и более.An injection well 1341 was selected at the Romashkinskoye field and equipped with the proposed method for pumping fluid into an oil reservoir. Considering the fact that design documents for the development of an oil reservoir provide for the pre-flooding of production wells to produce oil displacement with produced water, and in most cases, injection of produced water at the initial stage of field operation taking into account the elastic reserve, a complex of geological, physical and hydrodynamic studies of the reservoir were carried out. It was determined that the total thickness of the oil-bearing reservoir is 12 m. By calculation, it was determined that in order to maintain reservoir pressure (RPM) in the initial stage of field operation, it is necessary to inject produced water in an amount of 50 m 3 / day with an increase of 130 m 3 / day as the formation is flooded. and more.
После запуска глубинного насоса 6 пластовая вода из водоносного пласта 3 поступала в емкость 11, затем при помощи нагнетательного насоса 10 из емкости 11 воду подавали в нефтяной пласт 2 под контролем пульта управления 12, программируемого заранее или под руководством диспетчера в заданном технологическом режиме. After starting the deep pump 6, the produced water from the aquifer 3 entered the tank 11, then, using the injection pump 10 from the tank 11, water was supplied to the oil reservoir 2 under the control of the control panel 12, programmed in advance or under the supervision of the dispatcher in the specified technological mode.
Использование пластовых вод для ППД позволяет сохранить проницаемость продуктивных пластов, содержащих глинистые частицы и алевролиты, т.к. эти породы при контакте с водой, имеющей в своем составе соли, практически не разбухают и способствуют увеличению величины конечной нефтеотдачи. The use of formation water for PPD allows preserving the permeability of productive formations containing clay particles and siltstones, because when in contact with water containing salts, these rocks practically do not swell and contribute to an increase in the final oil recovery.
В случае необходимости возможно использование также сточных вод, которые состоят из пластовых, пресных и ливневых. If necessary, it is also possible to use wastewater, which consists of formation, fresh and storm water.
Предлагаемый способ позволяет производить закачку этих вод, производя при этом предварительное смешивание всех типов вод как без добавок химических реагентов, так и с добавками, например ингибиторов и т.д. Учитывая то, что физико-химическая характеристика закачиваемых сточных вод зависит от принятой системы разработки, сточные воды могут опресняться или изменять показатель среды рН. The proposed method allows the injection of these waters, while pre-mixing all types of water, both without additives of chemical reagents, and with additives, such as inhibitors, etc. Given that the physicochemical characterization of the injected wastewater depends on the adopted development system, the wastewater can be desalinated or change the pH of the medium.
Все эти операции предлагаемый способ закачки жидкости в нефтяной пласт позволяет производить без дополнительных материальных затрат на обустройство скважин. All these operations, the proposed method of pumping fluid into the oil reservoir allows you to perform without additional material costs for the arrangement of wells.
Предлагаемый способ закачки жидкости в нефтяной пласт позволяет проводить процесс ППД закачкой воды как при законтурном, так и при любом из разновидностей внутриконтурного заводнения, а также вытеснение нефти с различными добавками химреагентов, например поверхностно-активных веществ и т.д. The proposed method of pumping fluid into the oil reservoir allows the PPD process to be injected with water during both the circuit and any of the types of circuit contouring, as well as the displacement of oil with various additives of chemicals, for example surfactants, etc.
Предлагаемый способ опробовали также на участке обводненного нефтяного пласта с целью повышения эффективности доизвлечения нефти, выбрали нагнетательную скважину, провели ее обустройство по предлагаемому способу закачки жидкости в нефтяной пласт и согласно результатам проведения комплекса гидродинамических исследований по патенту 1508636 от 15.07.87 по кл. Е 21 В 43/22 провели последовательно циклическую закачку смеси нефти и серной кислоты, взятых в соотношении 1:2, и технической воды с переходом на обычное заводнение минерализованной водой. Для чего остановили глубинный насос 6, перекрывали кран 14 для исключения несанкционированного истечения жидкости из емкости 11 в скважину 1. После чего в емкость 11 закачали расчетный объем дегазированной нефти девонского горизонта плотностью 857 кг/м3, вязкостью 16 МПа•с и алкилированной серной кислоты (АСК), плотностью 1800 кг/м3, причем нефть и АСК взяты в соотношении 1:2. Далее нагнетательным насосом 10 с заданным пультом управления 12 циклом в нефтяной пласт 2 закачали оторочку раствора нефти и АСК, после чего в емкость залили техническую воду и закачали нагнетательным насосом 10 в нефтяной пласт 2. Затем открыли кран 14 и запустили глубинный насос 6, заполнили емкость минерализованной водой и перешли на обычное заводнение.The proposed method was also tested on a section of an irrigated oil reservoir in order to increase the efficiency of additional oil recovery, an injection well was selected, its arrangement was carried out according to the proposed method of pumping fluid into an oil reservoir, and according to the results of a complex of hydrodynamic studies according to patent 1508636 of July 15, 1987, class. E 21 In 43/22 sequentially cyclic injection of a mixture of oil and sulfuric acid, taken in the ratio 1: 2, and industrial water with the transition to normal flooding with mineralized water. For this purpose, the deep pump 6 was stopped, the valve 14 was shut off to prevent unauthorized flow of fluid from the tank 11 into the well 1. Then, the calculated volume of degassed Devonian horizon oil with a density of 857 kg / m 3 , a viscosity of 16 MPa • s and alkyl sulfuric acid was pumped into the tank 11 (ASA), with a density of 1800 kg / m 3 , with oil and ASA taken in a ratio of 1: 2. Next, with the injection pump 10 with the given control panel 12 cycles, the rim of the oil solution and ASK were pumped into the oil reservoir 2, after which the process water was poured into the tank and pumped with the pump 10 into the oil reservoir 2. Then, the valve 14 was opened and the depth pump 6 was started, the tank was filled mineralized water and switched to normal flooding.
Проведенные исследования показали возможность комплексного проведения технологических приемов по доизвлечению нефти из обводненного пласта при различных режимных параметрах и последовательности закачки реагентов, являясь экономически выгодным, т.к. все проводится в одном месте, без переоборудования дополнительных скважин при надежной эффективной работе технических средств. Кроме того, предлагаемый способ закачки жидкости в нефтяной пласт является воспроизводимым, работоспособным и пригодным для многоразового использования. Studies have shown the possibility of a comprehensive implementation of technological methods for the recovery of oil from a waterlogged reservoir at various operating parameters and the sequence of injection of reagents, being economically viable, because everything is carried out in one place, without re-equipment of additional wells with reliable efficient operation of technical equipment. In addition, the proposed method of pumping fluid into an oil reservoir is reproducible, workable, and reusable.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002100556A RU2211314C1 (en) | 2002-01-03 | 2002-01-03 | Method of fluid injection into formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002100556A RU2211314C1 (en) | 2002-01-03 | 2002-01-03 | Method of fluid injection into formation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2211314C1 true RU2211314C1 (en) | 2003-08-27 |
| RU2002100556A RU2002100556A (en) | 2003-10-10 |
Family
ID=29246245
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002100556A RU2211314C1 (en) | 2002-01-03 | 2002-01-03 | Method of fluid injection into formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2211314C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102182412A (en) * | 2011-04-11 | 2011-09-14 | 盐城彩阳电器阀门有限公司 | Complete equipment for plugging liner during operation under pressure |
| CN104165043A (en) * | 2013-05-17 | 2014-11-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Double-pipe constant-flow water distribution control device |
| CN105089586A (en) * | 2015-08-20 | 2015-11-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Bidirectional balancer and layered water injecting method |
| CN105545266A (en) * | 2015-12-07 | 2016-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water injection oscillator |
| CN109399768A (en) * | 2018-10-29 | 2019-03-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | It is sustained chemicals dosing plant and the unpowered sustained release method for disinfection in oil field water injection wellhead end |
| CN114320254A (en) * | 2022-02-07 | 2022-04-12 | 成都汉科石油技术有限公司 | Double-pipe water injection device and method for ultra-deep fracture-cavity reservoir oil well |
| CN114320253A (en) * | 2022-02-07 | 2022-04-12 | 成都汉科石油技术有限公司 | Enhanced water injection oil extraction device and method for ultra-deep fracture-cavity reservoir oil well |
| CN114320254B (en) * | 2022-02-07 | 2024-07-02 | 成都汉科石油技术有限公司 | Double-pipe water injection device and method for ultra-deep fracture-cavity type reservoir oil well |
-
2002
- 2002-01-03 RU RU2002100556A patent/RU2211314C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102182412A (en) * | 2011-04-11 | 2011-09-14 | 盐城彩阳电器阀门有限公司 | Complete equipment for plugging liner during operation under pressure |
| CN102182412B (en) * | 2011-04-11 | 2016-01-27 | 江苏新彩阳机电技术有限公司 | Complete equipment for plugging liner during operation under pressure |
| CN104165043A (en) * | 2013-05-17 | 2014-11-26 | 中国石油化工股份有限公司 | Double-pipe constant-flow water distribution control device |
| CN104165043B (en) * | 2013-05-17 | 2016-08-17 | 中国石油化工股份有限公司 | Two-tube constant current divides water controller |
| CN105089586A (en) * | 2015-08-20 | 2015-11-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Bidirectional balancer and layered water injecting method |
| CN105089586B (en) * | 2015-08-20 | 2018-01-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of bidirectional balanced device and layered water injection method |
| CN105545266A (en) * | 2015-12-07 | 2016-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water injection oscillator |
| CN105545266B (en) * | 2015-12-07 | 2018-05-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Water filling oscillator |
| CN109399768A (en) * | 2018-10-29 | 2019-03-01 | 中国石油天然气集团有限公司 | It is sustained chemicals dosing plant and the unpowered sustained release method for disinfection in oil field water injection wellhead end |
| CN114320254A (en) * | 2022-02-07 | 2022-04-12 | 成都汉科石油技术有限公司 | Double-pipe water injection device and method for ultra-deep fracture-cavity reservoir oil well |
| CN114320253A (en) * | 2022-02-07 | 2022-04-12 | 成都汉科石油技术有限公司 | Enhanced water injection oil extraction device and method for ultra-deep fracture-cavity reservoir oil well |
| CN114320254B (en) * | 2022-02-07 | 2024-07-02 | 成都汉科石油技术有限公司 | Double-pipe water injection device and method for ultra-deep fracture-cavity type reservoir oil well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0815349A1 (en) | Hydrocarbon production using multilateral well bores | |
| MXPA05007415A (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex. | |
| EP3656973A1 (en) | Method of increasing the oil recovery of formations (embodiments) | |
| RU2463445C2 (en) | Method of developing oil pool in fractured-porous carbonate basins | |
| RU2303125C1 (en) | Multizone oil reservoir development method | |
| GB2327695A (en) | Hydrocarbon production using multilateral wellbores. | |
| RU2211314C1 (en) | Method of fluid injection into formation | |
| WO2013154468A2 (en) | Method for increasing the extraction of oil, gas condensates and gases from deposits and for ensuring the continuous operation of production and injection wells | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| CA2933205C (en) | Salt cavern washing with desalination and recycling of water | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| Elaila et al. | Subsurface disposal of produced water and simultaneous increased oil production achieved within the same wellbore using inverted ESP-North Kuwait case study | |
| RU2002100556A (en) | The method of pumping fluid into the reservoir | |
| WO2010016767A2 (en) | Subsurface reservoir drainage system | |
| RU2277634C1 (en) | Method for horizontal or inclined well demudding with the use of reagents | |
| RU2164590C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2819856C1 (en) | Oil field development method | |
| RU2117753C1 (en) | Method for development of oil deposits | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2078201C1 (en) | Method of increasing formation oil recovery | |
| RU2812976C1 (en) | Method for developing oil deposits | |
| RU2206727C1 (en) | Method of development of nonuniform zone oil deposit | |
| RU2120546C1 (en) | Method of reagent demudding of wells | |
| RU2781721C1 (en) | Method for treatment of the bottomhole formation zone (options) | |
| RU2740884C1 (en) | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20091211 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200104 |