RU2334085C1 - Method of gas and fluid mix injection to well - Google Patents
Method of gas and fluid mix injection to well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2334085C1 RU2334085C1 RU2006145568/03A RU2006145568A RU2334085C1 RU 2334085 C1 RU2334085 C1 RU 2334085C1 RU 2006145568/03 A RU2006145568/03 A RU 2006145568/03A RU 2006145568 A RU2006145568 A RU 2006145568A RU 2334085 C1 RU2334085 C1 RU 2334085C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- temperature
- liquid mixture
- injection
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к технологии водогазового воздействия, и может быть использовано при разработке нефтяных месторождений в зоне вечной мерзлоты.The invention relates to the oil industry, in particular to the technology of water-gas treatment, and can be used in the development of oil fields in the permafrost zone.
Известен способ закачки газожидкостных смесей с помощью многофазных двухвинтовых насосов для перекачки газожидкостных смесей (ГЖС). Главная особенность этих насосов - постепенное сжатие газа при небольших утечках жидкости с использованием в качестве основных рабочих органов цельных двух- или однофазных винтов повышенной длины с малым ходом и увеличенным числом замкнутых камер в рабочих органах (Рязанцев В.М., Лихман В.В., Яхонтов В.А. Двухвинтовой насос для перекачивания многофазной жидкости нефть, вода, газ. // НТЖ. Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. №7. С.29-31).A known method of pumping gas-liquid mixtures using multiphase twin-screw pumps for pumping gas-liquid mixtures (GHS). The main feature of these pumps is the gradual compression of gas with small fluid leaks using solid two-phase or single-phase screws of increased length with a small stroke and an increased number of closed chambers in the working bodies as the main working bodies (Ryazantsev V.M., Likhman V.V. , Yakhontov V.A. Twin-screw pump for pumping multiphase liquids oil, water, gas // NTZh. Chemical and oil and gas engineering. 2000. No. 7. P. 29-31).
Однако устойчивая работа многофазного винтового насоса возможна при содержании газовой фазы до 90%. Кроме того, разделение режима работы насоса при предельно высоких содержаниях газа на «устойчивый» и «неустойчивый» является в достаточной мере условным, так как оценка уровня допустимой вибрации насоса и температурного режима работы при этом определяется во многом субъективно.However, stable operation of a multiphase screw pump is possible with a gas phase content of up to 90%. In addition, the separation of the pump operating mode at extremely high gas contents into “stable” and “unstable” is sufficiently conditional, since the assessment of the level of permissible vibration of the pump and the temperature mode of operation is determined largely subjectively.
Известен также способ закачки газожидкостных смесей с помощью так называемой насосно-бустерной установки. Суть насосно-бустерного нагнетания ГЖС заключается в компримировании газа жидкостным проточным поршнем в специальной бустерной приставке (компрессорной камере смешения прокачиваемой воды с газом), устанавливаемой на серийных поршневых или плунжерных насосах типа 9Т, 14Т и др. (Лопатин Ю.С., Оксман А.Л. Преимущества газобустерной насосно-компрессорной установки УНГ 8/15 в нефтегазовом производстве. Нефтяное хозяйство. 2003. №9. С.82-85).There is also known a method of pumping gas-liquid mixtures using the so-called pump booster unit. The essence of pumping and booster injection of GHS is to compress gas with a liquid flowing piston in a special booster attachment (compressor chamber for mixing pumped water with gas) installed on serial piston or plunger pumps of type 9T, 14T, etc. (Lopatin Yu.S., Oxman A .L. Advantages of the UNG 8/15 gas booster pump and compressor unit in the oil and gas industry. Oil industry. 2003. No. 9. P.82-85).
Все известные способы обладают следующим общим недостатком. При закачке газожидкостной смеси по указанным технологиям в скважины, расположенные в условиях вечной мерзлоты, высока вероятность возникновения процесса гидратообразования при наличии в потоке газа жидкой фазы. Этот процесс приводит к перекрытию канала нагнетания и не позволяет реализовать технологию водогазового воздействия. Традиционным средством предотвращения образования гидратов в стволе скважины является дозированное применение ингибиторов процесса гидратообразования. Однако при больших содержаниях жидкой фазы этот метод неприемлемым из-за повышенного расхода ингибитора при его длительной закачке.All known methods have the following general disadvantage. When injecting a gas-liquid mixture according to the indicated technologies into wells located in permafrost conditions, there is a high probability of hydrate formation in the presence of a liquid phase in the gas stream. This process leads to the closure of the discharge channel and does not allow the implementation of water-gas treatment technology. The traditional way to prevent the formation of hydrates in the wellbore is the dosed use of inhibitors of the hydrate formation process. However, at high contents of the liquid phase, this method is unacceptable due to the increased consumption of the inhibitor during its prolonged injection.
Задачей изобретения является предотвращение процесса гидратообразования при закачке газожидкостной смеси в скважинах, расположенных в зоне вечной мерзлоты.The objective of the invention is to prevent the process of hydrate formation during the injection of a gas-liquid mixture in wells located in the permafrost zone.
Указанная задача решается тем, что в способе закачки газожидкостной смеси в пласт, включающем выбор конструкции скважины, внутрискважинного оборудования и насосно-компрессорных труб, подвод газа и жидкости к устью скважины и закачку газожидкостной смеси по самостоятельному каналу в скважину, согласно изобретению закачку газожидкостной смеси осуществляют циклически с подогревом ее на устье скважины, причем перед закачкой газожидкостной смеси определяют температуру начала процесса гидратообразования для конкретных условий, после чего подогрев газожидкостной смеси на устье осуществляют до температуры, которая обеспечивает распределение температуры по стволу так, чтобы в любой точке скважины ее величина была бы больше температуры начала процесса гидратообразования, при этом выбор конструкций скважины, внутрискважинного оборудования и насосно-компрессорных труб ведут исходя из условия обеспечения максимальной скорости нисходящего потока и сегрегации газа у башмака насосно-компрессорных труб при заполнении всего затрубного пространства газом, а в скважину периодически закачивают жидкость с высокими смазывающими свойствами и с целью уменьшения теплопотерь колонну насосно-компрессорных труб центрируют центраторами.This problem is solved by the fact that in the method of injecting a gas-liquid mixture into the formation, including selecting a well design, downhole equipment and tubing, supplying gas and liquid to the wellhead and pumping the gas-liquid mixture through an independent channel into the well, according to the invention, the gas-liquid mixture is pumped cyclically with its heating at the wellhead, and before the injection of the gas-liquid mixture, the temperature of the hydrate formation process is determined for specific conditions, after which the gas-liquid mixture is heated at the wellhead to a temperature that ensures temperature distribution along the wellbore so that at any point in the well its value is greater than the temperature of the hydrate formation process, while the choice of well structures, downhole equipment and tubing is based on the condition ensuring the maximum downward flow velocity and gas segregation at the shoe of the tubing when filling the entire annulus with gas, and in the well period liquid with high lubricating properties is pumped in and in order to reduce heat loss the tubing string is centered by centralizers.
На фиг.1 представлена схема закачки газожидкостной смеси в скважину.Figure 1 presents a diagram of the injection of a gas-liquid mixture into a well.
На фиг.2 - график зависимости температуры процесса гидратообразования от давления.Figure 2 is a graph of the temperature of the hydrate formation process from pressure.
На фиг.3 - схема процесса замещения жидкости газом в затрубном пространстве.Figure 3 - diagram of the process of replacing a liquid with gas in the annulus.
На фиг.4 - диаграмма изменения давления на устье скважины в процессе нагнетания газожидкостной смеси.Figure 4 is a diagram of pressure changes at the wellhead during injection of a gas-liquid mixture.
На фиг.5 - диаграмма изменения давления на устье скважины при циклической закачке газожидкостной смеси.Figure 5 is a diagram of pressure changes at the wellhead during cyclic injection of a gas-liquid mixture.
Предложенный способ закачки газожидкостной смеси в скважину состоит в следующем.The proposed method of pumping a gas-liquid mixture into a well is as follows.
Скважина 1, в которой осуществляют предложенный способ, соединена трубопроводом 2 с бустерной насосной установкой 3. На трубопроводе 2 установлен нагреватель 4, состоящий из нескольких секций нагрева. В качестве нагревательного элемента используется электрический плоский кабель 5, который наматывается на трубопровод 2 и покрывается теплоизолятором 6 (фиг.1). Процесс нагрева управляется системой регулирования нагрева по длине, включающей или выключающей ту или иную секцию нагрева в зависимости от величины температуры, которую необходимо поддерживать на устье скважины. Минимум потерь тепла в нагнетательном трубопроводе от бустерной установки до устья скважины обеспечивается теплоизоляцией трубопровода 6.The
Перед закачкой газожидкостной смеси замеряют распределение температуры в скважине 1 по глубине. Далее по разработанной программе расчета определяют изменение температуры по стволу скважины при нагнетании с устья нагретой газожидкостной смеси. Указанная программа учитывает замеренную перед закачкой газожидкостной смеси начальную температуру по стволу скважины, теплофизические свойства внутрискважинного пространства и прилегающих пород, объемы закачки, соотношение фаз нагнетаемой смеси, их теплофизические характеристики и т.д.Before injecting the gas-liquid mixture, the temperature distribution in the
После этого рассчитывают распределение температуры по глубине скважины в зависимости от температуры на устье (в расчетах учитываются все указанные фактические теплофизические характеристики). Определяют необходимую температуру на устье, которая обеспечивает распределение температуры по глубине скважины, при которой температура в любой точке по глубине скважины выше температуры гидратообразования при данных параметрах нагнетательной скважины.After that, the temperature distribution over the depth of the well is calculated depending on the temperature at the wellhead (all the indicated actual thermophysical characteristics are taken into account in the calculations). The required temperature at the wellhead is determined, which ensures the distribution of temperature along the depth of the well, at which the temperature at any point along the depth of the well is higher than the hydrate formation temperature for given parameters of the injection well.
После проведения всех этих расчетов начинают закачку предварительно нагретой газожидкостной смеси в скважину 1 по трубопроводу 2 бустерной насосной установкой 3. В начальный момент времени осуществления процесса затрубное пространство заполнено водой, наличие которой приводит к большим потерям тепла в окружающие породы. Для исключения этого условия использовали явление сегрегации газа при нагнетании у башмака спущенных НКТ (фиг.3). В нижнем сечении башмака труб 8 свободный газ попадает в затрубное пространство 9, образуя пузырьки газа 10, которые, всплывая, постепенно оттесняют уровень жидкости 11 вниз вплоть до башмака труб. В этом случае в расчетную схему потерь температуры при движении вниз по трубам нагретой газожидкостной смеси вносится существенная поправка: теперь насосно-компрессорные трубы, по которым идет нагнетание, соприкасаются с газовым кольцом в затрубном пространстве, что резко снижает теплопотери. Включают комплекс подогрева, имеющий свою систему автоматики, которая, включаясь и отключаясь, самостоятельно обеспечивает поддержание необходимой температуры газожидкостной смеси на устье. Происходит интенсивный теплообмен в верхней части скважины, поэтому необходимо выдержать определенное время нагнетания нагретой газожидкостной смеси (30-35 часов), чтобы установить температурный баланс в каждом сечении по глубине скважины. В этот период возможно образование гидратов в скважине. Начало процесса гидратообразования определяют по точке начала возрастания давления нагнетания на 5-6% от средней его величины в установившемся режиме закачки (предыдущие 3-4 часа).After carrying out all these calculations, the pre-heated gas-liquid mixture is injected into the
Процесс нагнетания не останавливают, но резко уменьшают расход смеси на 60-70%. При этом начинается кратковременная интенсивная закачка метанола. Через два часа восстанавливается расход газожидкостной смеси и процесс продолжается. На этом заканчивается первый цикл.The injection process is not stopped, but the consumption of the mixture is sharply reduced by 60-70%. At the same time, a short-term intensive injection of methanol begins. After two hours, the flow rate of the gas-liquid mixture is restored and the process continues. This ends the first cycle.
Необходимость второго цикла также определяется по точке начала возрастания давления нагнетания и цикл проведения вышеуказанных мероприятий повторяется.The need for the second cycle is also determined by the point of beginning of the increase in discharge pressure and the cycle of the above measures is repeated.
Через 3-4 цикла давление нагнетания стабилизируется и идет процесс стационарной безгидратной закачки газожидкостной смеси.After 3-4 cycles, the discharge pressure is stabilized and the process of stationary non-hydrate injection of the gas-liquid mixture proceeds.
В скважину периодически закачивают жидкость с высокими смазывающими свойствами, например нефть. Это снижает риск образования гидратов за счет пленочного покрытия и снижения шероховатости внутренней поверхности труб.A fluid with high lubricating properties, such as oil, is periodically pumped into the well. This reduces the risk of hydrate formation due to the film coating and reduction of the roughness of the inner surface of the pipes.
Приведем пример осуществления предложенного способа.Here is an example of the implementation of the proposed method.
Опытно-промышленные работы проводились на нагнетательной скважине №222 западного купола Восточно-Перевального месторождения Западной Сибири.Pilot work was carried out on injection well No. 222 of the western dome of the East Perevalnoye field of Western Siberia.
Скважина была специально упрочнена спуском 4" обсадной колонны, зацементированной до устья. На устье была установлена арматура на 350 атм и спущены насосно-компрессорные трубы 7 диаметром 11/2" до глубины 900 м, которые с целью уменьшения теплопотерь центрировали центраторами относительно обсадной колонны (фиг.1).The well was specially strengthened by running a 4 "casing cemented to the wellhead. 350 atm fittings were installed at the wellhead and tubing 7 was lowered with a diameter of 1 1/2 " to a depth of 900 m, which were centralized by centralizers relative to the casing in order to reduce heat loss (figure 1).
В остановленной нагнетательной скважине №222 замеряли распределение температуры по глубине. Результаты замеров представлены в табл.1. Из данных видно, что вечномерзлые породы залегают до глубины 450-500 м.In the stopped injection well No. 222, the temperature distribution over the depth was measured. The measurement results are presented in table 1. From the data it can be seen that permafrost rocks occur to a depth of 450-500 m.
Исходя из давления нагнетания, состава газа и его физико-химических свойств, соотношения фаз в нагнетаемой смеси определяли зависимость температуры начала процесса гидратообразования от давления (фиг.2). Очевидно, что при Р=270 атм температура начала гидратообразования равна 22°С (297К).Based on the injection pressure, the composition of the gas and its physicochemical properties, the phase ratio in the injected mixture, the dependence of the temperature of the onset of the hydrate formation process on pressure was determined (Fig. 2). It is obvious that at P = 270 atm the temperature of the onset of hydrate formation is 22 ° C (297K).
Далее определяли температуру нагнетаемой смеси на устье скважины, чтобы при определенных геометрических размерах внутрискважинного оборудования по всему стволу скважины в процессе нагнетания обеспечивалась температура не ниже 22°С. Для этого газожидкостная смесь на устье должна иметь соответствующую температуру, нисходящую скорость движения смеси в скважине и минимальные теплопотери в окружающие породы. Это достигалось за счет спуска 11/2" труб на глубину 900 м, по которым закачивалась смесь.Next, the temperature of the injected mixture was determined at the wellhead, so that at certain geometric dimensions of the downhole equipment throughout the wellbore during injection, a temperature of at least 22 ° C would be ensured. For this, the gas-liquid mixture at the mouth must have an appropriate temperature, a downward speed of the mixture in the well and minimal heat loss to the surrounding rocks. This is achieved by lowering a 1 1/2 "pipe to a depth of 900 m, on which the pumped mixture.
По всей длине трубопровода 2 были установлены четыре секции кабеля, образующие единый комплекс нагрева, включающиеся и выключающиеся совершенно самостоятельно, имеющие свою собственную систему автоматики.Over the entire length of pipeline 2, four cable sections were installed, forming a single heating complex, turning on and off completely independently, having their own automation system.
Вся система, ее мощность, логика автоматики была разработана исходя из условий процесса гидратообразования в скважине.The entire system, its power, automation logic was developed based on the conditions of the hydrate formation process in the well.
Результаты расчетов распределенной температуры по стволу скважины для различных температур нагнетаемой газожидкостной смеси на устье представлены в табл.2. Расчеты были проведены для температуры на устье 40, 60, 80°С. Как видно из расчетов, только для температуры 80°С на устье мы имеем температуру по стволу скважины, практически на всех глубинах превосходящую критическую - 22°С. В практических условиях достижение этих температур по стволу скважины обеспечивали при температуре на устье не менее 90°С, при цикличности осуществления процесса нагнетания.The results of the calculation of the distributed temperature along the wellbore for various temperatures of the injected gas-liquid mixture at the wellhead are presented in Table 2. Calculations were performed for the temperature at the mouth of 40, 60, 80 ° C. As can be seen from the calculations, only for a temperature of 80 ° C at the wellhead do we have a temperature along the wellbore that at almost all depths exceeds the critical temperature of 22 ° C. In practical conditions, the achievement of these temperatures along the wellbore was ensured at a temperature at the mouth of at least 90 ° C, with a cyclic injection process.
На фиг.4 представлена диаграмма изменения давления на устье при нагнетании газожидкостной смеси в скважину №222. Видно, что первые четыре часа идет замещение в стволе скважины столба жидкости столбом газожидкостной смеси. Отношение удельных весов этих сред и определяет угол наклона прямой линии. Второй участок характеризуется практически горизонтальной характеристикой, т.е. постоянным давлением нагнетания. Далее идет процесс зарождения зародышей гидрата на стенках труб и быстрое перекрытие проходного сечения, что приводит к резкому росту давления нагнетания. Процесс, показанный на верхней диаграмме, проходил в скважине, когда фронт тепла от нагнетаемой нагретой газожидкостной смеси не успел достаточно продвинуться. Поэтому время процесса до начала образования гидрата сокращено. На нижней диаграмме фронт тепла продвинулся дальше и естественно время нагнетания без образования гидрата увеличено.Figure 4 presents a diagram of the pressure change at the mouth during injection of a gas-liquid mixture into well No. 222. It can be seen that the first four hours there is a substitution in the well bore of a column of liquid column of gas-liquid mixture. The ratio of the specific gravities of these media determines the angle of inclination of a straight line. The second section is characterized by an almost horizontal characteristic, i.e. constant discharge pressure. Next is the process of nucleation of hydrate nuclei on the walls of the pipes and the rapid closure of the bore, which leads to a sharp increase in the discharge pressure. The process shown in the upper diagram took place in the well when the heat front from the injected heated gas-liquid mixture did not have enough progress. Therefore, the process time before hydrate formation begins is reduced. In the lower diagram, the heat front has advanced further and naturally the discharge time without hydrate formation has been increased.
Согласно предлагаемому способу запуск скважины осуществляли в циклическом режиме, т.е. не ожидая образования гидрата, полностью перекрывающего нагнетательные трубы, резко уменьшают нагнетание газожидкостной смеси с одновременным кратковременным интенсивным нагнетанием метанола, чтобы избежать развития процесса гидратообразования. Далее процесс повторяли многократно.According to the proposed method, the well was launched in a cyclic mode, i.e. not expecting the formation of a hydrate completely overlapping the discharge pipes, they sharply reduce the injection of the gas-liquid mixture with simultaneous short-term intensive injection of methanol in order to avoid the development of the hydrate formation process. Next, the process was repeated many times.
Через несколько циклов, которые в сумме обеспечивают время, за которое достаточное количество тепла будет передано окружающим породам, происходит безгидратное продолжение процесса. Это подтверждается диаграммой изменения давления на устье скважины при циклической закачке газожидкостной смеси (Фиг.5).After several cycles, which in total provide the time for which a sufficient amount of heat will be transferred to the surrounding rocks, the process proceeds without hydration. This is confirmed by a diagram of pressure changes at the wellhead during cyclic injection of a gas-liquid mixture (Figure 5).
После продолжительной закачки подогретой газожидкостной смеси скважина, даже в случае длительного (до одного месяца) простоя, запускается в безгидратном режиме.After a prolonged injection of a heated gas-liquid mixture, the well, even in the event of a prolonged shutdown (up to one month), starts up in a non-hydrate mode.
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006145568/03A RU2334085C1 (en) | 2006-12-22 | 2006-12-22 | Method of gas and fluid mix injection to well |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006145568/03A RU2334085C1 (en) | 2006-12-22 | 2006-12-22 | Method of gas and fluid mix injection to well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006145568A RU2006145568A (en) | 2008-06-27 |
| RU2334085C1 true RU2334085C1 (en) | 2008-09-20 |
Family
ID=39679687
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006145568/03A RU2334085C1 (en) | 2006-12-22 | 2006-12-22 | Method of gas and fluid mix injection to well |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2334085C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524580C1 (en) * | 2013-10-31 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of oil deposit by heat and water-gas impacts in vertical, horizontal and multihole wells system |
| CN105863567A (en) * | 2015-11-02 | 2016-08-17 | 北京泰斯特威尔技术有限公司 | Pressure controlling and air lifting drainage gas recovery equipment and method |
-
2006
- 2006-12-22 RU RU2006145568/03A patent/RU2334085C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ЛОПАТИН Ю. и др. Преимущества газобустерной насосно-компрессорной установки УНТ 8/15 в нефтегазовом производстве. -Нефтяное хозяйство, № 9. - М.: 2003, с.82-83. * |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2524580C1 (en) * | 2013-10-31 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development of oil deposit by heat and water-gas impacts in vertical, horizontal and multihole wells system |
| CN105863567A (en) * | 2015-11-02 | 2016-08-17 | 北京泰斯特威尔技术有限公司 | Pressure controlling and air lifting drainage gas recovery equipment and method |
| CN105863567B (en) * | 2015-11-02 | 2018-03-20 | 北京泰斯特威尔技术有限公司 | Pressure control gaslift water pumping gas production device and method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2006145568A (en) | 2008-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7243726B2 (en) | Enhancing a flow through a well pump | |
| RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
| RU2518684C2 (en) | Method of extraction of oil and other formation fluids from reservoir (versions) | |
| CN111512017A (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
| RU2663527C1 (en) | Method for developing steam horizontal wells giving high viscosity oil | |
| CN109356560B (en) | In-situ mining method and in-situ mining well pattern | |
| RU2555713C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2334085C1 (en) | Method of gas and fluid mix injection to well | |
| CA2997944C (en) | Polymer hydration system and method | |
| CN105822252A (en) | Well cementation pipe column combination and well cementation method | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| WO2014000095A1 (en) | Sagdox operation in leaky bitumen reservoirs | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2393343C1 (en) | Method of supply of hydrocarbons from watering out formation | |
| RU2550636C1 (en) | Method of high-viscosity oil well development and operation | |
| RU2679423C1 (en) | Method of development of deposit of superhigh viscosity oil with water-bearing intervals | |
| RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
| RU2273725C2 (en) | Method and device for oil and gas well dewaxing | |
| RU2131970C1 (en) | Method of well killing | |
| Visser | Offshore production of heavy oil | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU63434U1 (en) | DEVICE FOR DOWNLOADING A GAS-FLUID MIXTURE IN A WELL | |
| RU2310743C1 (en) | Method for thermal oil reservoir treatment | |
| RU2239122C2 (en) | Pump station for pumping multi-component gas containing mixture | |
| RU2439296C2 (en) | Vniigaz method of killing wells with abnormal low bed pressure |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |