RU2463440C1 - Method of operating poor drowned gas condensate wells - Google Patents
Method of operating poor drowned gas condensate wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2463440C1 RU2463440C1 RU2011112944/03A RU2011112944A RU2463440C1 RU 2463440 C1 RU2463440 C1 RU 2463440C1 RU 2011112944/03 A RU2011112944/03 A RU 2011112944/03A RU 2011112944 A RU2011112944 A RU 2011112944A RU 2463440 C1 RU2463440 C1 RU 2463440C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- receiver
- well
- liquid mixture
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки газовых и газоконденсатных месторождений и может быть использовано для эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин. Заявляемый способ приемлем для газоконденсатных скважин как с вертикально направленным, так и горизонтальным стволом в продуктивной части разреза, поэтому под ПЗП в нем понимается не только призабойная зона пласта (несколько метров), но и вся прискважинная зона продуктивного пласта (до нескольких сотен метров).The invention relates to the field of development of gas and gas condensate fields and can be used for the operation of low-productivity flooded gas condensate wells. The inventive method is acceptable for gas condensate wells with both a vertically directed and a horizontal wellbore in the productive part of the section, therefore, by PZP it means not only the bottomhole formation zone (several meters), but also the entire near-well zone of the productive formation (up to several hundred meters).
В процессе эксплуатации скважин в ПЗП неизбежно образуется воронка депрессии давления, обусловленная фильтрационным сопротивлением породы - коллектора нефти и газа. Снижение давления в насыщенной газоконденсатной системе, движущейся к эксплуатационным скважинам, приводит к выпадению углеводородного конденсата, возникновению двухфазного течения газоконденсатной смеси и снижению продуктивности добывающих скважин, особенно при низкой проницаемости коллектора. Выпадение конденсата в ПЗП усугубляется на поздней стадии разработки месторождения при его обводнении, когда поднятие скапливающейся жидкофазной смеси конденсата и пластовой воды в межтрубное пространство между колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) и эксплуатационной колонной сопровождается периодическим спонтанным передавливанием газа из запертой в этом пространстве газовой шапки вовнутрь НКТ. При недостаточной скорости подъема газожидкостной смеси это обусловливает ее неполный вынос на устье скважины, вертикальную пульсацию жидкости в колонне НКТ и постепенное затухание работы скважины вплоть до ее остановки из-за нарастающего сопротивления ПЗП притоку газоконденсатной смеси. Эксплуатация таких скважин путем их периодической продувки на факел со сжиганием части добываемых углеводородов природного газа и конденсата, практикуемая в настоящее время компаниями-операторами из-за отсутствия иного технического решения, неприемлема не только по экономическим, но и экологическим причинам.In the process of operating wells in the bottomhole formation zone, a pressure depression funnel will inevitably form due to the filtration resistance of the rock, the oil and gas reservoir. A decrease in pressure in a saturated gas condensate system moving towards production wells leads to the loss of hydrocarbon condensate, the occurrence of a two-phase flow of gas condensate mixture and a decrease in the productivity of production wells, especially at low permeability of the reservoir. Condensation in the PPP is compounded at the late stage of field development when it is flooded, when the accumulation of a liquid-phase mixture of condensate and produced water into the annulus between the tubing string and the production string is accompanied by periodic spontaneous transfer of gas from the gas cap locked in this space inside the tubing. With an insufficient rate of rise of the gas-liquid mixture, this leads to its incomplete removal to the wellhead, vertical pulsation of the fluid in the tubing string, and the gradual attenuation of the well's work until it stops due to the increasing resistance of the bottomhole formation to the inflow of the gas condensate mixture. The operation of such wells by periodic flushing with the burning of part of the produced hydrocarbons of natural gas and condensate, currently practiced by operating companies due to the lack of any other technical solution, is unacceptable not only for economic, but also environmental reasons.
Известны физико-химические способы ограничения и изоляции притока пластовых вод в скважину, например, Способ ограничения водопритока и водонефтяная эмульсия, используемая в способе по авторскому свидетельству СССР №726305, опубл. 05.04.80, Бюллетень №13, согласно которому в обводненный пласт закачивают гидрофильную эмульсию особого состава и выдерживают ее до распада и гидрофобизации пласта за счет выделившейся нефти; Состав для изоляции притока пластовых вод в скважину и способ его получения по авторскому свидетельству СССР №872734, опубл. 15.10.81, Бюллетень №38, согласно которому в обводненный пласт закачивают гидрофильную водопарафиновую композицию другого состава и после ее распада изолируют приток воды затвердевшим в порах парафином.Known physico-chemical methods of limiting and isolating the influx of formation water into the well, for example, the method of restricting water flow and oil-water emulsion used in the method according to the author's certificate of the USSR No. 726305, publ. 04/05.80, Bulletin No. 13, according to which a hydrophilic emulsion of a special composition is pumped into a flooded formation and maintained until the formation decays and hydrophobizes due to the released oil; Composition for isolating the influx of formation water into the well and the method for its production according to the USSR copyright certificate No. 872734, publ. 10.15.81, Bulletin No. 38, according to which a hydrophilic water-paraffin composition of a different composition is pumped into a flooded formation and after its decay, the influx of water is isolated with paraffin hardened in the pores.
Однако практика показала, что применение физико-химических способов ограничения и изоляции притока пластовых вод в эксплуатационную скважину требуют значительных финансовых затрат и имеет лишь временный положительный эффект.However, practice has shown that the use of physico-chemical methods of limiting and isolating the influx of formation water into a production well requires significant financial costs and has only a temporary positive effect.
Известны способы эксплуатации газоконденсатного месторождения, заключающиеся в том, что бурят эксплуатационные и нагнетательные скважины, перфорируют их на уровне продуктивного пласта, осваивают эксплуатационные скважины путем проведения комплекса работ по вызову притока пластового флюида, исследуют их на газоконденсатность и добывают газоконденсатную смесь, применяя различные методы воздействия на пласт через нагнетательные скважины путем закачки вытесняющих агентов для продвижения пластовой газоконденсатной смеси через поровое пространство горных пород - коллекторов нефти и газа к эксплуатационным скважинам и поддержания при этом пластового давления выше давления начала конденсации смеси [см. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А.Зотова, З.С.Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.].There are known methods of operating a gas condensate field, which consists in drilling production and injection wells, perforating them at the level of a productive formation, developing production wells by conducting a set of works to induce formation fluid inflow, exploring them for gas condensation and producing a gas condensate mixture using various methods of exposure to the formation through injection wells by injection of displacing agents to advance the reservoir gas-condensate mixture through the pores e rock space - oil and gas reservoirs and production wells to maintain reservoir pressure at the same pressure above the dew mixture [see. Instructions for the comprehensive study of gas and gas condensate reservoirs and wells. Ed. G.A.Zotova, Z.S. Aliyev. - M .: Nedra, 1980. - 301 p.].
Однако указанными способами практически невозможно обеспечить поддержание текущего пластового давления выше давления начала конденсации пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения по технико-экономическим причинам. В работе [см. Перепеличенко В.Ф. и др. Повышение компонентоотдачи нефтегазоконденсатных месторождений. Обзорная информация / ВНИИЭгазпрома, сер.: Важнейшие научно-технические проблемы газовой промышленности, 1986, №6, 48 с.] также отмечено, что известными способами обеспечить условие поддержания текущего пластового давления выше давления однофазного состояния пластовой углеводородной системы на поздней стадии эксплуатации месторождения практически неосуществимо по технико-экономическим причинам, и дальнейшая эксплуатация, например, газоконденсатного месторождения в режиме истощения приводит к скоплению конденсата на забое и в призабойной зоне добывающих скважин вплоть до их отключения, когда дебит газа становится ниже минимально допустимого для устойчивого выноса жидкости.However, it is practically impossible to maintain the current reservoir pressure above the start pressure of condensation of the reservoir hydrocarbon system at the late stage of field operation by the indicated methods for technical and economic reasons. In [see Perepelichenko V.F. and others. Increasing the component yield of oil and gas condensate fields. Overview / VNIIEgazprom, ser .: The most important scientific and technical problems of the gas industry, 1986, No. 6, 48 pp.] It is also noted that using known methods to ensure that the current reservoir pressure is higher than the single-phase state pressure of the reservoir hydrocarbon system at a late stage of field operation not feasible for technical and economic reasons, and further exploitation of, for example, a gas condensate field in the depletion mode leads to the accumulation of condensate in the face and bottomhole the main zone of production wells until they are shut off when the gas production rate falls below the minimum acceptable for stable fluid removal.
Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения, включающий периодическую очистку прискважинной зоны эксплуатационных скважин от выпадающего при снижении пластового давления углеводородного конденсата путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде смеси компонентов, один из которых ацетон, выдержки скважины на период растворения выпавшего конденсата и последующего удаления полученного раствора из ПЗП при пуске скважины, причем в качестве второго компонента растворитель содержит пентан-гексановую фракцию, которую перед закачкой в пласт насыщают углеводородным газом, состоящим преимущественно из метана, до давления 0.3-1 МПа образующейся над жидкой пентан-гексановой фракцией равновесной газовой шапки, причем указанное давление поддерживают в процессе закачки смеси в пласт [см. патент РФ №2283948].A known method of operating a gas condensate field, including periodic cleaning of the near-wellbore zone of production wells from hydrocarbon condensate falling out at lower reservoir pressure by injecting hydrocarbon condensate into the reservoir in the form of a mixture of components, one of which is acetone, holding the well for the period of dissolution of the precipitated condensate and subsequent removal of the resulting solution from the PPP when starting the well, moreover, the solvent contains pentane-hexano as the second component the fraction, which is saturated with a hydrocarbon gas, consisting mainly of methane, before the injection into the formation, to a pressure of 0.3-1 MPa formed over the liquid pentane-hexane fraction of the equilibrium gas cap, and this pressure is maintained during the injection of the mixture into the formation [see RF patent No. 2283948].
Однако применение этого способа в настоящее время сдерживается высокой стоимостью используемой в нем пентан-гексановой фракции как основного компонента растворителя углеводородного конденсата.However, the application of this method is currently constrained by the high cost of the pentane-hexane fraction used in it as the main component of the hydrocarbon condensate solvent.
Известен способ эксплуатации газоконденсатного месторождения по патенту РФ №2245997, согласно которому очистку ПЗП производят путем закачки в пласт растворителя углеводородного конденсата в виде бинарной смеси ацетон-метанол с неограниченной растворимостью компонентов, выдержки скважины на период растворения выпавшего тяжелого конденсата и последующего удаления полученного раствора из ПЗП при пуске скважины.A known method of operating a gas condensate field according to the patent of the Russian Federation No. 225997, according to which PZP is cleaned by pumping hydrocarbon condensate into the reservoir in the form of a binary mixture of acetone-methanol with unlimited solubility of the components, holding the well for the period of dissolution of the precipitated heavy condensate and subsequent removal of the resulting solution from the PZP when starting a well.
Однако применение и этого способа, позволяющего по диаграмме трехкомпонентных систем в координатах Дж. Гиббса подобрать т.н. «псевдотройную» смесь для удаления из забоя скважины не только скопившегося углеводородного конденсата, но и пластовой воды, в настоящее время сдерживается высокой стоимостью подходящих для этого технических растворителей.However, the application of this method also allows one to select the so-called so-called “according to the diagram of three-component systems in the coordinates of J. Gibbs” The “pseudo-triple” mixture for removing not only accumulated hydrocarbon condensate, but also produced water from the bottom of the well is currently constrained by the high cost of suitable technical solvents.
Наиболее близким аналогом заявляемого способа по технической сущности и достигаемому результату является способ, описанный в патенте РФ №2120541, сущность которого заключается в последовательном расчете коэффициента поверхностного натяжения газоконденсата, критического размера его капли, критической скорости газового потока и эксплуатации скважины при расходной скорости выше критической, что обеспечивает существование в скважине дисперсной системы из капель конденсата, взвешенных в газе, причем установившийся вынос конденсата из скважины на поверхность имеет место при существовании в газовом потоке очень мелкой дисперсной жидкой фазы, практически «газоконденсатного тумана».The closest analogue of the proposed method according to the technical essence and the achieved result is the method described in the patent of the Russian Federation No. 2120541, the essence of which is the sequential calculation of the surface tension coefficient of the gas condensate, the critical size of its droplet, the critical velocity of the gas stream and well operation at a flow rate above the critical which ensures the existence in the well of a dispersed system of condensate droplets suspended in the gas, and the steady-state removal of condensate from Azhinov on the surface occurs when the existence of the gas stream of very fine disperse liquid phase substantially "condensate fog".
Существенным недостатком этого способа является его неприемлемость при обводнении газоконденсатной скважины, поскольку авторами подразумевается осуществление вышеописанных последовательных операций «после освоения скважины, что, как обычно, определяется по отсутствию технической воды в получаемой продукции». Поэтому способ не обеспечит установившийся вынос на устье скважины и попутно добываемой воды, а ее накопление в ПЗП приведет к периодическим остановкам для продувки всей жидкости на факел со сжиганием значительной части добываемых газообразных и жидких углеводородов.A significant drawback of this method is its unacceptability when watering a gas condensate well, since the authors imply the implementation of the above sequential operations "after well development, which, as usual, is determined by the absence of process water in the resulting product." Therefore, the method will not provide a steady flow at the wellhead and associated produced water, and its accumulation in the BCP will lead to periodic shutdowns for blowing all the liquid to the flare with burning a significant part of the produced gaseous and liquid hydrocarbons.
Заявляемое изобретение решает задачу эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин без их периодической продувки на факел на примере пластовых характеристик и конструкции скв.501 (куст 2К) Западно-Таркосалинского ГП.The claimed invention solves the problem of operating low-productivity flooded gas condensate wells without periodically blowing them to the flare using the formation characteristics and design of well 501 (bush 2K) of the West Tarkosalinsky GP as an example.
Поставленная задача, согласно предлагаемому способу эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин, включающему вынос углеводородов из прискважинной зоны продуктивного пласта на устье скважины восходящим в насосно-компрессорных трубах потоком трехфазной газожидкостной смеси за счет разности динамических давлений в прискважинной зоне продуктивного пласта и на устье скважины, с последующим переводом газожидкостной смеси в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, решается за счет того, что скважину оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами, изготовленными из стандартных труб высокого давления, газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления, в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды, причем перепуск из нагнетающего ресивера в шлейф газожидкостной смеси повышенного давления осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе, а частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф, с последующим перепуском газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.The task, according to the proposed method of operating low-productivity flooded gas condensate wells, including the removal of hydrocarbons from the borehole zone of the reservoir at the wellhead by an upward flow of a three-phase gas-liquid mixture in the tubing due to the difference in dynamic pressures in the borehole zone of the reservoir and at the wellhead, transferring a gas-liquid mixture to a field train for the comprehensive preparation of hydrocarbons for long-distance transport, due to the fact that the well is equipped on the day surface with a hydraulic pump and two receivers made of standard high pressure pipes, the gas-liquid mixture from the wellhead is first introduced into the upper part of the receiving receiver filled with formation water separated in the field, and by simultaneous drainage of produced water from the bottom of the receiving receiver to the discharge receiver, accelerated by means of a hydraulic pump, increase the speed of the upward flow in the tubing a liquid mixture by reducing the dynamic wellhead pressure in the injection receiver, the gas-saturated formation water is used as a process liquid shutter for hydrocarbons and pressurized with the same hydraulic pump to a pressure higher than the pressure in the field loop, then previously introduced into it from the upper part of the injection receiver gas-liquid mixture located above the heavier shutter of gas-saturated formation water, moreover, bypassing the gas-liquid mixture from the discharge receiver into the loop increased pressure is carried out through a spring-piston valve, adjusted to exceed the pressure in the loop, and the frequency of alternating cycles of input from the wellhead into the upper part of one of the receivers of the gas-liquid mixture of reduced pressure and its simultaneous compression in the other receiver to the pressure of transfer to the loop, followed by bypass high-pressure gas-liquid mixture through a spring-piston valve into a field loop for the comprehensive preparation of hydrocarbons for long-distance transport, optimize for which receiver volume capacity of the hydraulic pump, and increased well production.
Дополнительным отличием заявляемого способа является повышение влагосодержания паровой фазы в восходящем по насосно-компрессорным трубам потоке трехфазной газожидкостной смеси посредством нового методического физико-химического приема, составляющего «know how».An additional difference of the proposed method is to increase the moisture content of the vapor phase in the ascending flow of the three-phase gas-liquid mixture through the tubing by means of a new methodical physico-chemical method, which is “know how”.
Таким образом, отличительные признаки заявляемого способа следующие:Thus, the distinguishing features of the proposed method are as follows:
- скважину оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами, изготовленными из стандартных труб высокого давления, газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления;- the well is equipped on the day surface with a hydraulic pump and two receivers made of standard high-pressure pipes, the gas-liquid mixture from the wellhead is first introduced into the upper part of the receiving receiver filled with formation water separated in the field, and by simultaneously draining the produced water from the lower part of the receiving receiver in the discharge receiver, accelerated by means of a hydraulic pump, increase the speed of the gas-liquid mixture flow ascending in the tubing by reducing the dynamic pressure wellhead;
- в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в шлейф из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды;- in the injection receiver, the gas-saturated formation water is used as a process liquid shutter for hydrocarbons and pressurized with the same hydraulic pump to a pressure higher than the pressure in the production loop, then the previously introduced gas-liquid mixture located above the heavier shutter is transferred to the loop from the top of the injection receiver gas saturated formation water;
- перепуск газожидкостной смеси повышенного давления из нагнетающего ресивера в промысловый шлейф осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе;- the bypass of the gas-liquid mixture of high pressure from the discharge receiver into the fishing plume is carried out through a spring-piston valve, adjusted to exceed the pressure in the plume;
- частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины;- the frequency of alternating cycles of input from the wellhead to the upper part of one of the receivers of a low-pressure gas-liquid mixture and its simultaneous compression in the other receiver to the transfer pressure into the loop is optimized taking into account the working volume of the receivers, the performance of the hydraulic pump, as well as the increased flow rate of the well;
- повышают влагосодержание паровой фазы восходящего по насосно-компрессорным трубам потока трехфазной газожидкостной смеси посредством нового методического физико-химического приема, осуществляемого с помощью дополнительной наземной технологической сборки и контрольно-измерительных приборов (КИП).- increase the moisture content of the vapor phase ascending through the tubing of the flow of a three-phase gas-liquid mixture through a new methodical physico-chemical reception, carried out using additional ground-based technological assembly and instrumentation (KIP).
Для реализации заявленного способа на газовом промысле (ГП) требуется дополнительно оборудовать выбранную низкопродуктивную газоконденсатную скважину двумя ресиверами, изготовленными из применяемых в газовой промышленности стандартных труб высокого давления; вентилями технологической обвязки этих ресиверов; типовыми сборочными фитингами и фланцевыми соединениями; гидравлическим насосом производительностью не менее 36-40 м3/ч при рабочем давлении 70 бар и пружинно-поршневым клапаном, отрегулированным на перепуск газожидкостной смеси в промысловый шлейф при давлении, превышающем 70 бар. Характеристики дополнительного оборудования могут варьировать на каждом промысле.To implement the claimed method in the gas field (GP), it is additionally required to equip the selected low-productive gas condensate well with two receivers made from standard high pressure pipes used in the gas industry; process piping valves for these receivers; typical assembly fittings and flange connections; a hydraulic pump with a capacity of at least 36-40 m 3 / h at an operating pressure of 70 bar and a spring-piston valve adjusted to transfer the gas-liquid mixture to the field loop at a pressure exceeding 70 bar. Optional equipment specifications may vary in each fishery.
Технический результат, получаемый за счет того, что скважину вначале оборудуют на дневной поверхности гидравлическим насосом и двумя ресиверами высокого давления, а затем газожидкостную смесь из устья скважины вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления, заключается в создании тем самым основной технологической предпосылки для устойчивого выноса из ПЗП выпавших жидких углеводородов, а также попутно добываемой пластовой воды.The technical result obtained due to the fact that the well is first equipped on the day surface with a hydraulic pump and two high pressure receivers, and then the gas-liquid mixture from the wellhead is injected into the upper part of the receiving receiver, filled with separated water from the field, and by simultaneous drainage of produced water from the lower part of the receiving receiver to the discharge receiver, accelerated by means of a hydraulic pump, increase the speed of the upward flow in the tubing liquid mixture by reducing the dynamic head pressure is to provide thereby basic technological prerequisites for sustainable removal of the separated PPP from liquid hydrocarbons and produced water passing.
Технический результат, получаемый за счет того, что в нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, а затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды, заключается в достижении технологически целесообразной последовательности этих операций и возможности их последующей автоматизации.The technical result obtained due to the fact that in the injection receiver the gas saturated with the formation water is used as a process liquid shutter for hydrocarbons and pressurized with a hydraulic pump to a pressure higher than the pressure in the field loop, and then the previously introduced gas-liquid is passed into it from the upper part of the injection receiver the mixture located above the heavier shutter of gas saturated formation water consists in achieving a technologically feasible sequence of these operations and the possibilities of their subsequent automation.
Технический результат, получаемый за счет осуществления перепуска из нагнетающего ресивера в промысловый шлейф газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан при превышении давления в шлейфе заключается в исключении обратного перепуска газа из шлейфа в ресивер.The technical result obtained by transferring from the injection receiver to the supply line a gas-liquid mixture of increased pressure through a spring-piston valve when the pressure in the line is exceeded consists in eliminating the return gas transfer from the line to the receiver.
Технический результат, получаемый за счет оптимизации частоты чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф с учетом рабочего объема ресиверов высокого давления, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины, заключается в повышении продуктивности скважины.The technical result obtained by optimizing the frequency of alternating cycles of injection from the wellhead into the upper part of one of the receivers of a low-pressure gas-liquid mixture and simultaneously pressing it in another receiver to the transfer pressure into the loop, taking into account the working volume of the high-pressure receivers, the performance of the hydraulic pump, and increased well production is to increase well productivity.
Технический результат, получаемый за счет повышения влагосодержания паровой фазы восходящего по насосно-компрессорным трубам потока трехфазной газожидкостной смеси посредством нового методического физико-химического приема, осуществляемого с помощью дополнительной наземной сборки и средств контроля, заключается в создании и дополнительной технологической предпосылки для устойчивого выноса из ПЗП не только газового конденсата, но и попутно добываемой пластовой воды. Это приводит к устранению в колонне НКТ вертикальной пульсации газожидкостной трехфазной смеси, жидкая часть которой состоит из несмешивающихся углеводородной и водной фаз, а также в создании тем самым условий для гравитационной дифференциации двух жидких фаз в самом коллекторе и дренирования части более тяжелой пластовой воды в нижележащие пропластки при стабильной работе скважины и устойчивом выносе всей газожидкостной смеси из ПЗП.The technical result obtained by increasing the moisture content of the vapor phase of the upward flow of the three-phase gas-liquid mixture through the tubing by means of a new methodical physico-chemical method, carried out with the help of additional ground assembly and control means, consists in creating an additional technological prerequisite for the stable removal from the PPP not only gas condensate, but also produced reservoir water. This leads to elimination of vertical pulsation of the gas-liquid three-phase mixture in the tubing string, the liquid part of which consists of immiscible hydrocarbon and water phases, as well as the creation of conditions for the gravitational differentiation of two liquid phases in the reservoir itself and drainage of part of the heavier formation water into the underlying layers with stable well operation and stable removal of the entire gas-liquid mixture from the BCP.
Общий технико-экономический результат, получаемый от использования всех вышерассмотренных отличительных признаков способа, заключается в отказе от существующей практики удаления скапливающейся жидкости из ПЗП наименее продуктивных в кусте обводненных газоконденсатных скважин путем их периодической продувки на факел со сжиганием значительной доли добываемых углеводородов природного газа и конденсата, т.е. в одновременном решении актуальной экологической проблемы.The overall technical and economic result obtained from the use of all the above distinguishing features of the method is to abandon the existing practice of removing accumulated liquid from the bottomhole formation zone of the least productive in the well of watered gas condensate wells by periodically flushing it with burning a significant proportion of the produced natural gas and condensate hydrocarbons, those. at the same time solving an urgent environmental problem.
Способ осуществляют следующим образом. Низкопродуктивную обводненную газоконденсатную скважину, работающую лишь за счет периодической продувки скапливающейся в прискважинной зоне пласта жидкости на факел со сжиганием части добываемых углеводородов природного газа и конденсата, дополнительно оборудуют двумя ресиверами, изготовленными из применяемых в газовой промышленности стандартных труб высокого давления; вентилями технологической обвязки этих ресиверов; типовыми сборочными фитингами; гидравлическим насосом производительностью 36-40 м3/ч при рабочем давлении Pраб≤70 бар и пружинно-поршневым клапаном, отрегулированным на перепуск газожидкостной смеси в промысловый шлейф при давлении, например, 70 бар. Газожидкостную смесь из устья скважины вначале вводят в верхнюю часть принимающего ресивера, заполненного отсепарированной на промысле пластовой водой, и путем одновременного отвода пластовой воды из нижней части принимающего ресивера в нагнетающий ресивер, ускоренного посредством гидравлического насоса, повышают скорость и восходящего в насосно-компрессорных трубах потока газожидкостной смеси за счет снижения динамического устьевого давления. В нагнетающем ресивере насыщенную газом пластовую воду используют как технологический жидкий затвор для углеводородов и поджимают его тем же гидравлическим насосом до давления, превышающего давление в промысловом шлейфе, затем перепускают в него из верхней части нагнетающего ресивера ранее введенную газожидкостную смесь, расположенную над более тяжелым затвором газонасыщенной пластовой воды. Перепуск из нагнетающего ресивера в шлейф газожидкостной смеси повышенного давления осуществляют через пружинно-поршневой клапан, отрегулированный на превышение давления в шлейфе, а частоту чередующихся циклов ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перевода в шлейф, с последующим перепуском газожидкостной смеси повышенного давления через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.The method is as follows. A low-productivity flooded gas condensate well, operating only by periodically blowing fluid accumulating in the near-wellbore zone of the formation onto a flare with burning part of the produced hydrocarbons of natural gas and condensate, is additionally equipped with two receivers made from standard high pressure pipes used in the gas industry; process piping valves for these receivers; typical assembly fittings; a hydraulic pump with a capacity of 36-40 m 3 / h at a working pressure of Prab≤70 bar and a spring-piston valve adjusted to transfer the gas-liquid mixture to the field loop at a pressure of, for example, 70 bar. The gas-liquid mixture from the wellhead is first introduced into the upper part of the receiving receiver filled with reservoir water separated at the field, and by simultaneously diverting the produced water from the lower part of the receiving receiver into the injection receiver, accelerated by means of a hydraulic pump, the flow rate and the upward flow in the tubing are increased gas-liquid mixture by reducing dynamic wellhead pressure. In the injection receiver, the gas-saturated formation water is used as a process liquid gate for hydrocarbons and is pressed with the same hydraulic pump to a pressure higher than the pressure in the field loop, then the previously introduced gas-liquid mixture located above the heavier gate of the gas-saturated one is passed into it from the upper part of the injection receiver formation water. The transfer from the injection receiver into the loop of the gas-liquid mixture of high pressure is carried out through a spring-piston valve, adjusted to exceed the pressure in the loop, and the frequency of alternating cycles of input from the wellhead into the upper part of one of the receivers of the gas-liquid mixture of reduced pressure and simultaneously preloading it in the other receiver to pressure transfer to the loop, followed by transfer of the gas-liquid mixture of high pressure through the spring-piston valve into the fishing loop for complex preparation glevodorodov the distal transport optimized with the working volume of the receiver, the performance of the hydraulic pump, and increased well production.
Для пластовой воды, выбранной в качестве легкодоступного на газовом промысле затвора для углеводородов, по результатам ранее проведенных PVT-исследований на установке высокого давления, снабженной запатентованной бомбой равновесия [см. Бомба равновесия для изучения фазового поведения углеводородов. Патент РФ №2159846], оценивают газонасыщенность, которая в диапазоне рабочих давлений ресиверов колеблется около 1 нм3 газа на 1 м3 дегазированной пластовой воды, что на порядок ниже газонасыщенности равновесного с ней в тех же условиях углеводородного конденсата и поэтому обосновывает выбор.For produced water, selected as an easily accessible gate for hydrocarbons in the gas field, according to the results of previous PVT studies at a high-pressure plant equipped with a patented equilibrium bomb [see Equilibrium bomb to study the phase behavior of hydrocarbons. RF patent No. 21589846], they estimate the gas saturation, which in the range of operating pressures of the receivers fluctuates around 1 nm 3 of gas per 1 m 3 of degassed formation water, which is an order of magnitude lower than the gas saturation of hydrocarbon condensate equilibrium with it under the same conditions and therefore justifies the choice.
Фиг.1 иллюстрирует реализацию заявленного способа применительно к пластовым характеристикам и конструкции низкопродуктивной обводненной газоконденсатной скв.501 (куст 2К) Западно-Таркосалинского месторождения, где ООО «Газпром добыча Ноябрьск» внедряет заявленный способ. Скважина оборудована на устье (1) типовой сборкой АФК-6-80'350, ниже которой расположены стандартная колонная головка (2) ООК 35×324×245×168 и крепящий скважину толстостенными трубами жесткий блок, состоящий из направления (3) D - 426mm - 50m; кондуктора (4) D - 324mm - 549m и технической колонны (5) D - 245mm - 1198m. Центральная колонна насосно-компрессорных труб, НКТ (6) D - 73 мм - 5.5 мм (К) Н - 2406.2 м, через которую осуществляют добычу углеводородов, спущена до показанной на фигуре отметки. Эксплуатационная колонна, ЭК (7) D - 168 мм - 8.9 мм (Д) - 2841 м, образующая с НКТ межтрубное пространство, входит в цементный мост Нтз - 2621 м с низом на отметке 2840.5 м. Показанная на ЭК отметка 2442.0 м отвечает нижней границе трех интервалов перфорации эксплуатационной колонны (2 м, 2.5 м и 3.8 м) между кровлей (2425.53 м, а.о. 2352.58) и подошвой (2452.41 м, а.о. 2379.25) продуктивных пластов. Таким образом, низ колонны НКТ отстоит от кровли продуктивных пластов на высоте 19.33 м (т.е. 2425.53 м - 2406.2 м), а от их подошвы на высоте 46.21 м (т.е. 2452.41 м - 2406.2 м). Постепенный подъем от подошвы, затем кровли до НКТ столба скапливающейся между периодическими (примерно через каждые 3 суток) отдувками на факел жидкофазной смеси пластовой воды и углеводородного конденсата с объемным соотношением около 1:2 и плотностью соответственно ~1.11 и ~0.75 г/см3 сопровождается расчетным увеличением динамического забойного давления от подошвы на 3.78, а от кровли на 1.58 кгс/см2. После вхождения жидкофазной части смеси в межтрубное пространство начинается спонтанное передавливание газа из газовой шапки, запертой в этом пространстве, вовнутрь НКТ, что при существующей недостаточной скорости подъема газожидкостной смеси обусловливает ее неполный вынос, вертикальную пульсацию и постепенное затухание работы скважины из-за нарастающего сопротивления ПЗП притоку газоконденсатной смеси.Figure 1 illustrates the implementation of the claimed method in relation to the reservoir characteristics and design of low-productivity water-logged gas condensate well 501 (bush 2K) of the West Tarkosalinsky field, where OOO Gazprom dobycha Noyabrsk implements the claimed method. The well is equipped at the wellhead (1) with a typical assembly AFK-6-80'350, below which there is a standard column head (2) ООК 35 × 324 × 245 × 168 and a rigid block fastening the well with thick-walled pipes, consisting of direction (3) D - 426mm - 50m; conductor (4) D - 324mm - 549m and technical column (5) D - 245mm - 1198m. The central column of tubing, tubing (6) D - 73 mm - 5.5 mm (K) H - 2406.2 m, through which hydrocarbons are produced, is lowered to the mark shown in the figure. Production casing, EC (7) D - 168 mm - 8.9 mm (D) - 2841 m, forming an annulus with the tubing, enters the NTZ cement bridge - 2621 m with a bottom at 2840.5 m. The 2442.0 m shown on the EC corresponds to the bottom the boundary of three production perforation intervals (2 m, 2.5 m and 3.8 m) between the roof (2425.53 m, a.o. 2352.58) and the sole (2452.41 m, a.o. 2379.25) of productive formations. Thus, the bottom of the tubing string is separated from the roof of the productive strata at an altitude of 19.33 m (i.e. 2425.53 m - 2406.2 m), and from their sole at a height of 46.21 m (i.e. 2452.41 m - 2406.2 m). A gradual rise from the sole, then the roof to the tubing of the column accumulating between periodic (about every 3 days) blowings to the torch of a liquid-phase mixture of produced water and hydrocarbon condensate with a volume ratio of about 1: 2 and a density of ~ 1.11 and ~ 0.75 g / cm 3, respectively, is accompanied a calculated increase in dynamic bottomhole pressure from the sole by 3.78, and from the roof by 1.58 kgf / cm 2 . After the liquid-phase part of the mixture enters the annulus, spontaneous gas pressure begins to flow from the gas cap locked in this space into the tubing, which, given the insufficient rate of gas-liquid mixture rise, causes its incomplete removal, vertical pulsation, and gradual attenuation of the well due to the increasing resistance of the bottom hole the flow of gas condensate mixture.
Для осуществления заявляемого способа скважину дополнительно оборудуют на дневной поверхности:To implement the proposed method, the well is additionally equipped on the surface:
- ресиверами для сжатого газа R1 и R2 с рабочим давлением ≤70 бар, изготовленными из стандартных труб D 720 - (15×2) мм или D 1020 - (32×2) мм и установленными с наклоном к горизонтали;- receivers for compressed gas R1 and R2 with a working pressure of ≤70 bar, made of standard pipes D 720 - (15 × 2) mm or D 1020 - (32 × 2) mm and installed with an inclination to the horizontal;
- вентилями V1-V8 технологической обвязки ресиверов и 8 постоянно открытыми тройниками, показанными на фиг.1;- valves V1-V8 technological piping receivers and 8 constantly open tees, shown in figure 1;
- насосом гидравлическим (8), Q=36-40 м3/ч при Pраб≤70 бар;- hydraulic pump (8), Q = 36-40 m 3 / h at Prab≤70 bar;
- пружинно-поршневым клапаном (9), отрегулированным на перепуск газожидкостной смеси из ресиверов R1 и R2 в промысловый шлейф (10) по достижении давления 70 бар;- a spring-piston valve (9), adjusted to bypass the gas-liquid mixture from the receivers R1 and R2 into the field loop (10) when the pressure reaches 70 bar;
- типовыми сборочными фитингами (I), (II), (III), а также фланцевыми соединениями (11) и (12) для осуществления периодических технологических операций выравнивания давлений трубного и межтрубного пространств через вентиль тонкой регулировки (ВТР), встроенный в фитинг (III), и утилизации вынесенной до устья воды;- typical assembly fittings (I), (II), (III), as well as flange connections (11) and (12) for performing periodic technological operations for equalizing the pressure of the pipe and annular spaces through a fine adjustment valve (VTR), built into the fitting ( Iii) and disposal of water discharged to the mouth;
- образцовым устьевым манометром (13) и датчиком (14) для непрерывной регистрации электрического сопротивления жидких сред, встроенным в фитинг (III) с выводом на пульт диспетчера.- an exemplary wellhead pressure gauge (13) and a sensor (14) for continuous recording of electrical resistance of liquid media, built into the fitting (III) with the output to the dispatcher's console.
В таблице 1 показано последовательное выполнение основных технологических операций заявляемого способа на примере скв.501 Западно-Таркосалинского ГП (куст 2К) согласно схеме, представленной на фиг.1. Перед подключением к ресиверам высокого давления скважины, работающей на шлейф в обычном режиме, производят начальное удаление воздуха из ресивера R2 через приоткрытый на атмосферу вход в пружинно-поршневой клапан ППК (9). Для этого, согласно п.1 таблицы, вначале закрывают вентили V1, V2, V3, V5, V6 и V8, а затем заполняют из цементировочного агрегата ЦА-320 ресивер R2 через открытый в его нижней части вентиль V7 (и два тройника с обеих сторон) пластовой водой, отсепарированной на промысле. При этом воздух из R2 выдавливают через верхний открытый вентиль V4, два тройника с обеих сторон и временно приоткрытый на атмосферу вход в ППК (9). Далее, согласно п.2 таблицы, осуществляют начальное удаление воздуха из ресивера R1 через верхний открытый вентиль V1, два тройника с обеих сторон и временно приоткрытый на атмосферу вход в ППК. При этом производят заполнение этого же ресивера R1 пластовой водой через его низ, с одновременным вводом из устья скважины в верхнюю часть ресивера R2 газа пониженного давления. Для этого закрывают и открывают соответствующие вентили, указанные в колонке 2 таблицы. Устьевой газ через открытый верхний вентиль V3 (и два тройника с обеих сторон) входит в верхнюю часть R2 и передавливает из него пластовую воду через открытый в нижней части вентиль V8 (и два тройника с обеих сторон) в гидравлический насос (8). Работающий гидравлический насос за счет принудительного отвода с заданной объемной скоростью пластовой воды из нижней части принимающего ресивера R2 снижает в нем (следовательно, и на устье скважины) давление газожидкостной смеси, например, от 68.8 до 57.8 бар, что существенно ускоряет подъем этой смеси по НКТ. При нагнетании насосом отводимой пластовой воды через открытый вентиль V6 (и два тройника с обеих сторон) в нижнюю часть ресивера R1 воздушную шапку из него выдавливают через верхний открытый вентиль V1, два тройника с обеих сторон и временно приоткрытый на атмосферу вход в ППК. После начального удаления воздуха из ресиверов R1 и R2 осуществляют, согласно пунктам 3 и 4 таблицы, чередующиеся технологические циклы ввода из устья скважины в верхнюю часть одного из ресиверов газожидкостной смеси пониженного давления (например, 57.8 бар) и одновременного ее поджатия в другом ресивере до давления перепуска газожидкостной смеси повышенного давления (например, 70 бар) через пружинно-поршневой клапан в промысловый шлейф для комплексной подготовки углеводородов к дальнему транспорту, причем частоту этих циклов оптимизируют с учетом рабочего объема ресиверов высокого давления, производительности гидравлического насоса, а также возросшего дебита скважины.Table 1 shows the sequential execution of the main technological operations of the proposed method on the example of well 501 of the West Tarkosalinsky GP (bush 2K) according to the scheme shown in figure 1. Before connecting to the high-pressure receivers a well operating on a loop in the usual mode, the air is initially removed from receiver R2 through the inlet to the SPK spring-piston valve (9), which is open to the atmosphere. To do this, according to table 1, first shut off valves V1, V2, V3, V5, V6 and V8, and then fill receiver R2 from the cementing unit CA-320 through valve V7 open in its lower part (and two tees on both sides ) formation water separated in the field. At the same time, air is squeezed out of R2 through the upper open valve V4, two tees on both sides and the entrance to the control panel temporarily open to the atmosphere (9). Further, according to
При оптимизации частоты рабочих циклов по пунктам 3 и 4 таблицы учитывают и предусмотренную следующим пунктом 5 возможность кратковременного технологического выравнивания давлений в трубном и межтрубном пространствах скважины с целью устранения пульсации в насосно-компрессорных трубах трехфазной газожидкостной смеси при ее устойчивом выносе. В процессе этой оптимизации создают как условия для дренирования части более тяжелой пластовой воды в нижележащие пропластки коллектора, так и наиболее приемлемый для данной скважины перепад забойного и устьевого динамических давлений с учетом геолого-технических данных.When optimizing the frequency of duty cycles in paragraphs 3 and 4 of the table, the possibility of short-term technological pressure equalization in the pipe and annular spaces of the well provided for in the next paragraph 5 is taken into account in order to eliminate pulsation in the tubing of a three-phase gas-liquid mixture with its stable removal. In the process of this optimization, conditions are created for draining part of the heavier formation water into the underlying reservoir layers, as well as the difference in bottomhole and wellhead dynamic pressures that is most acceptable for a given well, taking into account geological and technical data.
Экономический эффект от использования заявленного способа формируется, во-первых, за счет дополнительной добычи природного газа и углеводородного конденсата в результате безостановочной и бесфакельной эксплуатации низкопродуктивных обводненных газоконденсатных скважин; во-вторых, за счет отказа от закупки и транспортировки дорогостоящих растворителей для периодической очистки прискважинной зоны продуктивного пласта от выпадающего при неуклонном снижении пластового давления углеводородного конденсата; наконец за счет отсутствия штрафных санкций газодобывающему предприятию, не наносящему экологический ущерб окружающей среде.The economic effect of the use of the claimed method is formed, firstly, due to the additional production of natural gas and hydrocarbon condensate as a result of non-stop and non-torpedo operation of low-productivity flooded gas condensate wells; secondly, due to the refusal to purchase and transport expensive solvents for periodic cleaning of the near-wellbore zone of the productive formation from hydrocarbon condensate falling out with a steady decrease in the reservoir pressure; finally, due to the absence of penalties for a gas producer that does not cause environmental damage.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112944/03A RU2463440C1 (en) | 2011-04-05 | 2011-04-05 | Method of operating poor drowned gas condensate wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011112944/03A RU2463440C1 (en) | 2011-04-05 | 2011-04-05 | Method of operating poor drowned gas condensate wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2463440C1 true RU2463440C1 (en) | 2012-10-10 |
Family
ID=47079574
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011112944/03A RU2463440C1 (en) | 2011-04-05 | 2011-04-05 | Method of operating poor drowned gas condensate wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2463440C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105888723A (en) * | 2016-06-24 | 2016-08-24 | 安徽理工大学 | Drainage device and method for gas pressure measurement in downward cross hole drilling |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997019251A1 (en) * | 1995-11-23 | 1997-05-29 | Science Support Services | Downhole arrangement for downhole sampling in oil wells |
| RU2120541C1 (en) * | 1997-03-05 | 1998-10-20 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method for operation of gas-condensate well |
| RU2126883C1 (en) * | 1998-04-14 | 1999-02-27 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for development of natural gas deposits with non-uniform reservoirs |
| RU2242593C1 (en) * | 2003-04-18 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method for developing low-penetrable oil and gas or gas-condensate-oil deposits by system of horizontal-slanting wells |
| RU2242592C1 (en) * | 2003-04-18 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method for extracting low-penetrable oil, gas or gas-condensate-oil deposits |
| RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
| RU2328591C2 (en) * | 2006-07-27 | 2008-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Process of condensate recovery rate increase |
-
2011
- 2011-04-05 RU RU2011112944/03A patent/RU2463440C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO1997019251A1 (en) * | 1995-11-23 | 1997-05-29 | Science Support Services | Downhole arrangement for downhole sampling in oil wells |
| RU2120541C1 (en) * | 1997-03-05 | 1998-10-20 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method for operation of gas-condensate well |
| RU2126883C1 (en) * | 1998-04-14 | 1999-02-27 | Закиров Сумбат Набиевич | Method for development of natural gas deposits with non-uniform reservoirs |
| RU2242593C1 (en) * | 2003-04-18 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method for developing low-penetrable oil and gas or gas-condensate-oil deposits by system of horizontal-slanting wells |
| RU2242592C1 (en) * | 2003-04-18 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Всероссийский нефтегазовый научно-исследовательский институт им. акад. А.П. Крылова" | Method for extracting low-penetrable oil, gas or gas-condensate-oil deposits |
| RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
| RU2328591C2 (en) * | 2006-07-27 | 2008-07-10 | Сумбат Набиевич Закиров | Process of condensate recovery rate increase |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN105888723A (en) * | 2016-06-24 | 2016-08-24 | 安徽理工大学 | Drainage device and method for gas pressure measurement in downward cross hole drilling |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10577533B2 (en) | Unconventional enhanced oil recovery | |
| AU2002323589B2 (en) | Acid gas disposal method | |
| US6039116A (en) | Oil and gas production with periodic gas injection | |
| US3084743A (en) | Secondary recovery of petroleum | |
| EP2115267B1 (en) | High performance foams for unloading gas wells | |
| CA3191946A1 (en) | Unconventional reservoir enhanced or improved oil recovery | |
| CA3000260C (en) | Methods for performing fracturing and enhanced oil recovery in tight oil reservoirs | |
| WO2004063310A2 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
| MX2011003125A (en) | Method for recovering heavy/viscous oils from a subterranean formation. | |
| CN108661613B (en) | Method for increasing injection of water injection development oil reservoir | |
| US20070114038A1 (en) | Well production by fluid lifting | |
| US6053249A (en) | Method and apparatus for injecting gas into a subterranean formation | |
| Fishlock et al. | Waterflooding of gas-condensate reservoirs | |
| US4615389A (en) | Method of producing supercritical carbon dioxide from wells | |
| Zhao et al. | Performance improvement of CO2 flooding using production controls in 3D areal heterogeneous models: Experimental and numerical simulations | |
| RU2463440C1 (en) | Method of operating poor drowned gas condensate wells | |
| US20140318773A1 (en) | Methane enhanced liquid products recovery from wet natural gas | |
| WO2008100176A1 (en) | Method for developing hydrocarbon accumulations | |
| WO2021057760A1 (en) | Method, device, and system for low-frequency variable-pressure oil reservoir exploitation of remaining oil in pores | |
| US3292703A (en) | Method for oil production and gas injection | |
| Jenks et al. | A Field Test of the Gas-Driven Liquid Propane Method of Oil Recovery | |
| Heller et al. | Testing CO2-Foam for Mobility Control at Rock Creek | |
| US2238701A (en) | Method of recovering oil from oil and gas bearing sands | |
| RU2523318C1 (en) | Method for development of hydrocarbons with associated occurrence and hydromineral raw material of multilayer field | |
| Bargas et al. | Immiscible CO2 process for the Salt Creek field |