RU2297521C1 - Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт - Google Patents
Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт Download PDFInfo
- Publication number
- RU2297521C1 RU2297521C1 RU2006125589/03A RU2006125589A RU2297521C1 RU 2297521 C1 RU2297521 C1 RU 2297521C1 RU 2006125589/03 A RU2006125589/03 A RU 2006125589/03A RU 2006125589 A RU2006125589 A RU 2006125589A RU 2297521 C1 RU2297521 C1 RU 2297521C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- water
- formation
- well
- pump
- Prior art date
Links
Landscapes
- Centrifugal Separators (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность. Обеспечивает минимизацию обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде для поддержания пластового давления. Сущность изобретения: устройство включает перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель. Колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной. В качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины. В качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта. Верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти. Верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами. Общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи с осуществлением добычи нефти и воды из верхнего пласта и закачки попутно добываемой воды в нижний пласт без подъема ее на поверхность.
Известен способ и система для добычи текучих продуктов из скважины, имеющей обсадные трубы, сообщающиеся с зоной добычи и инъекционной зоной, содержащая: пакер для изоляции зоны добычи от инъекционной зоны; сепарирующее устройство в обсадных трубах, выполненное для разделения скважинного текучего продукта из зоны добычи на первый поток, содержащий углеводороды, и второй поток, содержащий воду; систему нагнетания, выполненную для нагнетания химиката в инъекционную зону или в зону добычи во время сепарации скважинного текучего продукта; первый насос, выполненный для нагнетания скважинного текучего продукта в сепарирующее устройство и для нагнетания второго потока в инъекционную зону; и второй насос, выполненный для выкачивания первого потока на поверхность (Заявка на изобретение РФ №2003130962/03, кл. Е 21 В 43/22, опубл. 04.10.2005.).
Известная система обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления без подъема ее на поверхность. Однако известная система не позволяет надежно разделять в скважине пластовые флюиды на нефть и воду, требует обязательного применения химиката для разделения, что осложняет, а иногда и делает трудно осуществимым процесс разделения пластовых флюидов.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ и устройство для подъема скважинной продукции и закачки рабочего агента в пласт, заключающийся в том, что из скважины нефть и воду откачивают раздельно или в заданном их сочетании двумя глубинными насосами, установленными на различных глубинах в верхней и нижней камерах-накопителях, в которых соответственно поступают нефть и вода, при котором нефть поступает с верхней стороны камеры и стекает к насосу откачки сверху вниз, а вода - с нижней стороны камеры, по "хвостовику", из которого она поступает по трубке, заканчивающейся в верхней части камеры-накопителя, которая соединена кольцевым пространством, образованным между полым штоком, соединяющим нижний насос откачки с насосом-двигателем, и частью колонны подъемных труб, расположенной концентрично к полому штоку, соединенной с верхней камерой-накопителем, по которой может всплывать нефть, которая далее может быть откачана по отдельным каналам на поверхности земли, или нефть - на поверхность земли, а вода по кольцевому каналу вниз, ниже водонефтяного контакта в нефтеносный пласт или по горизонтальному стволу скважины в его удаленные зоны, в сторону подошвенных частей нефтеносной залежи (Заявка на изобретение РФ №98106980/03, кл. Е 21 В 43/00, опубл. 02.10.2000 - прототип).
Известный способ обеспечивает совмещение в одной скважине функций добывающей и нагнетательной скважин и возврат части попутно добываемой воды без подъема ее на поверхность обратно в продуктивный пласт для поддержания пластового давления. Однако способ не позволяет сводить к минимуму обводненность добываемой нефти и содержание нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде.
В предложенном изобретении решается задача минимизации обводненности добываемой нефти и содержания нефти в закачиваемой в нижние горизонты попутно добываемой воде для поддержания пластового давление.
Задача решается тем, что в устройстве для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающем перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель, согласно изобретению колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной, в качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины, причем в качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта, верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти, верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами, при этом общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом.
Сущность изобретения
Совмещение функций добывающей и нагнетательной скважины в одной скважине, т.е. одновременная раздельная добыча скважинной продукции и закачка воды в пласт без подъема ее на поверхность, нередко приводит к закачке воды с наличием нефти и добыче нефти с содержанием воды. В предложенном способе решается задача добычи безводной нефти из скважины и минимизация содержания нефти в закачиваемой в нижний пласт попутно добываемой воде. Задача решается устройством для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, представленным на чертеже.
Скважиной 1 вскрыты перфорационными отверстиями 2 продуктивный пласт 3 и перфорационными отверстиями 4 пласт 5 для закачки воды. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб 6, в которой под динамическим уровнем жидкости на минимальной возможной глубине расположен верхний насос 7, например, вставной штанговый насос. К нижней части колонны насосно-компрессорных труб 6 на глубине ниже продуктивного пласта 3 подсоединен электроцентробежный насос 8 с электродвигателем 9, соединенным со станцией управления установки кабелем (не показан), спущенным вдоль насосно-компрессорных труб 6. Участок колонны насосно-компрессорных труб 6, начиная с обводненной части продуктивного пласта 3 до электродвигателя 9, перфорирован отверстиями 10. Перфорированный участок за счет дополнительного внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб 6 минимизирует скорость нисходящего потока воды в нижней части пласта 3. На колонне насосно-компрессорных труб 6 последовательно выше продуктивного пласта 3 в затрубном пространстве 11 установлены сепараторы-отстойники 12 с входными 13 и выходными 14 каналами для отделения воды из восходящего потока нефти и поступления ее в колонну насосно-компрессорных труб и через отверстия 10 в электроцентробежный насос 8. Кроме того, колонна насосно-компрессорных труб 6 под насосом 7 имеет входные каналы 15 для поступления нефти на прием насоса 7 из скважины 1. Между электроцентробежным насосом 8 и электродвигателем 9 расположен вход в насос 16. Электроцентробежный насос 8 обращен вниз и снабжен снизу хвостовиком 17 с обратным клапаном 18 и пакером 19, расположенным над кровлей принимающего пласта 5, предназначенного для закачки воды. В качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины 1 между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины 1.
Устройство работает следующим образом.
Водонефтяная смесь из обводненного продуктивного пласта 3 через перфорационные отверстия 2 поступает в скважину 1, где за счет выбора производительности насосов 7 и 8 достигается разделение ее в интервале перфорационных отверстий 2 на восходящий поток газонефтяных капель (на чертеже сплошная стрелка) и нисходящий поток воды (пунктирная стрелка). Скорость нисходящего потока воды у кровли пласта 3 и перфорационных отверстий 2 его нефтенасыщенной части почти отсутствует. Благодаря этому газонефтяные капли или эмульсия с небольшим содержанием воды всплывают вверх. Начиная с обводненной части пласта 3 скорость нисходящего потока воды постепенно увеличивается в результате поступления воды из нижнего интервала перфорационных отверстий 2 и достигает максимума у подошвы пласта 3 в соответствии с производительностью электроцентробежного насоса 8. Для гарантированного отделения нисходящего потока воды от нефти и контроля с устья скважины 1 качества отделения потоков нефти от воды у перфорационных отверстий 2 производительность насоса 7 в начале эксплуатации выбирается на 5% больше, чем фактическое количество нефти, поступающей из пласта 3. Это позволяет при работе скважины по результатам устьевых проб жидкости в дальнейшем путем подбора параметров работы верхнего насоса 7 регулировать отбор количества откачиваемой нефти из скважины 1. Восходящий поток нефти с незначительным содержанием воды поднимается по затрубному пространству 11 и по входным каналам 13 поступает в сепараторы-отстойники 12, где за счет гравитационной силы остаточная вода отделяется от нефти. Отделившаяся в сепараторах-отстойниках 12 вода по выходным каналами 14 попадает во внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб 6, где столб пластовой воды находится почти в статическом состоянии, и за счет приращения гидростатического давления из-за поступления дополнительного количества воды из отстойника опускается вниз через отверстия 10 к приему нижнего насоса 8. При установившемся режиме работы скважины количество поступающей нефти из пласта 3 равно откачиваемой из скважины 1. При этом накопленная нефть в затрубном пространстве 11 по входным каналам 15 и по внутренней полости колонны труб 6 поступает на прием верхнего насоса 7. Нисходящий поток воды, охлаждая электродвигатель 9, поступает на прием 16 центробежного насоса 8 и далее по хвостовику 17 закачивается под пакер 19 в пласт 5.
Таким образом, создаются две зоны в скважине 1. Одна зона относительно спокойная внутри колонны насосно-компрессорных труб 6, в нижней части которой преимущественно имеется вода, находящаяся в покое или за счет поступления воды из сепараторов-отстойников 12 с небольшим темпом опускающаяся вниз. Другая зона с относительно более скоростным движением пузырьков нефти в воде, начиная от верха перфорационных отверстий 10, находится в межтрубном пространстве 11 скважины 1. Эти зоны гидродинамически соединены между собой через сепараторы-отстойники 12 и отверстия 10. В качестве верхнего насоса 7 возможно использование штангового или винтового насоса с верхним приводом и др. Отделившуюся воду закачивают в принимающий пласт 5 посредством электроцентробежного насоса 8, получающего вращение от электродвигателя 9 типа ПЭДС, который имеет двухсторонний выход для подключения вала центробежного насоса 8. Питание электродвигателя 9 выполняется с помощью кабеля, связанного с поверхностью (на чертеже не показан). Разнесение насосов 7 и 8 на максимальную высоту способствует созданию большого пространства и увеличению пути движения восходящего потока водонефтяной смеси для качественного разделения воды от нефти. Соотношение производительностей верхнего 7 и нижнего 8 насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти на основе результатов предварительных исследований продуктивного пласта 3 по количеству и обводненности добываемой продукции, а также приемистости принимающего пласта 5 при соответствующем давлении закачки. При этом соответствующую производительность электроцентробежного насоса 8 выбирают согласно его напорной характеристике. Таким образом, в предложенной установке при соответствующем выборе соотношения производительностей насосов 7 и 8 создаются условия разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и обеспечение отделения нефти от остаточной воды, откачки ее верхним насосом 7 и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом 8.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют скважину 1 глубиной 1700 м диаметром эксплуатационной колонны 146 мм, вскрывшей продуктивный пласт 3 на глубине 1000-1010 м и пласт 5 на глубине 1670-1680 м для закачки воды с приемистостью пласта 32 м3/сут, при давлении закачки 11 МПа. Пакер 19 устанавливают над кровлей водоносного пласта 5 на глубине 1600 м. На основе предварительных исследований известно, что из продуктивного пласта 3 при динамическим уровне 500 м добывают жидкости с дебитом 40 м3/сут и обводненностью 80%. В скважине 1 на минимально возможной глубине 800 м размещают верхний вставной штанговый насос 7 с производительностью 8 м3/сут при диаметре насоса 32 мм, n=3,5 мин-1, L=2 м. Нижний электроцентробежный насос 8 типа ЭЦН 30-1050, обращенный вниз и имеющий снизу хвостовик 17 длиной 580 м с дебитом 32 м3/сут при давлении на приме насоса 7,5 МПа и давлении закачки 11 МПа. Соотношение производительностей нижнего 7 и верхнего 8 насосов подбирают в зависимости от соотношения количества поступающей в скважину воды и нефти, т.е. устанавливают 1/4. При производительности 32 м3/сут электроцентробежного насоса 8 максимальная скорость нисходящего потока, которая имеется у подошвы пласта, составляет 0,0025 м/с. Скорость всплытия газонефтяной капли с диаметром 3 мм в пластовой воде ровна 0,0028 м/с, что обеспечивает условия гравитационного разделения пластовой жидкости у перфорационных отверстий 2 на нефть и воду. За счет гравитационных сил остаточная вода успевает отделиться из водонефтяной эмульсии (если эмульсия имеется), движущейся в затрубном пространстве 11 на участке длиной 200 м (от 1000 м до 800 м). Отделившаяся вода через отверстия 13 сепараторов-отстойников 12 попадает в застойную зону колонны насосно-компрессорных труб 6, занятой в основном пластовой водой, и по отверстиям 10 поступает в приемную часть 16 нижнего насоса 8.
Применение предложенного устройства позволит минимизировать содержание нефти в закачиваемой в нижний пласт попутно добываемой воде и за счет этого при прочих равных условиях увеличит добычу нефти по сравнению с прототипом на 10%.
Claims (1)
- Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт, включающее перфорированную в интервале верхнего продуктивного и нижнего принимающего пластов обсадную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, верхний и нижний насосы и камеру-накопитель, отличающееся тем, что колонна насосно-компрессорных труб от обводненной части продуктивного пласта до нижнего насоса выполнена перфорированной, в качестве камеры-разделителя использовано пространство скважины между насосами, а в качестве камеры-накопителя нефти - верхняя часть пространства скважины, причем в качестве нижнего насоса использован электроцентробежный насос, обращенный вниз, расположенный ниже продуктивного пласта и имеющий снизу хвостовик с обратным клапаном и пакером, устанавливаемым в скважине над кровлей принимающего пласта, верхний насос размещен в колонне насосно-компрессорных труб под динамическим уровнем накопленной нефти, верхний и нижний насосы расположены в скважине друг от друга на максимально возможном расстоянии с размещением между ними перфорированного участка колонны насосно-компрессорных труб и сепараторов-отстойников с входными и выходными каналами, при этом общая производительность насосов подобрана из добывной возможности продуктивного пласта по жидкости, а соотношение производительностей верхнего и нижнего насосов подобрано в зависимости от количества поступающих в скважину воды и нефти с условием обеспечения гравитационного разделения пластовой жидкости на восходящий поток нефти и нисходящий поток воды у перфорационных отверстий продуктивного пласта и откачки отделившейся воды электроцентробежным насосом.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006125589/03A RU2297521C1 (ru) | 2006-07-18 | 2006-07-18 | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2006125589/03A RU2297521C1 (ru) | 2006-07-18 | 2006-07-18 | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2297521C1 true RU2297521C1 (ru) | 2007-04-20 |
Family
ID=38036884
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2006125589/03A RU2297521C1 (ru) | 2006-07-18 | 2006-07-18 | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2297521C1 (ru) |
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2443858C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт |
RU2499133C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "АК ОЗНА" | Установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт |
RU2503802C1 (ru) * | 2012-07-30 | 2014-01-10 | Марат Давлетович Валеев | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти |
RU2505665C1 (ru) * | 2012-07-06 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для регулирования конуса воды в скважине |
RU2522837C1 (ru) * | 2013-05-07 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости |
RU2531228C1 (ru) * | 2013-06-18 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для эксплуатации скважины |
RU2609036C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-01-30 | Акционерное общество "Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения" (АО "ТатНИИнефтемаш") | Установка скважинная штанговая насосная с насосом двойного действия |
RU2617761C2 (ru) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа |
RU2622418C1 (ru) * | 2016-04-06 | 2017-06-15 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ разработки участка нефтяного пласта |
RU2799221C1 (ru) * | 2023-02-10 | 2023-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Насосная установка для эксплуатации пластов, осложненных выносом песка, с пластовым давлением, растущим снизу вверх |
-
2006
- 2006-07-18 RU RU2006125589/03A patent/RU2297521C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (10)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2443858C2 (ru) * | 2010-06-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт |
RU2499133C2 (ru) * | 2011-07-29 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "АК ОЗНА" | Установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт |
RU2505665C1 (ru) * | 2012-07-06 | 2014-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для регулирования конуса воды в скважине |
RU2503802C1 (ru) * | 2012-07-30 | 2014-01-10 | Марат Давлетович Валеев | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти |
RU2522837C1 (ru) * | 2013-05-07 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости |
RU2531228C1 (ru) * | 2013-06-18 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для эксплуатации скважины |
RU2617761C2 (ru) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа |
RU2609036C1 (ru) * | 2016-02-10 | 2017-01-30 | Акционерное общество "Татарский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения" (АО "ТатНИИнефтемаш") | Установка скважинная штанговая насосная с насосом двойного действия |
RU2622418C1 (ru) * | 2016-04-06 | 2017-06-15 | Ильдар Зафирович Денисламов | Способ разработки участка нефтяного пласта |
RU2799221C1 (ru) * | 2023-02-10 | 2023-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Насосная установка для эксплуатации пластов, осложненных выносом песка, с пластовым давлением, растущим снизу вверх |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2297521C1 (ru) | Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт | |
CA2665035C (en) | A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water | |
RU2290505C1 (ru) | Скважинная установка для разделения нефти и воды | |
US20060076143A1 (en) | Oil anchor | |
US5842520A (en) | Split stream pumping system for oil production using electric submersible pumps | |
CA2197377C (en) | Method and apparatus for hydrocarbon production and water disposal | |
CA2775105C (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
RU2447269C1 (ru) | Способ разработки месторождения с форсированным отбором продукции и устройство для его осуществления | |
RU2395672C1 (ru) | Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин | |
CN110593846A (zh) | 一种气井气液分采完井管柱 | |
RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
RU2443858C2 (ru) | Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт | |
RU2290497C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
US5971069A (en) | Well completion and production techniques | |
RU2382181C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2531228C1 (ru) | Установка для эксплуатации скважины | |
RU2001109157A (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2189433C2 (ru) | Способ добычи скважинной продукции и глубинно-насосные устройства для его осуществления (варианты) | |
RU2290500C1 (ru) | Способ межскважинной перекачки жидкости | |
RU2730163C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной скважины с подошвенной водой | |
RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2738615C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне | |
RU2671372C1 (ru) | Устройство удаления жидкостей, скапливающихся в скважине |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130719 |