RU2391495C1 - Method of oil reservoir development - Google Patents

Method of oil reservoir development Download PDF

Info

Publication number
RU2391495C1
RU2391495C1 RU2009109095/03A RU2009109095A RU2391495C1 RU 2391495 C1 RU2391495 C1 RU 2391495C1 RU 2009109095/03 A RU2009109095/03 A RU 2009109095/03A RU 2009109095 A RU2009109095 A RU 2009109095A RU 2391495 C1 RU2391495 C1 RU 2391495C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
water
injection
flow rate
interval
Prior art date
Application number
RU2009109095/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Александр Константинович Шевченко (RU)
Александр Константинович Шевченко
Станислав Иванович Чижов (RU)
Станислав Иванович Чижов
Андрей Александрович Шевченко (RU)
Андрей Александрович Шевченко
Original Assignee
Александр Константинович Шевченко
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 Александр Константинович Шевченко filed Critical Александр Константинович Шевченко
Priority to RU2009109095/03A priority Critical patent/RU2391495C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2391495C1 publication Critical patent/RU2391495C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: water-gas mix (WGM) is prepared by fluid-gas disperser (FGD) arranged at injection well mouth whereto compressed water and gas are fed. Gas is bled from gas wells or from tapped gas-saturated interval isolated from injection interval and communicated via circular space behind lift tube string and shut-off valves and accessories with FGD. Note here that WGM is injected by alternating in each cycle either injection of gas only or injection of water and gas, or gas and water, on maintaining injection well bottom hole pressure in injection interval with the following conditions observed: Pg<Pm<Pw, where: Pm is bottom hole pressure in injecting WGM into bed, Pg and Pw is bottom hole pressure in injecting only has or water, respectively. Note here that Pg, Pm and Pw are varied in every cycle from preset minimum to preset maximum values. In simultaneous feed of water and gas to FGD, water flow rate is kept constant, while water flow rate is varied within preset limits, or gas flow rate is kept constant while water flow rate is varied within preset limits.
EFFECT: higher efficiency of oil reservoir development.
2 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, к способам разработки нефтяной залежи с применением методов увеличения нефтеотдачи, в частности, путем закачки в водонасыщенный объем нефтяной залежи водогазовой смеси - ВГС.The invention relates to the oil industry, to methods for developing an oil deposit using enhanced oil recovery methods, in particular, by pumping a water-gas mixture into the water-saturated volume of an oil reservoir - HCV.

Известны способы закачки в пласт ВГС, образованной в процессе эжекции: патенты №№:2060378, 2088752, 2269646, 93003931, 94007734, 99121601. При этом ВГС приготовляют путем подачи на смесительное устройство воды и газа. Для этого необходимо воду и газ сжимать до требуемого, обычно, высокого давления.Known methods of injecting HCV into the reservoir formed during the ejection process: patents No: 2060378, 2088752, 2269646, 93003931, 94007734, 99121601. At the same time, HCV is prepared by supplying water and gas to the mixing device. To do this, it is necessary to compress water and gas to the required, usually high pressure.

Наиболее близким к предлагаемому является способ, описанный в статье Г.Степановой и Д.Михайлова «Технология водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием эффекта ценообразования», ТЕХНОЛОГИИ ТЭК, 2006, №3, С.60-66, согласно которому попутный нефтяной газ перед подачей в скважину предварительно компримируют путем установки на промысле компрессорных станций или эжекторных установок, в которых реализуется поток воды с микропузырьками газа, который затем по трубопроводам транспортируется к нагнетательным скважинам.Closest to the proposed one is the method described in the article by G. Stepanova and D. Mikhailov “Technology of water-gas treatment on oil reservoirs using the pricing effect”, TECHNOLOGIES TEK, 2006, No. 3, P.60-66, according to which associated petroleum gas before feeding into the well is pre-compressed by installing compressor stations or ejector installations in the field, in which a water stream with microbubbles of gas is realized, which is then transported through pipelines to injection wells.

Недостатком известного способа - прототипа является его большая энергоемкость, обусловленная необходимостью компримирования газа, а также недостаточное диспергирование образующейся в эжекторе ВГС, возможное укрупнение газовых пузырьков при транспортировке ВГС по наземным коммуникациям до подачи смеси в нагнетательные скважины, отсутствие возможности регулирования концентрации газа в ВГС индивидуально для каждой нагнетательной скважины, недостаточная степень охвата объема нефтяной залежи вытеснением нефти из-за отсутствия в способе циклического изменения режимов подачи каждого из вытесняющих агентов: воды, газа, ВГС, их чередования и циклического изменения давления на забое нагнетательных скважин в интервале закачки.The disadvantage of this method is the prototype is its high energy consumption, due to the need for compression of the gas, as well as insufficient dispersion of the generated HCV in the ejector, possible enlargement of gas bubbles during transportation of the HCV via ground communications before the mixture is delivered to the injection wells, the inability to control the gas concentration in the HCV individually each injection well, insufficient coverage of the volume of oil deposits by oil displacement due to the lack of baa cyclic change modes feed each of the displacing agents: water, gas, HCV, their sequence and the cyclic pressure changes in downhole injection wells in the injection interval.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Заявленное изобретение направлено на решение следующей технической задачи: повышение эффективности разработки нефтяных залежей, в которые ведется нагнетание ВГС для увеличения коэффициента нефтеизвлечения (КИН).The claimed invention is aimed at solving the following technical problem: increasing the efficiency of the development of oil deposits into which HCV is injected to increase the oil recovery factor (CIF).

При осуществлении изобретения могут быть получены следующие результаты:When carrying out the invention, the following results can be obtained:

а) меньшие энергетические затраты;a) lower energy costs;

б) возможность оперативно регулировать по каждой нагнетательной скважине режим закачки ВГС, воды, газа: расход и концентрацию газа в ВГС, обеспечивая этим увеличение КИН.b) the ability to quickly adjust for each injection well the injection mode of HCV, water, gas: gas flow and concentration in the HCV, thereby increasing the oil recovery factor.

Указанные технические результаты достигаются тем, что к устанавливаемым на устье нагнетательных скважин жидкостно-газовым диспергаторам (ЖГД), позволяющим получать на выходе мелкодисперную ВГС, в качестве источника газа подключают либо газовые скважины, либо вскрытые в нагнетательных скважинах газонасыщенные интервалы, которые изолируют от интервалов закачки в нефтяной пласт вытесняющих агентов и сообщают через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с ЖГД.The indicated technical results are achieved by the fact that either gas wells or gas-saturated intervals opened in injection wells that isolate from the injection intervals are connected to a liquid-gas dispersant (GHD) installed at the mouth of the injection wells, which allows to obtain a fine-dispersed HCV at the outlet displacing agents into the oil reservoir and communicate through the cavity of the annular space behind the column of elevator pipes and shut-off and control devices with LHD.

Закачку ВГС предлагается вести в циклическом режиме, периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа, либо, наоборот, - газа и воды. За счет циклической закачки в обводненный объем нефтяной залежи различных вытесняющих агентов, в том числе в виде мелкодисперсной ВГС, периодически изменяются градиенты давления вдоль линий тока, что, как известно, способствует большему охвату вытеснением нефти из объемов, насыщенных остаточной нефтью, особенно в низкопроницаемых слоях. Предлагается осуществлять периодическое изменение давления на забое нагнетательных скважин; закачку вытесняющих агентов вести при поддержании в каждом цикле условия:It is proposed that HCV injection be carried out in a cyclic mode, periodically alternating in each cycle with the injection of either only gas, or with the sequential injection of water and gas, or, conversely, gas and water. Due to the cyclic injection into the flooded volume of the oil reservoir of various displacing agents, including in the form of finely dispersed HCV, pressure gradients periodically change along streamlines, which, as is known, contributes to greater coverage by oil displacement from volumes saturated with residual oil, especially in low-permeability layers . It is proposed to periodically change the pressure at the bottom of injection wells; the injection of displacing agents is carried out while maintaining the conditions in each cycle:

Рг<Рс<Рв, гдеPg <Pc <Pb, where

Рc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;Pc - bottomhole pressure when injecting a gas-water mixture into the formation;

Рг и Рв - забойное давление, соответственно, при закачке только газа или только воды, а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменять в пределах от заданных минимальных значений до заданных максимальных значений, что также способствует достижению большего охвата объема нефтяной залежи вытеснением, так как изменения градиентов давления в этом случае будут происходить при изменяющихся в течение каждого цикла локальных значений давления в различных объемах залежи.Рг and Рв - bottomhole pressure, respectively, when only gas or only water is injected, and the values of Рг, Рс and Рв in each cycle vary from specified minimum values to specified maximum values, which also helps to achieve greater coverage of the volume of oil deposits by displacement, since changes in pressure gradients in this case will occur with local pressure values varying during each cycle in different volumes of the reservoir.

Способ не требует для реализации сложного, энергоемкого оборудования - достаточно подключить к устью нагнетательной скважины ЖГД и соединить его трубопроводом с централизованной или индивидуальной насосной установкой для подачи под давлением по водопроводу воды в ЖГД, сообщить ЖГД через запорно-регулирующие устройства с газопроводом от газовых скважин либо с вскрытыми в нагнетательных скважинах газонасыщенными интервалами, используя для этого полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб в нагнетательных скважинах.The method does not require the implementation of complex, energy-intensive equipment - it is enough to connect the GHD to the wellhead of the injection well and connect it with a centralized or individual pumping unit for supplying water to the GHD under pressure, to inform the GHD through shut-off and control devices with a gas pipeline from gas wells or with gas saturated intervals opened in injection wells, using the cavity of the annular space behind the column of elevator pipes in injection wells for this purpose.

Способ поясняется чертежом. Согласно предлагаемому способу при использовании в качестве источника газа вскрытого в нагнетательной скважине газонасыщенного интервала в нагнетательную скважину 1, перфорированную в интервалах залегания нефтяного пласта 2 и газового пласта 3, закачка ВГС в нефтяной пласт осуществляется по колонне лифтовых труб 4, на которых между нефтяным и газовым пластами установлено разобщающее устройство 5. Приготовление ВГС осуществляется в ЖГД 6, в который по трубопроводу 7 подается пол давлением вода, а газ подается по отводу 8, которым соединяют ЖГД 6 и полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб нагнетательной скважины 1.The method is illustrated in the drawing. According to the proposed method, when using a gas-saturated interval opened in an injection well as a gas source into an injection well 1, perforated in the intervals of occurrence of the oil reservoir 2 and the gas reservoir 3, the HCV is injected into the oil reservoir through the column of lift pipes 4, on which between the oil and gas uncoupling device 5 was installed in the layers. The preparation of the HCV is carried out in the liquid fuel engine 6, into which the floor is supplied with water pressure through the pipe 7, and the gas is fed through the outlet 8, which GHD 6 and the annular cavity behind the column of elevator pipes of the injection well 1.

При открытых запорно-регулирующих устройствах 9, 10, 11 и закрытых - 12 и 13 ЖГД через отвод 8, открытое запорно-регулирующее устройство 9 и полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб в нагнетательной скважине 1 сообщается с газовым пластом 3, а выкидная линия от ЖГД через открытые запорно-регулирующие устройства 10, 11 и колонну листовых труб 4 - с нефтяным пластом 2.With the open locking and regulating devices 9, 10, 11 and closed - 12 and 13 railways through the outlet 8, the open locking and regulating device 9 and the cavity of the annular space behind the column of lift pipes in the injection well 1 communicates with the gas reservoir 3, and the flow line from LHD through open locking and regulating devices 10, 11 and a column of sheet pipes 4 - with oil reservoir 2.

Отличительной особенностью предлагаемого способа является то, что для приготовления ВГС установленный на устье нагнетательной скважины ЖГД сообщают через отвод 8 и запорно-регулирующее устройство 9 с полостью кольцевого пространства за колонной лифтовых труб нагнетательной скважины 1, а закачка вытесняющих агентов: ВГС, воды и газа ведется в циклическом режиме, с чередованием в каждом цикле подачи в нагнетательную скважину ВГС, воды и газа и изменением режимов закачки.A distinctive feature of the proposed method is that for the preparation of HCV installed on the wellhead of the injection well, the hydraulic railways are informed through branch 8 and a locking-regulating device 9 with a cavity of annular space behind the column of elevator pipes of injection well 1, and displacing agents: HCV, water and gas are injected in a cyclic mode, with alternating in each cycle the supply of HCV, water and gas to the injection well and a change in the injection regimes.

Осуществление способа. В скважине 1, предназначенной для нагнетания в нефтяной пласт 2 ВГС, проводят перфорацию нефтяного пласта 2 и газового пласта 3. После этого спускают в скважину 1 колонну лифтовых труб 4 с разобщающим устройством 5, которое устанавливают между нефтяным пластом 2 и газовым пластом 3. Устанавливают на устье скважины 1 арматуру, включающую запорно-регулирующие устройства 9, 10, 11, 12. Осваивают скважину, проводят гидродинамические исследования нефтяного пласта 2 и газового пласта 3. Устанавливают на устье скважины 1 ЖГД 6, сообщают его с трубопроводом 7, а также при помощи отвода 8 с запорно-регулирующим устройством 9. Открывают запорно-регулирующее устройство 10, подают под давлением воду по трубопроводу 7 в ЖГД 6, затем открывают запорно-регулирующее устройство 9 и подают в ЖГД 6 газ из полости кольцевого пространства скважины 1. С помощью замерных устройств: расходомеров, манометров (не показаны) и запорно-регулирующих устройств 9, 10 устанавливают заданный режим закачки ВГС в нефтяной пласт 2.The implementation of the method. In the well 1, designed to inject HCV into the oil reservoir 2, the oil reservoir 2 and gas reservoir 3 are perforated. After that, the lift pipe string 4 with uncoupling device 5, which is installed between the oil reservoir 2 and gas reservoir 3, is lowered into the well. at the wellhead 1, reinforcement, including shut-off and control devices 9, 10, 11, 12. Develop the well, conduct hydrodynamic studies of the oil reservoir 2 and gas reservoir 3. Install on the wellhead 1 the liquid-bearing rocket engine 6, communicate it with pipeline 7, as well as using outlet 8 with a locking-regulating device 9. The locking-regulating device 10 is opened, water is supplied under pressure through a pipe 7 to the liquid-hydraulic fluid 6, then the locking-regulating device 9 is opened and gas is supplied to the hydraulic liquid-propellant 6 from the annular cavity of the well 1 Using measuring devices: flow meters, pressure gauges (not shown) and shut-off and regulating devices 9, 10 set the specified mode of injection of HCV into the oil reservoir 2.

Регулирование режима подачи ВГС в нефтяной пласт 2 осуществляется запорно-регулирующими устройствами 9 и 10. При этом периодически изменяют параметры ВГС и режим закачки, варьируя расходом подаваемого в ЖГД газа при постоянном расходе воды, либо варьируя расходом подаваемой в ЖГД воды при постоянном расходе газа. За счет периодического изменения расходов газа и воды, при одновременной их подаче в ЖГД, изменяется содержание газа в ВГС. Плотность ВГС с увеличением газосодержания уменьшается. Этим обуславливается уменьшение давления от веса столба ВГС в стволе нагнетательной скважины 1, что вызывает уменьшение величины репрессии на пласт. И, наоборот, при уменьшении расхода газа - забойное давление и репрессия на пласт увеличиваются, пластовое давление также увеличивается.The regime of supplying the HCV to the oil reservoir 2 is controlled by shut-off control devices 9 and 10. In this case, the parameters of the HCV and the injection mode are periodically changed, varying the flow rate of gas supplied to the GHD at a constant flow of water, or varying the flow rate of water supplied to the GHD at a constant gas flow. Due to the periodic changes in gas and water flow rates, while simultaneously supplying them to the liquid fuel tank, the gas content in the HCV changes. The density of HCV decreases with increasing gas content. This leads to a decrease in pressure from the weight of the HCV column in the injection wellbore 1, which causes a decrease in the amount of repression on the formation. And, on the contrary, with a decrease in gas flow - bottomhole pressure and repression on the reservoir increase, reservoir pressure also increases.

Таким образом, периодически изменяя объем подаваемого в ЖГД газа или воды, обеспечивается циклическое изменение давления в нефтяной залежи 2: от заданного максимального - при закачке в пласт только воды до заданного минимального - при закачке только газа. Циклическое изменение забойного и пластового давления, расходов воды, газа и ВГС при изменяющейся в ней концентрации газа способствует увеличению коэффициентов вытеснения нефти из породы и коэффициента охвата вытеснением обводненных объемов нефтяной залежи, что, в конечном результате, приводит к увеличению КИН.Thus, by periodically changing the volume of gas or water supplied to the liquid-liquid fuel tank, a cyclic change in pressure in the oil reservoir 2 is ensured: from a given maximum - when only water is injected into the formation to a specified minimum - when only gas is injected. The cyclic change in the bottomhole and reservoir pressure, water, gas and HCV flow rates with a changing gas concentration in it contributes to an increase in the oil displacement factors from the rock and the coverage factor by displacing the waterlogged volumes of the oil reservoir, which, in the end, leads to an increase in the oil recovery factor.

Расчетное, необходимое для поддержания заданных значений забойного давления Рс, Рг, Рв, а также забойного давления во вскрытом газонасыщенном интервале определяют по известным формулам по давлению, замеряемому на устье нагнетательной скважины. Периодически проводят гидродинамические исследования нефтяного пласта 2 и газового пласта 3, определяют пластовое давление в указанных пластах.The estimated required to maintain the specified bottomhole pressure values Pc, Pr, Pb, as well as the bottomhole pressure in the open gas-saturated interval is determined by known formulas from the pressure measured at the mouth of the injection well. Periodically conduct hydrodynamic studies of the oil reservoir 2 and gas reservoir 3, determine the reservoir pressure in these reservoirs.

Claims (2)

1. Способ разработки нефтяной залежи, включающий эжектирование газа водой и нагнетание в циклическом режиме для повышения нефтеотдачи в нефтяной пласт по колонне лифтовых труб водогазовой смеси, образуемой в результате смешения газа с водой, подаваемой под давлением в смесительное устройство, в качестве которого применяют устанавливаемый на устье нагнетательной скважины жидкостно-газовый диспергатор, отличающийся тем, что в жидкостно-газовый диспергатор подают под давлением газ, отбираемый либо из газовых скважин, либо из вскрытого этой же нагнетательной скважиной газового интервала, изолированного от интервала закачки и сообщенного через полость кольцевого пространства за колонной лифтовых труб и запорно-регулирующие устройства с жидкостно-газовым диспергатором, причем закачку водогазовой смеси ведут периодически чередуя в каждом цикле с закачкой либо только газа, либо с последовательной закачкой воды и газа или газа и воды, поддерживая давление на забое нагнетательной скважины в интервале закачки с соблюдением условия
Рг<Рс<Рв,
где Pc - забойное давление при закачке в пласт водогазовой смеси;
Рг и Рв - забойное давление соответственно при закачке только газа или только воды,
а величины Рг, Рс и Рв в каждом цикле изменяют в пределах от заданных минимальных до заданных максимальных значений.1. A method of developing an oil reservoir, including ejecting gas with water and injecting in a cyclic mode to increase oil recovery into the oil reservoir through a column of elevator pipes of a water-gas mixture formed by mixing gas with water, supplied under pressure to a mixing device, which is installed on the mouth of the injection well, a liquid-gas dispersant, characterized in that gas is taken under pressure from the gas-liquid dispersant, taken either from gas wells or from an open hole the same injection well of the gas interval isolated from the injection interval and communicated through the annular cavity through the column of elevator pipes and shut-off and control devices with a liquid-gas dispersant, and the water-gas mixture is periodically alternated in each cycle with the injection of either only gas or sequential injection of water and gas or gas and water, maintaining pressure at the bottom of the injection well in the injection interval, subject to the conditions
Pg <Pc <Pv,
where Pc is the bottomhole pressure during the injection of a water-gas mixture into the formation;
Rg and Rv - bottomhole pressure, respectively, when only gas or water is injected,
and the values of Pr, Pc, and Pb in each cycle vary from the specified minimum to the specified maximum values. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что в периоды одновременной подачи в жидкостно-газовый диспергатор воды и газа расход воды поддерживают постоянным, а расход газа изменяют в заданных пределах, либо расход газа поддерживают постоянным, а расход воды изменяют в заданных пределах. 2. The method according to claim 1, characterized in that during periods of simultaneous supply of water and gas to the liquid-gas dispersant, the water flow rate is kept constant, and the gas flow rate is kept within the set limits, or the gas flow rate is kept constant, and the water flow rate is changed within the set limits .
RU2009109095/03A 2009-03-12 2009-03-12 Method of oil reservoir development RU2391495C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009109095/03A RU2391495C1 (en) 2009-03-12 2009-03-12 Method of oil reservoir development

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2009109095/03A RU2391495C1 (en) 2009-03-12 2009-03-12 Method of oil reservoir development

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2391495C1 true RU2391495C1 (en) 2010-06-10

Family

ID=42681571

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2009109095/03A RU2391495C1 (en) 2009-03-12 2009-03-12 Method of oil reservoir development

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2391495C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108590598A (en) * 2018-03-23 2018-09-28 中国石油天然气股份有限公司 Aqueous vapor dispersion generating means, ground injecting system and method
CN109025922A (en) * 2018-09-05 2018-12-18 中国石油天然气股份有限公司 A kind of aqueous vapor dispersion reservoir oil displacing system and method
CN114113550A (en) * 2021-08-17 2022-03-01 大连理工大学 Experimental method for improving oil recovery ratio by using carbon dioxide microbubbles

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
СТЕПАНОВА Г.С. и др. Технология водогазового воздействия на нефтяные пласты с использованием эффекта пенообразования. - М.: Технологии ТЭК, 2006, №3, с.60-66. *

Cited By (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN108590598A (en) * 2018-03-23 2018-09-28 中国石油天然气股份有限公司 Aqueous vapor dispersion generating means, ground injecting system and method
CN108590598B (en) * 2018-03-23 2020-08-11 中国石油天然气股份有限公司 Water-gas dispersion system generation device, ground injection system and ground injection method
CN109025922A (en) * 2018-09-05 2018-12-18 中国石油天然气股份有限公司 A kind of aqueous vapor dispersion reservoir oil displacing system and method
CN109025922B (en) * 2018-09-05 2021-03-09 中国石油天然气股份有限公司 Oil displacement system and method of water-gas dispersion system
US11098569B2 (en) 2018-09-05 2021-08-24 Petrochina Company Limited System and method of performing oil displacement by water-gas dispersion system
CN114113550A (en) * 2021-08-17 2022-03-01 大连理工大学 Experimental method for improving oil recovery ratio by using carbon dioxide microbubbles
CN114113550B (en) * 2021-08-17 2023-04-25 大连理工大学 Experimental method for improving petroleum recovery ratio by utilizing carbon dioxide microbubbles

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7090017B2 (en) Low cost method and apparatus for fracturing a subterranean formation with a sand suspension
CN103140649B (en) Oil-producing formation processing method and for implementing the oil well rig of the method
US10683736B2 (en) Method and system for recovering gas in natural gas hydrate exploitation
US20070000666A1 (en) Method and system for fracturing subterranean formations with a proppant and dry gas
RU2391495C1 (en) Method of oil reservoir development
RU2340769C1 (en) Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method
CN102392646B (en) Marine gas hydrate electronic-spraying pump composite exploitation method and apparatus
CN109296343A (en) A kind of gas well mining technology assessment system integration and method
Drozdov et al. Development of a pump-ejector system for SWAG injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells
RU2571124C2 (en) Oil-producing complex
RU2389869C1 (en) Method of preparing and supplying heterogeneous mixtures to formation, and plant for method&#39;s implementation
AU2012223624B2 (en) Dispersing separated hydrocarbon gas into separated oil during surface well testing for improved oil mobility
Drozdov et al. Investigation of SWAG injection and prospects of its implementation with the usage of pump-ejecting systems at existing oil-field infrastructure
EA202000360A2 (en) METHOD AND DEVICE FOR WATER AND GAS INFLUENCE ON FORMATION
CN204877402U (en) Oil field alternate water injection and CO2&#39;s device
RU2490438C1 (en) Oil deposit development method
CN105089567B (en) Deep-well is adjustable low density flow quick fluid-discharge formation testing device and its operational method
CN202370522U (en) Combined mining device of seabed gas hydrate electric spraying pump
CN106404631B (en) System and method for testing oil-water two-phase conductivity of compact oil pressure fracture network
RU2762641C1 (en) Method for oil reservoir development by water-gas impact
RU2787173C1 (en) Method for water and gas impact on formation and increasing rates of oil wells and device for its implementation
RU2383721C1 (en) Procedure for pumping gassy fluid into formation
RU2752569C1 (en) Downhole metering pumping unit to prevent deposits
RU2659444C2 (en) Method of preparation and purification of finely divided water-gas mixture into injection well and device for the mixture preparation
RU2269646C2 (en) Method for oil displacement from oil reservoir

Legal Events

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

Effective date: 20130313