RU2386017C1 - Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation - Google Patents
Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2386017C1 RU2386017C1 RU2008151337/03A RU2008151337A RU2386017C1 RU 2386017 C1 RU2386017 C1 RU 2386017C1 RU 2008151337/03 A RU2008151337/03 A RU 2008151337/03A RU 2008151337 A RU2008151337 A RU 2008151337A RU 2386017 C1 RU2386017 C1 RU 2386017C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- jet pump
- well
- formation
- reservoir
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами и их разработка при раздельной эксплуатации малорентабельна.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development of multilayer hydrocarbon deposits in the case when productive formations are characterized by various thermobaric and filtration-capacitive properties and their development during separate operation is unprofitable.
Известен способ бурения и разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (патент РФ2295632, Е21В 43/14, 7/04, 13.03.2006), включающийA known method of drilling and development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations (patent RF2295632, ЕВВ 43/14, 7/04, 03/13/2006), including
- двухэтапное кустовое бурение эксплуатационных скважин на выбранный в качестве основного объекта разработки высокопроницаемый нижний пласт, над которым расположен низкопроницаемый пласт с более высоким пластовым давлением- two-stage cluster drilling of production wells for a high-permeability lower layer selected as the main development object, over which a low-permeability layer with a higher reservoir pressure is located
- предварительный, регулируемый по давлению, перепуск флюида из высоконапорного пласта в низконапорный пласт,- preliminary, pressure-controlled, fluid transfer from a high-pressure formation to a low-pressure formation,
- и последующую эксплуатацию месторождения кустами скважин,- and subsequent operation of the field with well clusters,
- причем на первом этапе на каждом кусте производят бурение перепускных скважин с многоствольными горизонтальными окончаниями в оба пласта, через которые осуществляют перепуск флюида из верхнего высоконапорного пласта в нижний низконапорный пласт;- moreover, at the first stage, bypass wells are drilled at each wellbore with multi-lateral horizontal endings in both reservoirs, through which fluid is transferred from the upper high-pressure formation to the lower low-pressure formation;
- а выше интервала зарезки боковых стволов над верхним пластом устанавливают непроницаемый раздел, например в виде цементного моста, выше которого осуществляют бурение бокового ствола на нижний пласт и последующее разбуривание непроницаемого раздела,- and above the interval of sidetracking over the upper layer, an impenetrable section is installed, for example, in the form of a cement bridge, above which a sidetrack is drilled onto the lower layer and subsequent drilling of the impenetrable section,
- на втором этапе, после того как пластовое давление в интервале вскрытия верхнего высоконапорного пласта снизится до величины, превышающей гидростатическое давление не более чем на 5-10%, на каждом кусте производят бурение эксплуатационных скважин- at the second stage, after the reservoir pressure in the interval of opening the upper high-pressure reservoir decreases to a value exceeding the hydrostatic pressure by no more than 5-10%, production wells are drilled on each well
- и добычу флюида осуществляют из нижнего пласта.- and the production of fluid is carried out from the lower reservoir.
Недостатком известного способа являются дополнительные затраты на бурение перепускных скважин.The disadvantage of this method is the additional cost of drilling bypass wells.
Известен способ разработки газовых месторождений (Закиров С.Н. и др. «Проектирование и разработка газовых месторождений», М.: Недра, 1974 г., с.312), включающий:A known method of developing gas fields (Zakirov S.N. and others. "Design and development of gas fields", M .: Nedra, 1974, s.312), including:
- разработку двух или нескольких пластов, эксплуатируемых раздельными сетками скважин с единой системой наземного обустройства- the development of two or more reservoirs operated by separate well grids with a unified land-based arrangement system
- и объединением потоков газа разных пластов.- and by combining gas flows from different layers.
Недостатком известного способа являются повышенные капитальные затраты при бурении раздельных сеток скважин на каждый пласт.The disadvantage of this method is the increased capital costs when drilling separate grids for each formation.
Известен «Способ одновременной раздельной эксплуатации двух газовых пластов» (А.с. СССР №1406346, Е21В 43/00, опубл. 30.06.1988, бюл. №24) одной скважиной, включающий:The well-known "Method of simultaneous separate operation of two gas reservoirs" (AS USSR No. 1406346, EV 43/00, publ. 06/30/1988, bull. No. 24) one well, including:
- разобщение пластов пакером,- separation of layers by a packer,
- отбор газа из нижнего пласта по колонне подъемных труб- gas extraction from the lower reservoir along the column of lifting pipes
- и отбор газа из верхнего пласта по затрубному пространству,- and the selection of gas from the upper reservoir in the annulus,
- причем для удаления накапливающейся жидкости из верхнего пласта в колонне подъемных труб над пакером выполнено отверстие,- moreover, to remove the accumulating fluid from the upper layer in the column of lifting pipes above the packer, an opening is made,
- через которое периодически производят продувку затрубного пространства путем перекрытия колонны подъемных труб- through which the annular space is purged periodically by blocking the column of lifting pipes
- с последующим перепуском газа из колонны подъемных труб в затрубное пространство.- followed by gas bypass from the column of lifting pipes into the annulus.
Недостатком известного способа является низкая эффективность удаления жидкости по мере выработки нижнего пласта, так как при снижении дебита газа из нижнего пласта скорости восходящего потока будет недостаточно для выноса жидкости. Кроме того, использование затрубного пространства, т.е. кольцевого сечения между наружной стенкой колонны подъемных труб и внутренней стенкой обсадной колонны, для эксплуатации верхнего пласта не всегда возможно, так как площадь этого кольцевого сечения, как правило, значительно больше площади поперечного сечения внутри колонны подъемных труб. Поэтому даже в начальной стадии эксплуатации, когда дебит газа из верхнего пласта будет наибольшим, ввиду значительной площади затрубного пространства скорости восходящего потока газа может быть недостаточно для выноса жидкости.A disadvantage of the known method is the low efficiency of liquid removal as the bottom formation is developed, since with a decrease in gas production from the lower layer, the upward flow velocity will not be enough to carry the liquid out. In addition, the use of annulus, i.e. of annular cross section between the outer wall of the column of lifting pipes and the inner wall of the casing, for the operation of the upper layer is not always possible, since the area of this annular section, as a rule, is much larger than the cross-sectional area inside the column of lifting pipes. Therefore, even in the initial stage of operation, when the flow rate of gas from the upper reservoir will be the largest, due to the significant annular space, the velocity of the upward gas flow may not be enough to carry the liquid out.
Известен «Способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений» (Патент РФ №2282759, Е21В 43/14, опубл. 27.08.2006), при котором:The well-known "Method of operation of a downhole jet installation in the operation of multilayer deposits" (RF Patent No. 2282759, EV 43/14, publ. 08/27/2006), in which:
- в скважине устанавливают закрепленный с помощью пакеров струйный насос,- a jet pump fixed with packers is installed in the well,
- посредством которого флюид из пласта, обладающего большим давлением и продуктивностью, являясь активной средой, вовлекает в движение пассивный флюид из другого пласта.- by means of which fluid from a reservoir having high pressure and productivity, being an active medium, involves a passive fluid from another reservoir in motion.
Совместная эксплуатация двух и более продуктивных пластов одной скважиной предполагает обязательную возможность регулирования отбора флюида из каждого пласта, проведения в пластах гидродинамических исследований и учет отбора флюида по каждому из пластов, что не обеспечивается известным способом. Это обусловлено тем, что в струйном насосе происходит соединение и смешивание флюидов двух пластов, поэтому на поверхности возможно определение лишь суммарной производительности притока флюидов, но не из каждого пласта в отдельности, что не обеспечивает контроля выработки пластов.The joint operation of two or more productive reservoirs with one well implies the mandatory possibility of regulating fluid selection from each reservoir, conducting hydrodynamic studies in the reservoirs and accounting for fluid selection for each of the reservoirs, which is not provided by a known method. This is due to the fact that in the jet pump there is a connection and mixing of the fluids of the two layers, therefore, it is possible to determine on the surface only the total productivity of the influx of fluids, but not from each layer separately, which does not provide control of the formation production.
Кроме того, изменение параметров притока флюида (давления, дебита, влагосодержания, температуры и пр.) из каждого пласта по мере их эксплуатации влияет на характеристику работы струйного насоса, который, поскольку спущен в скважину, невозможно регулировать. Поэтому возможна ситуация, когда из-за недостаточной скорости активного флюида в рабочей камере струйного насоса не будет создаваться необходимое разрежение и, следовательно, будет отсутствовать эффект эжекции для вызова притока пассивного флюида, что делает работу струйной установки неэффективной. Для регулирования рабочих характеристик струйный насос необходимо извлекать из скважины, что приводит к простою скважины и снижению добычи газа.In addition, changing the parameters of fluid inflow (pressure, flow rate, moisture content, temperature, etc.) from each reservoir as they are used affects the performance of the jet pump, which, since it is lowered into the well, cannot be controlled. Therefore, it is possible that due to the insufficient speed of the active fluid in the working chamber of the jet pump, the necessary vacuum will not be created and, therefore, there will be no ejection effect to cause the flow of passive fluid, which makes the operation of the jet installation ineffective. To regulate the performance of the jet pump must be removed from the well, which leads to downtime and reduce gas production.
Задачей изобретения является повышение эффективности одновременно раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной.The objective of the invention is to increase the efficiency at the same time separate operation of two layers of one well.
Для достижения этого технического результата в известном способе разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов, включающем:To achieve this technical result in a known method for the development of multilayer hydrocarbon deposits with heterogeneous geological conditions of occurrence of productive formations, including:
- спуск в скважину колонны подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта,- descent into the well of a column of lifting pipes for the selection of fluid from the lower reservoir,
- установку в скважине между пластами разделительного пакера,- installation in the well between the layers of the separation packer,
- использование струйного насоса, за счет эжекции в котором флюид из пласта, обладающего большей продуктивностью, являясь активной средой, вовлекает в движение пассивный флюид из другого пласта,- the use of a jet pump, due to the ejection in which the fluid from the reservoir, which has greater productivity, being an active medium, draws in the movement a passive fluid from another reservoir,
- монтаж на устье скважины компоновки оборудования, включающей фонтанную арматуру, трубную подвеску, выкидную линию для пропуска флюида из нижнего пласта и трубопровод для транспортировки смеси флюидов,- installation of equipment layout at the wellhead including flowing fittings, pipe suspension, flow line for passing fluid from the lower reservoir and a pipeline for transporting the fluid mixture,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- в скважину дополнительно спускают колонну подъемных труб для отбора флюида из верхнего пласта и соединяют ее с трубной подвеской и дополнительной выкидной линией для верхнего пласта,- an additional string of lifting pipes is lowered into the well to select fluid from the upper formation and connected to the pipe suspension and an additional flow line for the upper formation,
- выработку запасов из двух пластов осуществляют в два этапа:- the development of reserves from two layers is carried out in two stages:
- на первом этапе с использованием струйного насоса до установления заданной разности забойных давлений в пластах,- at the first stage using a jet pump to establish a predetermined difference in bottomhole pressure in the reservoirs,
- после чего на втором этапе струйный насос исключают из компоновки скважинного и устьевого оборудования,- then at the second stage, the jet pump is excluded from the layout of the downhole and wellhead equipment,
- а выкидные линии от пластов соединяют с трубопроводом для транспортировки смеси флюидов.- and flow lines from the reservoirs are connected to the pipeline for transporting the fluid mixture.
Для осуществления заявляемого способа известная компоновка скважинного и устьевого оборудования, содержащая:For the implementation of the proposed method, the known arrangement of downhole and wellhead equipment, comprising:
- колонну подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры,- a column of lifting pipes for the selection of fluid from the lower reservoir, mounted on a pipe suspension of fountain fittings,
- установленный в скважине между пластами разделительный пакер,- a separation packer installed in the well between the layers,
- струйный насос,- jet pump
- присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре выкидную линию для пропуска флюида из нижнего пласта- a flow line attached to the surface of the fountain to pass fluid from the lower reservoir
- и трубопровод для транспортировки смеси флюидов,- and a pipeline for transporting a mixture of fluids,
СОГЛАСНО ИЗОБРЕТЕНИЮACCORDING TO THE INVENTION
- дополнительно содержит колонну подъемных труб для отбора флюида из верхнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры параллельно или концентрично колонне подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта,- additionally contains a column of lifting pipes for the selection of fluid from the upper reservoir, mounted on the pipe suspension of the fountain valves in parallel or concentrically to the column of lifting pipes for the selection of fluid from the lower reservoir,
- выкидную линию для пропуска флюида из верхнего пласта, присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре- flow line for the passage of fluid from the upper reservoir, attached on the surface to the fountain
- и счетчики учета продуктивности каждого пласта, установленные на выкидных линиях,- and performance counters for each layer installed on flow lines,
- причем выкидные линии соединены со струйным насосом, установленным на поверхности после счетчиков учета продуктивности перед трубопроводом для транспортировки смеси флюидов.- wherein the flow lines are connected to a jet pump installed on the surface after the productivity counters in front of the pipeline for transporting the fluid mixture.
На чертеже изображена схема осуществления заявляемого способа посредством заявляемой компоновки скважинного и устьевого оборудования, вид сбоку.The drawing shows a diagram of the implementation of the proposed method by the claimed layout of the downhole and wellhead equipment, side view.
Заявляемая компоновка скважинного и устьевого оборудования содержит колонну подъемных труб 1 для отбора флюида из нижнего пласта 2, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3, колонну подъемных труб 4 для отбора флюида из верхнего пласта 5, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3 параллельно колонне подъемных труб 1, установленный в скважине 6 между пластами 2 и 5 разделительный пакер 7, присоединенные на поверхности к фонтанной арматуре 3 выкидные линии 8 и 9 для пропуска флюида из каждого пласта, соединяемые в общий трубопровод 10, счетчики 11 учета продуктивности каждого пласта и запорно-регулирующие устройства 12, установленные на выкидных линиях 8 и 9, и струйный насос 13, установленный на поверхности после счетчиков 11 перед общим трубопроводом 10.The inventive arrangement of downhole and wellhead equipment includes a column of
Заявляемый способ осуществляют в два этапа следующим образом.The inventive method is carried out in two stages as follows.
На многопластовом месторождении углеводородов, представленном продуктивными пластами 2 и 5 с неоднородными геологическими условиями их залегания и различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами, в случае, когда над основным объектом разработки в виде высокопроницаемого низконапорного пласта 2 расположен малопроницаемый пласт 5 с более высоким пластовым давлением, разработка пласта 5 при раздельной эксплуатации малорентабельна, поскольку:In a multilayer hydrocarbon field, represented by
а) ввиду низкой проницаемости пласта 5 и низких дебитов из него бурение отдельных скважин на этот пласт экономически нецелесообразно;a) due to the low permeability of the
б) совместная эксплуатация пластов 2 и 5 одной скважиной невозможна ввиду того, что флюид из пласта 5, характеризующегося более высоким давлением, будет препятствовать дренированию флюида из пласта 2, характеризующегося меньшим давлением;b) the joint operation of
в) вызов притока из пласта 5 ввиду его малой проницаемости возможен только при значительной депрессии, несовместимой с депрессией, необходимой для оптимальной работы пласта 2.c) the call of the inflow from the
Поэтому выработку запасов из двух пластов путем одновременно раздельной эксплуатации одной скважиной осуществляют в два этапа с применением заявляемой компоновки скважинного и устьевого оборудования.Therefore, the development of reserves from two layers by simultaneously separately operating one well is carried out in two stages using the claimed layout of the downhole and wellhead equipment.
Для этого в пробуренную скважину 6, вскрывшую пласты 2 и 5, в интервал пласта 2 спускают колонну подъемных труб 1 с разделительным пакером 7, который устанавливают в скважине 6 между пластами 2 и 5. Затем параллельно колонне 1 в скважину 6 в интервал пласта 5 спускают колонну подъемных труб 4 для отбора флюида из верхнего пласта 5 и обе колонны соединяют с трубной подвеской фонтанной арматуры 3.To do this, in the interval of
Далее на поверхности к фонтанной арматуре 3 присоединяют выкидные линии 8 и 9 для пропуска флюида из колонн подъемных труб 1 и 4, соединяемые через струйный насос 13 в общий трубопровод 10. На выкидных линиях 8 и 9 до струйного насоса 13 устанавливают запорно-регулирующие устройства 12 и счетчики 11 учета продуктивности каждого пласта.Next,
На первом этапе одновременно раздельную эксплуатацию пластов 2 и 5 осуществляют с использованием струйного насоса 13, за счет эжекции в котором флюид из пласта 2, обладающего большей продуктивностью, являясь активной средой, вовлекает в движение пассивный флюид из пласта 5. При этом благодаря расположению в скважине 6 отдельных колонн подъемных труб 1 и 4 подбором их внутреннего диаметра и, следовательно, площади поперечного сечения для каждого из пластов 2 и 5 задается наиболее оптимальная скорость восходящего потока газа, обеспечивающая вынос пластовой жидкости, что предотвращает ее осаждение и накапливание на забое для нижнего пласта 2 и над пакером 7 для верхнего пласта 5, негативным последствием чего может быть снижение продуктивности пластов 2 и 5 из-за обратной фильтрации жидкости в пласт и его задавливание. Тем самым исключается снижение производительности скважины и затраты на ее возможный ремонт для очистки призабойной зоны от накопившейся жидкости.At the first stage, the separate operation of
Регулирование дебита каждого из пластов осуществляется запорно-регулирующими устройствами 12, а учет продуктивности каждого пласта - счетчиками 11, что в совокупности обеспечивает регулирование отбора флюида из каждого пласта, проведение в пластах гидродинамических исследований и учет отбора флюида по каждому из пластов и в конечном счете повышает эффективность разработки многопластового месторождения.The flow rate of each of the reservoirs is controlled by shut-off and
Размещение струйного насоса 13 на поверхности позволяет производить контроль степени разрежения для эжекции флюида из малопроницаемого пласта 5 путем регулирования поперечного сечения сопел на входе в камеру смешения и диффузор, что по мере изменения параметров притока флюидов из пластов 2 и 5 (давления, дебита, влагосодержания, температуры и пр.) обеспечивает наиболее оптимальную величину коэффициента эжекции струйного насоса, т.е. соотношения между количеством эжектирующего (активного) и эжектируемого (пассивного) флюидов, что повышает КПД струйного насоса и в конечном счете обеспечивает повышение эффективности разработки многопластового месторождения. Кроме того, такое расположение струйного насоса 13 сокращает временные затраты на его техническое обслуживание и ремонт, поскольку для этого нет необходимости производить подъем колонн подъемных труб 1 и 4. Одновременно с этим уменьшается и время простоя скважины, что также обеспечивает повышение эффективности разработки многопластового месторождения.Placing the
По мере выработки флюидов забойные давления в пластах 2 и 5 будут изменяться и при достижении их величин заданной разности давлений, например не более 2…5%, переходят ко второму этапу эксплуатации. При этом добычу газа из скважины временно прекращают, для чего перекрывают запорно-регулирующие устройства 12 на выкидных линиях 8 и 9, демонтируют струйный насос 13. Выкидные линии 8 и 9 после счетчиков 11 соединяют с общим трубопроводом, после чего открывают запорно-регулирующие устройства 12 и вновь осуществляют одновременно раздельную эксплуатацию двух пластов одной скважиной.As fluids are produced, bottomhole pressures in
Пример. При разведке одного из многопластовых месторождений углеводородов в Тюменской области были вскрыты две газовые залежи: верхняя - сенон, приуроченная к кузнецовской свите, и нижняя - сеноман, приуроченная к покурской свите, которые характеризуются следующими параметрами:Example. During the exploration of one of the multi-layer hydrocarbon deposits in the Tyumen region, two gas deposits were discovered: the upper one is the Senon, confined to the Kuznetsov Formation, and the lower one is the Cenoman, confined to the Pokur Formation, which are characterized by the following parameters:
а) сенонa) senon
- глубина залегания 770 м,- a depth of 770 m,
- пластовое давление - 9,5 МПа,- reservoir pressure - 9.5 MPa,
- запасы газа - 200 млрд.м3;- gas reserves - 200 billion m 3 ;
б) сеноманb) cenomanian
- глубина залегания 920 м,- depth of 920 m,
- пластовое давление - 9,2 МПа,- reservoir pressure - 9.2 MPa,
- запасы газа - 600 млрд.м3.- gas reserves - 600 billion m 3 .
Для осуществления заявляемого способа на стадии геологоразведочных работ была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация, и с этой целью в южной части месторождения на одной из скважин, вскрывшей пласты 2 и 5, была смонтирована заявляемая компоновка скважинного и устьевого оборудования (см. чертеж), включающая колонну подъемных труб 1 для отбора флюида из нижнего пласта 2, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3, колонну подъемных труб 4 для отбора флюида из верхнего пласта 5, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры 3 параллельно колонне подъемных труб 1, установленный в скважине 6 между пластами 2 и 5 разделительный пакер 7, присоединенные на поверхности к фонтанной установке 3 выкидные линии 8 и 9 для пропуска флюида из каждого пласта, соединяемые в общий трубопровод 10, счетчики 11 учета продуктивности каждого пласта и запорно-регулирующие устройства 12, установленные на выкидных линиях 8 и 9, и струйный насос 13, установленный на поверхности после счетчиков 11 перед общим трубопроводом 10.For the implementation of the proposed method at the stage of exploration, pilot production was carried out, and for this purpose, in the southern part of the field, one of the wells that uncovered
На первом этапе осуществлялась одновременно раздельная эксплуатация пластов 2 и 5 с помощью струйного насоса 13. В течение первого года эксплуатации были зафиксированы следующие параметры (см. таблицу).At the first stage, separate exploitation of
Таким образом, благодаря применению струйного насоса 13, обеспечивающему за счет использования энергии пласта 2 эффект эжекции и необходимую степень депрессии для вызова притока из пласта 5, одной скважиной была обеспечена одновременная эксплуатация двух пластов 2 и 5, несовместимых по своим термобарическим и фильтрационно-емкостным свойствам для совместной разработки. Тем самым был получен прирост добычи с одной скважины на 21% в год и экономия затрат ввиду отсутствия необходимости бурения скважины для эксплуатации пласта 5.Thus, due to the use of the
К концу первого года эксплуатации разница забойных давлений в пластах составила 2,2%, после чего скважину остановили, демонтировали из компоновки устьевого оборудования струйный насос 13 и выкидные линии 8 и 9 соединили с трубопроводом 10 для транспортировки смеси флюидов. Благодаря снижению давления в пласте 5 флюид из этого пласта не создавал противодавления поступлению флюида из пласта 2, что обеспечило эффективную выработку ресурсов обоих эксплуатационных объектов и суммарный прирост добычи с одной скважины на 19% в год.By the end of the first year of operation, the bottomhole pressure difference in the strata was 2.2%, after which the well was shut down, the
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008151337/03A RU2386017C1 (en) | 2008-12-23 | 2008-12-23 | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008151337/03A RU2386017C1 (en) | 2008-12-23 | 2008-12-23 | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2386017C1 true RU2386017C1 (en) | 2010-04-10 |
Family
ID=42671218
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008151337/03A RU2386017C1 (en) | 2008-12-23 | 2008-12-23 | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2386017C1 (en) |
Cited By (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102979612A (en) * | 2011-11-19 | 2013-03-20 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | Fan two-stroke engine |
CN102996227A (en) * | 2011-11-19 | 2013-03-27 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | Split exhaust two-stroke engine |
RU2485293C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration |
RU2536523C1 (en) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Development of multi-zone gas field |
CN104989325A (en) * | 2015-06-12 | 2015-10-21 | 中国海洋石油总公司 | Method for producing gas by using production pipe column of parallel double-pipe gas well |
RU2722190C1 (en) * | 2019-11-19 | 2020-05-28 | Александр Иосифович Пономарёв | Method for development of multi-layer deposits of natural gases |
RU2740884C1 (en) * | 2020-06-15 | 2021-01-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition |
RU2743550C1 (en) * | 2020-09-01 | 2021-02-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | System of collection and transportation of oil wells products |
-
2008
- 2008-12-23 RU RU2008151337/03A patent/RU2386017C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102979612A (en) * | 2011-11-19 | 2013-03-20 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | Fan two-stroke engine |
CN102996227A (en) * | 2011-11-19 | 2013-03-27 | 摩尔动力(北京)技术股份有限公司 | Split exhaust two-stroke engine |
RU2485293C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration |
RU2536523C1 (en) * | 2013-07-24 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Севернефтегазпром" | Development of multi-zone gas field |
CN104989325A (en) * | 2015-06-12 | 2015-10-21 | 中国海洋石油总公司 | Method for producing gas by using production pipe column of parallel double-pipe gas well |
CN104989325B (en) * | 2015-06-12 | 2017-10-13 | 中国海洋石油总公司 | A kind of method using two-tube gas well liquid loading tubing string gas production arranged side by side |
RU2722190C1 (en) * | 2019-11-19 | 2020-05-28 | Александр Иосифович Пономарёв | Method for development of multi-layer deposits of natural gases |
RU2740884C1 (en) * | 2020-06-15 | 2021-01-21 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт земной коры Сибирского отделения Российской академии наук (ИЗК СО РАН) | Method for simultaneous production of fluids prone to temperature phase transition |
RU2743550C1 (en) * | 2020-09-01 | 2021-02-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | System of collection and transportation of oil wells products |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2386017C1 (en) | Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation | |
US8191627B2 (en) | Tubular embedded nozzle assembly for controlling the flow rate of fluids downhole | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
US8418768B2 (en) | Bypass gaslift system, apparatus, and method for producing a multiple zones well | |
RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
WO2006076547B1 (en) | System and method for producing fluids from a subterranean formation | |
RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
CN102472089A (en) | System and method for intermittent gas lift | |
CN105649578A (en) | Vertical-well double-layer partial-pressure commingling method and device for coalbed methane | |
US20150267519A1 (en) | Artificial Lift System | |
RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
WO2007149008A1 (en) | Method for operating a well jet device at a hydraulic fracturing of multilayer hydrocarbon reservoirs | |
RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
RU2370640C1 (en) | Method of drilling wells and development of multibed deposits of hydrocarbons with non-uniform geological conditions of bed attitudes | |
RU2398104C2 (en) | Method for development of high-viscosity oil deposits | |
CN203412552U (en) | Water and pulverized coal discharging coal-bed methane mining device | |
RU2490436C1 (en) | Well operation method | |
RU2323331C1 (en) | Method for stacked oil pool development with the use of simultaneous separate working agent injection | |
RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
RU2382182C1 (en) | Multi branch, low production rate well assembly for simultaniouse several reservoirs of different productivity production, in abnormally low reservoir pressure conditions | |
RU2523318C1 (en) | Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field | |
RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
Hardegree et al. | Chamber Gas Lift in Horizontals | |
RU2547860C1 (en) | Method of development of oil deposits |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191224 |