RU2387816C1 - Method of cluster water injection into fill-in wells - Google Patents
Method of cluster water injection into fill-in wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2387816C1 RU2387816C1 RU2009115496/03A RU2009115496A RU2387816C1 RU 2387816 C1 RU2387816 C1 RU 2387816C1 RU 2009115496/03 A RU2009115496/03 A RU 2009115496/03A RU 2009115496 A RU2009115496 A RU 2009115496A RU 2387816 C1 RU2387816 C1 RU 2387816C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- volume
- wells
- water
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи и работе системы поддержания пластового давления.The proposal relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits and the operation of the reservoir pressure maintenance system.
Известен способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.181-183), по которому вода по водоводам низкого давления подается на кустовую насосную станцию, а затем - по водоводам высокого давления в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Этот способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины принят нами за аналог.There is a method of cluster injection of water into injection wells (see the manual "Operation of reservoir pressure maintenance systems in the development of oil fields", ed. Zeygman Yu.V., Ufa: Publishing House UGNTU, 2007, p.181-183), which water is fed through low-pressure pipelines to a cluster pump station, and then through high-pressure pipelines to injection wells to maintain reservoir pressure. This method of cluster water injection into injection wells is accepted by us as an analog.
Известен способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины (см. патент РФ №2186954, 7 E21B 43/20. Опубл. БИ №22 от 10.08.2002 г.), по которому вода по водоводам низкого давления подается на кустовую насосную станцию, а затем - по водоводам высокого давления в нагнетательные скважины для поддержания пластового давления. Этот способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины принят нами за наиболее близкий аналог.There is a method of cluster injection of water into injection wells (see RF patent No. 2186954, 7 E21B 43/20. Publ. BI No. 22 of 08/10/2002), by which water is supplied through a low pressure pipe to a cluster pump station, and then - through high pressure pipelines to injection wells to maintain reservoir pressure. This method of cluster water injection into injection wells was adopted by us as the closest analogue.
У наиболее близкого аналога термин «пороговое значение» за определенный период времени соответствует (равно) заданному объему закачки. В этом случае нагнетательные скважины отключаются (закрываются) полностью.For the closest analogue, the term “threshold value” for a certain period of time corresponds to (equal to) a given injection volume. In this case, the injection wells are shut off (closed) completely.
Известные способы кустовой закачки воды в нагнетательные скважины при работе системы поддержания пластового давления в циклическом режиме, предусматривающие чередование включения и отключения нагнетательных скважин (скважина «открыта» или скважина «закрыта»), имеют следующие недостатки:Known methods of cluster injection of water into injection wells during operation of the reservoir pressure maintenance system in a cyclic mode, providing for alternating switching on and off of injection wells (the well is “open” or the well is “closed”), have the following disadvantages:
а) при отключении нагнетательных скважин:a) when shutting off injection wells:
- происходит кольматация пластов нагнетательных скважин, сложенных песчаниками, а также, вследствие оседания твердых взвешенных частиц с внутрискважинного оборудования в призабойной зоне нагнетательных скважин, что требует проведения работ по ее очистке;- there is a mudding of the layers of injection wells, composed of sandstones, and also, due to sedimentation of solid suspended particles from downhole equipment in the bottom-hole zone of injection wells, which requires work to clean it;
- кроме того, в зимний период происходит замерзание водоводов высокого давления и устья нагнетательных скважин, что требует их утепление.- in addition, during the winter period, high pressure water conduits and the mouth of injection wells freeze, which requires their insulation.
б) при включении нагнетательных скважин:b) when you turn on injection wells:
- происходит транспортировка ударной дозы твердых взвешенных частиц с водоводов высокого давления в призабойную зону нагнетательных скважин, что также требует проведения работ по ее очистке;- the shock dose of solid suspended particles is transported from the high pressure pipelines to the bottom-hole zone of the injection wells, which also requires cleaning;
- возникают гидравлические удары в водоводах высокого давления, что приводит к уменьшению срока службы водоводов.- there are hydraulic shocks in high pressure water pipes, which leads to a decrease in the service life of water pipes.
Технической задачей предлагаемого изобретения является уменьшение кольматации пластов нагнетательных скважин, снижение скорости падения приемистости нагнетательных скважин, исключение замерзания водоводов высокого давления и устья нагнетательных скважин в зимний период, увеличение срока службы и снижение вероятности порывов на водоводах высокого давления, за счет непрерывной регулируемой закачки воды в нагнетательные скважины и, в результате, снижение материальных затрат на строительство, обслуживание и ремонт систем закачки воды, и в конечном счете, увеличение текущей добычи и нефтеотдачи пластов.The technical task of the invention is to reduce the mudding of injection wells, to reduce the rate of fall of injectivity of injection wells, to prevent freezing of high pressure water conduits and the mouth of injection wells in winter, to increase the service life and to reduce the likelihood of gusts in high pressure water conduits, due to the continuous controlled injection of water into injection wells and, as a result, lower material costs for the construction, maintenance and repair of water injection systems s, and ultimately, an increase in current production and oil recovery.
Техническая задача решается способом кустовой закачки воды в нагнетательные скважины, включающим регулирование объема закачки с учетом порогового значения при определенном объеме закачки за определенный период времени для закачки за этот период заданного объема закачки.The technical problem is solved by the method of cluster injection of water into injection wells, including adjusting the injection volume taking into account the threshold value at a certain injection volume for a certain period of time for injection of a given injection volume for this period.
Новым является то, что при циклическом режиме закачки воды в нагнетательные скважины подбирают пороговое значение объема закачки для каждой скважины, меньшее заданного для нее объема закачки за определенный период времени, но составляющее основной объем закачки - до 95% заданного объема, после достижения которого в течение оставшегося времени определенного периода закачку производят с меньшим объемом до достижения заданного объема - переходят на режим подкачки с регулированием давления и скорости закачки, в дальнейшем основной режим и режим подкачки чередуют, распределяют по различным скважинам и осуществляют одновременно одними насосами.What is new is that in the cyclic mode of water injection into injection wells, a threshold value of the injection volume for each well is selected that is less than the injection volume set for it for a certain period of time, but constitutes the main injection volume up to 95% of the specified volume, after which it is reached within the remaining time of a certain period, the injection is carried out with a smaller volume until the specified volume is reached — they switch to the pumping mode with regulation of pressure and injection speed, hereinafter the main mode and p the swap hedgehog is alternated, distributed over various wells and carried out simultaneously by one pump.
На фиг.1 представлена технологическая схема системы поддержания пластового давления для осуществления способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины.Figure 1 presents the technological scheme of the system for maintaining reservoir pressure for implementing the method of cluster injection of water into injection wells.
На фиг.2 представлена выноска А регулируемого гидросопротивления, состоящего (варианты): а) из регулируемой задвижки; б) из регулируемой задвижки и дополнительного регулируемого вентиля; в) из регулируемой задвижки и двух дополнительных тарированных вентилей.Figure 2 presents the leader A adjustable hydraulic resistance, consisting of (options): a) from an adjustable valve; b) from an adjustable gate valve and an additional adjustable valve; c) from an adjustable gate valve and two additional calibrated valves.
На фиг.3 представлены графики закачки воды в нагнетательные скважины насосом КНС.Figure 3 presents graphs of water injection into injection wells by the pump pump.
Схема содержит насос высокого давления 1 кустовой насосной станции 2, выкидной водовод 3 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 4 (см. фиг.1) с регулируемым гидросопротивлением 5, состоящим из регулируемой задвижки 6 (см. фиг.2, вариант а), с регулируемым гидросопротивлением 5, состоящим из регулируемой задвижки 6 и дополнительного тарированного регулируемого вентиля 7 (см. фиг.2, вариант б), с регулируемым гидросопротивлением 5, состоящим из регулируемой задвижки 6 и двух дополнительных тарированных регулируемых вентилей 8, 9 (см. фиг.2, вариант в), и расходомерами 10, 11, 12, водоводы 13, 14, 15, обратные клапаны 16, 17, 18, нагнетательные скважины 19, 20, 21 (см. фиг.1). Варианты б и в (см. фиг.2) позволяют более точно регулировать объемы закачки, так как снабжены тарированными регулируемыми вентилями 7 (см. фиг.2, вариант б), 8 и 9 (см. фиг.2, вариант в), которые тарируются (поверяются) для определенного заранее рассчитанного объема. При варианте а (см. фиг.2) возможна грубая регулировка объема закачки прикрытием регулируемой задвижки 6, которая при очень больших объемах закачки допустима (например, при объемах закачки свыше 200 м3 в сутки). При наличии одного тарированного регулируемого вентиля 7 (см. фиг.2, вариант б) возможна ступенчатая точная регулировка объема (регулируемая задвижка 6 и тарированный регулируемый вентиль 7 открыты или регулируемая задвижка 6 закрыта, а тарированный регулируемый вентиль 7 открыт) и применяется на скважинах 19, 20 или 21 (см. фиг.1) при объемах закачки, например, 100-200 м3 в сутки. Причем при наличии более одного тарированного регулируемого вентиля 8 (см. фиг.2, вариант в) и 9 возможно ступенчатое более точное регулирование объема (при отрытой или закрытой регулируемой задвижке 6: открыты тарированные регулируемые вентили 8 и 9, открыт тарированный регулируемый вентиль 8 или открыт тарированный регулируемый вентиль 9) для скважин 19, 20 или 21 (см. фиг.1), не допускающих избыточного объема закачки (например, при объемах закачки 50-99 м в сутки). Количество дополнительных тарированных регулируемых вентилей может быть и более двух (на фиг.2 не показаны), но в очень редких случаях, требующих очень точной регулировки объемов закачки для усложненных скважин 19, 20 или 21 (см. фиг.1), с малыми объемами закачки (например, при объемах закачки менее 50 м3 в сутки).The circuit contains a
Схема работает следующим образом (см. фиг.1, фиг.2). Предлагаемый способ кустовой закачки воды в нагнетательные скважины предусматривает непрерывную закачку воды насосом высокого давления 1 кустовой насосной станции 2 через выкидной водовод 3 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 4 (см. фиг.1) с регулируемым гидросопротивлением 5 (см. фиг.2, варианты а, б, в) и расходомерами 10, 11, 12, водоводы 13, 14, 15, обратные клапаны 16, 17, 18 в нагнетательные скважины 19, 20, 21 (см. фиг.1) и осуществляется с использованием чередования двух режимов: основного режима и режима подкачки. В основном режиме обеспечивается до 95% заданного объема закачки за определенный период времени, в режиме подкачки - в оставшееся время определенного периода закачку производят с меньшим объемом до достижения заданного объема закачки. При этом основной режим и режим подкачки на различных скважинах распределен во времени и осуществляется одновременно одним насосом, за счет этого производительность насоса высокого давления 1 кустовой насосной станции 2 остается неизменной.The scheme works as follows (see figure 1, figure 2). The proposed method of cluster injection of water into injection wells involves continuous injection of water by a
Регулируемое гидросопротивление 5 (см. фиг.2, варианты а, б, в) подбираются для каждой нагнетательной скважины индивидуально. Регулируя величину гидросопротивления 5 (см. фиг.2, варианты а, б, в), регулируют давление и скорость закачки воды в нагнетательные скважины 19, 20, 21. Система поддержания пластового давления для осуществления способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины подключена к системе телемеханики.Adjustable hydraulic resistance 5 (see figure 2, options a, b, c) are selected for each injection well individually. By adjusting the value of the hydraulic resistance 5 (see Fig. 2, options a, b, c), the pressure and speed of water injection into
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
К кустовой насосной станции в среднем подключается от 5 до 30 нагнетательных скважин. Рассмотрим пример конкретного выполнения, когда к кустовой насосной станции подключены 12 нагнетательных скважин (см. фиг.3). В соответствии с заданием по закачке за определенный период времени - одни сутки (24 часа) в нагнетательные скважины 19, 20 или 21 (см. фиг.1) и т.д., обозначенные на графике закачки воды в нагнетательные скважины насосом КНС (см. фиг.3): А, В, С, D, Е, F, G, H, I, J, К, L необходимо закачать 1680 м3 воды насосом ЦНС 63-1400. Суточная закачка 1680 м3 воды распределяется по нагнетательным скважинам следующим образом: скважина А 170 м3/сут, скважина В 165 м3/сут, скважина С 155 м3/сут, скважина D 150 м3/сут, скважина Е 145 м3/сут, скважина F 140 м3/сут, скважина G 135 м3/сут, скважина H 130 м3/сут, скважина I 130 м3/сут, скважина J 125 м3/сут, скважина K 120 м3/сут, скважина L 115 м3/сут (см. фиг.3).An average of 5 to 30 injection wells are connected to a cluster pumping station. Consider an example of a specific implementation when 12 injection wells are connected to a cluster pumping station (see FIG. 3). In accordance with the task of injection for a certain period of time - one day (24 hours) into
При реализации предлагаемого способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины в первые 12 часов (первая половина суток) нагнетательные скважины A, C, Е, G, I, К работают в основном режиме, в котором обеспечивается до 95% заданного объема закачки в эти скважины: скважина A 156 м3, скважина C 144 м3, скважина E 134,4 м3, скважина G 123,96 м3, скважина I 122,76 м3, скважина K 111 м3. Нагнетательные скважины B, D, F, Н, J, L работают в режиме подкачки (см. фиг.3).When implementing the proposed method of cluster injection of water into injection wells in the first 12 hours (first half of the day), injection wells A, C, E, G, I, K operate in the main mode, which provides up to 95% of the specified volume of injection into these wells: well A 156 m 3 , well C 144 m 3 , well E 134.4 m 3 , well G 123.96 m 3 , well I 122.76 m 3 , well K 111 m 3 . Injection wells B, D, F, H, J, L operate in the pumping mode (see figure 3).
При реализации предлагаемого способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины в последующие 12 часов (вторая половина суток) нагнетательные скважины A, C, Е, G, I, К работают в режиме подкачки. Нагнетательные скважины B, D, F, Н, J, L работают в основном режиме, в котором обеспечивается до 95% заданного объема закачки в эти скважины: скважина B 156 м3, скважина D 141,6 м3, скважина F 132 м3, скважина Н 122,4 м3, скважина J 117,6 м3, скважина L 107,52 м3 (см. фиг.3).When implementing the proposed method of cluster injection of water into injection wells in the next 12 hours (second half of the day), injection wells A, C, E, G, I, K operate in the pumping mode. Injection wells B, D, F, H, J, L operate in the main mode, which provides up to 95% of the specified volume of injection into these wells: well B 156 m 3 , well D 141.6 m 3 , well F 132 m 3 , well N 122.4 m 3 , well J 117.6 m 3 , well L 107.52 m 3 (see FIG. 3).
Регулируя величины гидросопротивлений 5 (см. фиг.2), регулируют давление и скорость закачки воды в нагнетательные скважины в режиме подкачки. В дальнейшем происходит чередование режимов: основного режима и режима подкачки.By adjusting the hydraulic resistance 5 (see figure 2), regulate the pressure and speed of water injection into injection wells in the pumping mode. In the future, an alternation of modes occurs: the main mode and the swap mode.
При реализации предлагаемого способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины предусматривается непрерывность закачки воды насосом высокого давления 1 (см. фиг.1) кустовой насосной станции 2, при этом производительность насоса высокого давления 1 кустовой насосной станции 2 остается неизменной и составляет 70 м3/ч или 1680 м3/сут (см. фиг.1, фиг.3).When implementing the proposed method of cluster injection of water into injection wells, the continuity of water injection by the high pressure pump 1 (see Fig. 1) of the
Ниже приводятся формулы, с помощью которых можно определять параметры при реализации предлагаемого способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины.The following are formulas with which you can determine the parameters when implementing the proposed method of cluster injection of water into injection wells.
где Т - период времени, в течение которого обеспечивается заданный объем закачки, принимается равным 24 часа;where T is the period of time during which the specified volume of injection is provided, is taken equal to 24 hours;
T1 - период времени, по истечении которого наступает пороговое значение заданного объема закачки и в течение которого обеспечивается до 95% заданного объема закачки (основной режим), час;T 1 - the period of time after which the threshold value of the specified injection volume occurs and during which up to 95% of the specified injection volume is provided (main mode), hour;
Т2 - оставшийся период времени, в течение которого обеспечивается закачка воды до заданного объема закачки (режим подкачки), час.T 2 - the remaining period of time during which water is pumped to a predetermined injection volume (pumping mode), hour.
Заданный объем закачки Qзад:Preset download volume Q ass :
где Where
где Q1 - объем закачки за период времени T1, м3;where Q 1 is the injection volume over a period of time T 1 , m 3 ;
Q2 - объем закачки за оставшийся период времени T2, м3;Q 2 - injection volume for the remaining time period T 2 , m 3 ;
qосн - объем закачки при основном режиме, м3/час;q main - injection volume in the main mode, m 3 / h;
qпод - объем закачки при режиме подкачки (пропускная способность регулируемого вентиля или тарированного вентиля), м3/час.q under - pumping volume in the swap mode (throughput of the regulated valve or tared valve), m 3 / hour.
Подставляя формулы (3) и (4) в формулу (2), получаем:Substituting formulas (3) and (4) into formula (2), we obtain:
Используя формулу (5), можно определить T1 и qпод:Using formula (5), we can determine T 1 and q under :
Технико-экономическая эффективность предлагаемого способа кустовой закачки воды в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления нефтяного месторождения достигается за счет непрерывной регулируемой закачки воды в нагнетательные скважины.The technical and economic efficiency of the proposed method of cluster injection of water into injection wells of a system for maintaining formation pressure of an oil field is achieved by continuously controlled injection of water into injection wells.
Использование данного изобретения в нефтяной промышленности позволяет снизить затраты на единицу (1 м3) закачиваемой технологической воды и, в конечном итоге, снизить себестоимость единицы добытой нефти (1 т) за счет:The use of this invention in the oil industry allows to reduce costs per unit (1 m 3 ) of pumped process water and, ultimately, reduce the cost of a unit of oil produced (1 t) due to:
- уменьшения кольматации пластов нагнетательных скважин;- reduction of mudding of reservoirs of injection wells;
- снижения скорости падения приемистости нагнетательных скважин;- reduce the rate of fall of the injectivity of injection wells;
- исключения затрат на утепление водоводов высокого давления и устья нагнетательных скважин в зимний период;- exclusion of the costs of warming high pressure pipelines and the mouth of injection wells in the winter;
- увеличения срока службы и снижения вероятностей порывов на водоводах высокого давления;- increase the service life and reduce the likelihood of gusts on high pressure pipelines;
- повышения текущей добычи и нефтеотдачи за счет обеспечения работоспособности системы в зимний период, сокращения простоев, связанных с ремонтными работами на водоводах и в призабойной зоне пласта, сокращения загрязнения продуктивных пластов.- increasing current production and oil recovery by ensuring the system’s operability in the winter, reducing downtime associated with repair work on water pipelines and in the bottomhole formation zone, and reducing pollution of productive formations.
Таким образом, использование данного изобретения позволит уменьшить кольматацию пластов нагнетательных скважин, снизить скорость падения приемистости нагнетательных скважин, исключить замерзание водоводов высокого давления и устья нагнетательных скважин в зимний период, увеличить срок службы и снизить вероятности порывов на водоводах высокого давления, за счет непрерывной регулируемой закачки воды в нагнетательные скважины и, в результате, снизить материальные затраты на строительство, обслуживание и ремонт систем закачки воды, и в конечном счете, увеличить текущую добычу и нефтеотдачу пластов.Thus, the use of this invention will reduce the mudding of the injection wells, reduce the rate of fall of the injectivity of the injection wells, eliminate freezing of the high pressure water conduits and the mouth of the injection wells in the winter, increase the service life and reduce the likelihood of gusts on the high pressure water conduits, due to the continuous controlled injection water into injection wells and, as a result, reduce material costs for the construction, maintenance and repair of water injection systems, and ultimately, increase current production and oil recovery.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009115496/03A RU2387816C1 (en) | 2009-04-23 | 2009-04-23 | Method of cluster water injection into fill-in wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009115496/03A RU2387816C1 (en) | 2009-04-23 | 2009-04-23 | Method of cluster water injection into fill-in wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2387816C1 true RU2387816C1 (en) | 2010-04-27 |
Family
ID=42672668
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009115496/03A RU2387816C1 (en) | 2009-04-23 | 2009-04-23 | Method of cluster water injection into fill-in wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2387816C1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101936149A (en) * | 2010-09-17 | 2011-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | Automatic circulation switchers, separate zone water injection system and automatic circulation water injection method |
RU2494238C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water pumping to formation |
RU2520119C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
CN105804713A (en) * | 2016-04-01 | 2016-07-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for rapidly determining water-injection starting pressure of wellheads in all small layers of water injection well |
CN106223913A (en) * | 2016-09-06 | 2016-12-14 | 北京科技大学 | A kind of multistation automatic water filling device and control method thereof |
RU2714898C1 (en) * | 2019-10-17 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
RU2730137C1 (en) * | 2019-10-22 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for controlled pumping of liquid into formation |
-
2009
- 2009-04-23 RU RU2009115496/03A patent/RU2387816C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101936149A (en) * | 2010-09-17 | 2011-01-05 | 中国石油化工股份有限公司 | Automatic circulation switchers, separate zone water injection system and automatic circulation water injection method |
CN101936149B (en) * | 2010-09-17 | 2013-12-04 | 中国石油化工股份有限公司 | Automatic circulation switchers, separate zone water injection system and automatic circulation water injection method |
RU2494238C1 (en) * | 2012-05-03 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | System of cluster water pumping to formation |
RU2520119C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
CN105804713A (en) * | 2016-04-01 | 2016-07-27 | 中国石油化工股份有限公司 | Method for rapidly determining water-injection starting pressure of wellheads in all small layers of water injection well |
CN106223913A (en) * | 2016-09-06 | 2016-12-14 | 北京科技大学 | A kind of multistation automatic water filling device and control method thereof |
CN106223913B (en) * | 2016-09-06 | 2018-07-06 | 北京科技大学 | A kind of multistation automatic water filling device and its control method |
RU2714898C1 (en) * | 2019-10-17 | 2020-02-20 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
RU2730137C1 (en) * | 2019-10-22 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Device for controlled pumping of liquid into formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2387816C1 (en) | Method of cluster water injection into fill-in wells | |
EP3472424A1 (en) | Flow control system and method | |
RU2672921C1 (en) | Method of regulating development of oil field | |
CN106522892B (en) | Hydraulic throwing-fishing type sand discharging and coal powder discharging gas production device and method | |
CN103816714A (en) | Economical recharge system for sandstone geothermal tail water | |
CN111396018A (en) | Fracturing method for improving laying effect of propping agent of heterogeneous reservoir | |
RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
CN114991734B (en) | Shale gas well on-site liquid discharge test optimization method based on matrix flowback capability | |
RU2336413C1 (en) | Method of oil pool development | |
RU2436941C1 (en) | Procedure for control over water flood of non-uniform reservoir | |
RU2521245C1 (en) | Control method of oil pool development | |
CN108625831A (en) | A kind of enhanced gaslift and the gas well discharge and mining method using enhanced gaslift | |
RU2397318C1 (en) | System for pumping displacement agent into pressure wells | |
RU2672365C1 (en) | Method for developing oil deposit on unsteady cyclic pumping mode and device for its implementation | |
RU2548459C1 (en) | Method of cluster drain and disposal of associated water | |
RU138853U1 (en) | DISTRIBUTION AND DOSING SYSTEM FOR HYDRATE FORMATION INHIBITOR | |
RU2722190C1 (en) | Method for development of multi-layer deposits of natural gases | |
RU2381354C1 (en) | Oil fields development method | |
RU2725406C1 (en) | Method of bituminous oil deposit development by thermal methods | |
RU2543841C1 (en) | Oil deposit development method | |
RU2528185C1 (en) | Control method of oil pool development | |
CN105672962A (en) | Air foam flow distribution device and method | |
RU2301326C1 (en) | Oil field development control method | |
RU2240422C2 (en) | Method for optimizing process of oil extraction from bed | |
RU2548460C1 (en) | Control method for production and actions system at wells cluster |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160424 |