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 PDF

Info

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
Application number
RU2006125589/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU)
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Миргази н Закиевич Тазиев (RU)
Миргазиян Закиевич Тазиев
Айрат Фикусович Закиров (RU)
Айрат Фикусович Закиров
Айрат Рафкатович Рахманов (RU)
Айрат Рафкатович Рахманов
Евгений Витальевич Ожередов (RU)
Евгений Витальевич Ожередов
Мирзахан Атакиши оглы Джафаров (RU)
Мирзахан Атакиши оглы Джафаров
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2006125589/03A priority Critical patent/RU2297521C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2297521C1 publication Critical patent/RU2297521C1/ru

Links

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)

  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.
RU2006125589/03A 2006-07-18 2006-07-18 Устройство для одновременной раздельной добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт RU2297521C1 (ru)

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 (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Cited By (9)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

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
US20060076143A1 (en) Oil anchor
RU2290505C1 (ru) Скважинная установка для разделения нефти и воды
RU2447269C1 (ru) Способ разработки месторождения с форсированным отбором продукции и устройство для его осуществления
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
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
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
RU2443858C2 (ru) Устройство для добычи скважинной продукции и закачки воды в пласт
RU2001109157A (ru) Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления
RU2418942C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2290500C1 (ru) Способ межскважинной перекачки жидкости
RU2401937C1 (ru) Способ разработки обводненной нефтяной залежи
RU2189433C2 (ru) Способ добычи скважинной продукции и глубинно-насосные устройства для его осуществления (варианты)
RU2531228C1 (ru) Установка для эксплуатации скважины
RU2491418C1 (ru) Способ разработки многопластовой нефтяной залежи
RU2617761C2 (ru) Способ эксплуатации скважин на поздних стадиях разработки объекта добычи нефти и газа
RU2724715C1 (ru) Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130719