RU2787500C1 - Способ разработки многопластовой нефтяной залежи - Google Patents
Способ разработки многопластовой нефтяной залежи Download PDFInfo
- Publication number
- RU2787500C1 RU2787500C1 RU2022122326A RU2022122326A RU2787500C1 RU 2787500 C1 RU2787500 C1 RU 2787500C1 RU 2022122326 A RU2022122326 A RU 2022122326A RU 2022122326 A RU2022122326 A RU 2022122326A RU 2787500 C1 RU2787500 C1 RU 2787500C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valves
- water
- oil
- injection
- packer
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 43
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 43
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 39
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 210000002445 Nipples Anatomy 0.000 claims abstract description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 35
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 34
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 5
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 3
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 3
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate dianion Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 230000000737 periodic Effects 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 239000002990 reinforced plastic Substances 0.000 description 1
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 description 1
Images
Abstract
Заявлен способ разработки многопластовой нефтяной залежи. Техническим результатом является создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи, позволяющего производить закачку в прерывистом режиме регулируемым давлением с устья скважины с контролем приёмистости нефтеносного пласта и продуктивности водоносного пласта в ней, для обеспечения необходимого объема закачки воды в продуктивный пласт. Способ включает внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам. Также способ включает отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины. Каждую нагнетательную скважину оборудуют между пластами пакером и седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх. Клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного для этой нагнетательной скважины. Пакер перед спуском оснащают центральным калиброванным полированным каналом под ниппель. Седла изготавливают двойными, состоящими из верхнего и нижнего сёдел, соединенных патрубком с переточными радиальными каналами между седлами и ниппелем снизу. Верхний и нижний клапаны соединяют жестким в радиальном направлении толкателем, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней, разжатых в разные стороны до упоров пружиной, обеспечивающей для исключения перетоков воды между пластами последовательное закрытие клапанов снизу вверх при подаче избыточного давления с устья скважины и имеющей усилие, при закрытых клапанах превышающее усилие столба жидкости заполненной скважины. Седла с клапанами спускают на технологической колонне до герметичного взаимодействия ниппеля патрубка и с каналом пакера до начала работы нагнетательной скважины. Избыточное давление для закрытия клапанов поддерживают в технологической колонне. 6 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и относится способам разработки многопластовой залежи с вытеснением водой из нижележащего пласта.
Известен способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2303125, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.07.2007 Бюл. № 20), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем внутрискважинную перекачку воды выполняют на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта в продуктивном пласте в районе нагнетательных скважин, выполняющих внутрискважинную перекачку воды, посредством интенсификации отбора через добывающие скважины снижают пластовое давление, при этом отбор через добывающие скважины выполняют в циклическом режиме, обеспечивающем изменение направления движения потоков жидкости в продуктивном пласте, для чего чередуют интенсивность отбора нефти из добывающих скважин, расположенных напротив друг друга так, что одна пара противоположных скважин работает с максимальным дебитом, тогда как другая пара скважин в этот период работает с 50%-ным дебитом от максимального дебита в течение времени до снижения динамического уровня нефти ниже допустимого при ее постоянном отборе, затем режим скважин меняют на противоположный.
Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в нефтяных залежах на поздних стадиях разработки, так как может привести к преждевременному обводнению продукции в добывающих скважинах ниже рентабельного, и отсутствие защиты от перетока нефти в водоносный пласт, так как изменение перепада давлений невозможно предугадать в различных нагнетательных скважинах в процессе эксплуатации, при этом не обеспечивается регулировка отбора в зависимости от изменений перепадов давлений в любой из нагнетательных скважин и контроль за приёмистостью нефтеносного пласта и продуктивностью водоносного пласта в скважине.
Известен также способ разработки нефтяной залежи в карбонатных коллекторах (патент RU № 2515741, МПК Е21В 43/20, опубл. 20.05.2014 Бюл. № 14), включающий вскрытие нагнетательными скважинами продуктивного пласта и нижележащих водоносных пластов с последующим строительством и вторичным вскрытием пластов, вскрытие добывающими скважинами продуктивного пласта с последующим строительством и вскрытием продуктивного пласта, заводнение продуктивного пласта внутрискважинной перекачкой в нагнетательных скважинах из водоносных пластов в нефтеносный пласт, отбор продукции из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем заводнение продуктивного пласта производят с постоянным давлением с поочередными технологическими простоями нагнетательных скважин не более 4 дней, причем компенсацию давления заводнением при простое нагнетательных скважин производят за счет близлежащих нагнетательных скважин.
Недостатками способа являются узкая область применения из-за невозможности использования в нефтяных залежах с терригенными коллекторами и отсутствие защиты от перетока нефти в водоносный пласт, так как изменение перепада давлений невозможно предугадать в различных нагнетательных скважинах в процессе эксплуатации, при этом не обеспечивается регулировка отбора в зависимости от изменений перепадов давлений в любой из нагнетательных скважин и контроль за приёмистостью нефтеносного пласта и продуктивностью водоносного пласта в скважине.
Наиболее близким по технической сущности является способ разработки многопластовой нефтяной залежи (патент RU № 2591291, МПК Е21В 43/14, Е21В 43/20, опубл. 20.07.2016 Бюл. № 20), включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем нагнетательные скважины оборудуют между пластами седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, при этом клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного.
Недостатками данного способа являются перекачка воды из нижележащего водоносного пласта на постоянной основе, пока хватает пластового давления водоносному пласту, невозможность регулирования объема и режимов закачки воды в вышележащий продуктивный пласт в зависимости от изменений перепадов давлений в соответствующей нагнетательной скважине и невозможно осуществлять контроль за приёмистостью нефтеносного пласта и продуктивностью водоносного пласта в скважине.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа разработки многопластовой нефтяной залежи, позволяющего производить закачку в прерывистом режиме, регулируемым давлением с устья скважины с контролем за приёмистости нефтеносного пласта и продуктивности водоносного пласта в ней, для обеспечения необходимого объема закачки воды в продуктивный пласт.
Техническая задача решается способом разработки многопластовой нефтяной залежи, включающим внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем каждую нагнетательную скважину оборудуют между пластами пакером седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, при этом клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного для этой нагнетательной скважины
Новым является то, что пакер перед спуском оснащают центральным калиброванным полированным каналом под ниппель, а седла изготавливают двойными, состоящими из верхнего и нижнего сёдел, соединенных патрубком с переточными радиальными каналами между седлами и ниппелем снизу, верхний и нижний клапаны соединяют жестким в радиальном направлении толкателем, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней, разжатых в разные стороны до упоров пружиной, обеспечивающей для исключения перетоков воды между пластами последовательное закрытие клапанов снизу вверх при подаче избыточного давления с устья скважины и имеющей усилие при закрытых клапанах превышающие усилие столба жидкости заполненной скважины, причем седла с клапанами спускают на технологической колонне до герметичного взаимодействия ниппеля патрубка и с каналом пакера до начала работы нагнетательной скважины, а избыточное давление для закрытия клапанов поддерживают в технологической колонне.
На фиг. 1 изображена схема реализации способа.
На фиг. 2 изображен клапанный узел, состоящий из верхнего и нижнего седел, соединенных патрубком с ниппелем и клапанов.
На фиг. 3 изображен клапанный узел в продольном разрезе А-А фиг. 2.
На фиг. 4 изображен клапанный узел в поперечном разрезе Б-Б фиг. 3.
На фиг. 5 изображен клапанный узел в поперечном разрезе В-В фиг. 3.
На фиг. 6 изображен клапанный узел в продольном разрезе в изометрии.
Для осуществления способа выбирают многопластовую залежь с нефтеносным пластом 1 (фиг. 1) с нижележащим водоносным пластом 2, имеющим пластовое давление Рпл.в выше давления нефтеносного пласта 1 - Рпл.н с учетом высоты залегания. Предварительно определяют плотность воды - ρв и давление насыщения - Рпл.в.н в водоносном пласте 2.
Условие применения способа с нижележащим водоносным пластом 2
где Рпл.н - пластовое давление в нефтеносном пласте 1, МПа;
Рпл.в.н - давление насыщения в водоносном пласте 2, МПа;
ρв - плотность воды в водоносном пласте 2, кг/м;
g - ускорение свободного падения, g=9,81 м/с2;
h - расстояние между пластами по вертикали, вскрытыми соответствующей нагнетательной скважиной 3, м.
Между пластами 1 и 2 устанавливают проходной пакер 4 (например, из пакеров, применяемых в патентах RU №№2457315, 2509872, 2517362 и т.п.) с центральным калиброванным полированным каналом 5.
Перед спуском собирают клапанный узел 6, состоящий из верхнего 7 (фиг. 3 и 6) и нижнего 8 сёдел, соединенных патрубком 9 (фиг. 2 и 6) с переточными радиальными каналами 10 между седлами 7 (фиг. 3) и 8 и ниппелем 11 (фиг. 2 и 6) снизу. Внутри патрубка 9 размещают верхний 12 (фиг. 3 и 6) и нижний 13 клапаны, которые соединяют жестким в радиальном направлении толкателем 14, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней 15 и 16, разжатых в разные стороны до соответствующих упоров 17 и 18 пружиной 19. Эмпирическим путем определяют необходимый в воде пласта 2 (фиг. 1) вес клапанов 12 (фиг. 3) и 13 с толкателем 14 и пружиной 19, обеспечивающий суммарную их плавучесть меньше нулевой для соблюдения неравенства [1]. Для этого клапаны 12 и 13 могут изготавливаться полыми, из армированного пластика или стеклопластика, твердого полиуретана или т.п. (авторы на это не претендуют).
При этом для возможности работы клапанного узла 6 (фиг. 1) в наклонных и горизонтальных скважинах верхний 12 (фиг. 3) и нижний 13 клапаны могут центрироваться по оси патрубка 9 (фиг. 2) соответствующими направляющими 20 (фиг. 4) и 21 (фиг. 5) с образованием соответствующих боковых обводных каналов 22 (фиг. 4) и 23 (фиг.5) (авторы на это не претендуют).
Усилие пружины 19 подбирают так, чтобы усилие при закрытых клапанах 12 и 13 превышало усилие столба жидкости заполненной до устья скважины 3 (фиг. 1), а подаче избыточного давления с устья скважины 3 по колонне труб 24, на которых спускают клапанный узел 6, сначала закрывался нижний клапан 13 (фиг.3), а потом - верхний клапан 12, герметично прижимаясь к соответствующим седлам 8 и 7.
Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на реализацию способа, на чертежах (фиг. 1 - 6) не показаны или показаны условно.
Сверху патрубок 9 (фиг. 2) клапанного узла 6 (фиг. 1) соединяют с колонной труб 24, на которых спускают в скважину 3 до герметичного взаимодействия ниппеля 11 с полированным каналом 5 пакера 4. В результате перепада давлений между пластами 1 и 2 нижний клапан 13 (фиг. 3) вместе с верхним клапаном 12 приподнимается от нижнего седла 8, и жидкость из водоносного пласта 2 перетекает в нефтеносный пласт 1 через ниппель 11 (фиг. 3 и 6), седло 8 обводные каналы 23 (фиг. 5), огибая нижний клапан 13 (фиг. 3), и радиальные каналы 10 (фиг. 2). При этом через нагнетательные скважины 3 (фиг. 1) поддерживается пластовое давление в нефтеносном пласте 1, достаточное для вытеснения нефти к добывающим скважинам (на фиг. 1 - 6 не показаны), из которых она насосами (не показаны) поднимается на поверхность. При снижении давления ниже допустимого или ниже давления насыщения в районе одной из нагнетательных скважин 3 скорость потока уменьшается, клапаны 12 (фиг. 3) и 13 под своим весом опускаются, перекрывая седло 8 до восстановления перепада давлений между пластами 1 (фиг. 1) и 2. Это обеспечивает естественную циклическую закачку воды в нефтеносный пласт 1.
Для обеспечения принудительной регулировки закачки воды из водоносного пласта 2 в нефтеносный 1 и/или для изучения приемистости нефтеносного пласта 1 и/или продуктивности водоносного пласта 2 в пространстве над пакером 4 колонну труб 24 заполняют технической жидкостью (например, пресной или минерализованной водой). При этом нижний клапан 13 (фиг. 3) под действием верхнего клапана 12, на который действует столб жидкости в колонне труб 24, через толкатель 14 (фиг. 3) перекрывает седло 8, изолируя пласты 1 (фиг. 1) и 2 друг от друга. После чего закачкой технологической жидкости устьевым насосом (не показан) в колонну труб 24 (фиг. 1) создают в ней избыточное давление, под действием которого на верхний клапан 12 (фиг. 3) сжимается пружина 19, стрежни 15 и 16 толкателя 14 сходятся и верхний клапан 12 герметично перекрывает верхнее седло 7, исключая перетоки технологической жидкости из колонны труб 24 (фиг. 1) в пространство скважины над пакером 4. При этом уровень жидкости 25 в скважине 3 из-за приемистости нефтеносного пласта 1 начинает снижаться, что контролируется устьевым и/или скважинными уровнемерами. По результатам этого контроля строят кривую восстановления уровня жидкости по времени (КВУ). Анализируя КВУ определяют характеристики нефтеносного пласта 1 (приемистость, пластовое давление, гидродинамическую связь с другими нагнетательными и/или добывающими скважинами нефтяной залежи и т.п.).
При снятии избыточного давления внутри колонны труб 1 (прекращения работы устьевого насоса) пружина 19 (фиг. 3) разжимается, стрежни 15 и 16 толкателя 14 расходятся и верхний клапан 12 открывает верхнее седло 7. В результате техническая жидкость из колонны труб 24 (фиг. 1) через обводные каналы 22 (фиг. 3), верхнее седло 7, огибая верхний клапан 12 (фиг. 2), и радиальные каналы 10 (фиг. 2) перетекает в пространство скважины над пакером 4 (фиг. 1). В результате уровень жидкости (не показан) в колонне труб 24 падает и нижний клапан 13 под действием давления водоносного пласта 2 (фиг. 1) отходит от нижнего седла 7 (фиг. 3), обеспечивая переток воды из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1 через ниппель 11 (фиг. 3 и 6), седло 8 обводные каналы 23 (фиг. 5), огибая нижний клапан 13 (фиг. 3), и радиальные каналы 10 (фиг. 2). При этом уровень жидкости 25 (фиг. 1) в скважине 3 из-за продуктивности и высокого давления водоносного пласта 2 начинает повышаться, что контролируется устьевым и/или скважинными уровнемерами. По результатам этого контроля строят кривую восстановления уровня жидкости по времени (КВУ). Анализируя КВУ определяют характеристики водоносного пласта 2 (приемистость, пластовое давление, гидродинамическую связь с другими нагнетательными и/или добывающими скважинами нефтяной залежи и т.п.) с учетом определенных ранее характеристик влияющего нефтеносного пласта 1 в нагнетательной скважине 3.
Зная характеристики нефтеносного 1 и водоносного 2 пластов в каждой из нагнетательных скважин 3, технологи определяют фронт вытеснения водой в нефтеносном пласте 1 залежи и как распределить объемы закачки воды из водоносного пласта 2 через соответствующие нагнетательные скважины 3. Количество перекачиваемой воды из водоносного пласта 2 в нефтеносный пласт 1 через соответствующую нагнетательную скважину регулируют периодическим принудительным отключением перетока воды между пластами 1 и 2 при помощи клапанного узла 6 за счет создания избыточного давления в колонне труб 1.
Предлагаемый способ разработки многопластовой нефтяной залежи позволяет производить закачку в прерывистом режиме, регулируемым давлением с устья скважины с контролем за приёмистости нефтеносного пласта и продуктивности водоносного пласта в ней, для обеспечения необходимого объема закачки воды в продуктивный пласт.
Claims (1)
- Способ разработки многопластовой нефтяной залежи, включающий внутрискважинную перекачку воды из нижележащего водоносного пласта в вышележащий продуктивный пласт на естественном режиме за счет энергии водоносного пласта по нагнетательным скважинам и отбор нефти из продуктивного пласта через добывающие скважины, причем каждую нагнетательную скважину оборудуют между пластами пакером и седлами, внутри которых устанавливают клапаны, пропускающие воду снизу вверх, при этом клапаны изготавливают с плавучестью в перекачиваемой воде меньше нулевой, обеспечивающей переток воды при перепаде давлений выше выбранного для этой нагнетательной скважины, отличающийся тем, что пакер перед спуском оснащают центральным калиброванным полированным каналом под ниппель, а седла изготавливают двойными, состоящими из верхнего и нижнего сёдел, соединенных патрубком с переточными радиальными каналами между седлами и ниппелем снизу, верхний и нижний клапаны соединяют жестким в радиальном направлении толкателем, который изготавливают в виде телескопически вставленных друг в друга стрежней, разжатых в разные стороны до упоров пружиной, обеспечивающей для исключения перетоков воды между пластами последовательное закрытие клапанов снизу вверх при подаче избыточного давления с устья скважины и имеющей усилие, при закрытых клапанах превышающее усилие столба жидкости заполненной скважины, причем седла с клапанами спускают на технологической колонне до герметичного взаимодействия ниппеля патрубка и с каналом пакера до начала работы нагнетательной скважины, а избыточное давление для закрытия клапанов поддерживают в технологической колонне.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2787500C1 true RU2787500C1 (ru) | 2023-01-09 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2175719C2 (ru) * | 1999-03-03 | 2001-11-10 | Кучеровский Всеволод Михайлович | Устройство для воздействия на призабойную зону скважин |
RU77340U1 (ru) * | 2008-04-28 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта |
RU2484239C2 (ru) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ эксплуатации обводненных газовых скважин и устройство для его осуществления |
RU2491418C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи |
RU2591291C1 (ru) * | 2015-05-27 | 2016-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи (варианты) |
CN112282712A (zh) * | 2019-07-24 | 2021-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下往复式注水装置 |
CN114086931A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-02-25 | 付洪亮 | 一种油田地面开采技术用掺水流程井口采油装置 |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2175719C2 (ru) * | 1999-03-03 | 2001-11-10 | Кучеровский Всеволод Михайлович | Устройство для воздействия на призабойную зону скважин |
RU77340U1 (ru) * | 2008-04-28 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для закачки жидкости в нижний пласт и добычи нефти из верхнего пласта |
RU2491418C1 (ru) * | 2011-12-14 | 2013-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи |
RU2484239C2 (ru) * | 2012-07-18 | 2013-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ эксплуатации обводненных газовых скважин и устройство для его осуществления |
RU2591291C1 (ru) * | 2015-05-27 | 2016-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи (варианты) |
CN112282712A (zh) * | 2019-07-24 | 2021-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下往复式注水装置 |
CN114086931A (zh) * | 2021-12-28 | 2022-02-25 | 付洪亮 | 一种油田地面开采技术用掺水流程井口采油装置 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6089322A (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation | |
CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
US7506690B2 (en) | Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas injection water drive | |
US4319635A (en) | Method for enhanced oil recovery by geopressured waterflood | |
US20030141073A1 (en) | Advanced gas injection method and apparatus liquid hydrocarbon recovery complex | |
US9435163B2 (en) | Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well | |
CN111512017A (zh) | 低压气举式人工举升系统及方法 | |
AU2010273768B2 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
CA2491942C (en) | Method for upward growth of a hydraulic fracture along a well bore sandpacked annulus | |
RU2787500C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2431737C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
US20210270112A1 (en) | Apparatus, System and Method for Lifting Fluids in a Wellbore | |
RU2738615C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне | |
RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2001109157A (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2591291C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи (варианты) | |
RU2380528C1 (ru) | Способ разработки нефтяной или газоконденсатной залежи | |
RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
RU2421606C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2247230C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
RU2732742C1 (ru) | Способ разработки водонефтяного пласта | |
RU2378501C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2575856C2 (ru) | Устройство для добычи нефти с внутрискважинной сепарацией |