RU92090U1 - PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM - Google Patents
PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM Download PDFInfo
- Publication number
- RU92090U1 RU92090U1 RU2009103549/22U RU2009103549U RU92090U1 RU 92090 U1 RU92090 U1 RU 92090U1 RU 2009103549/22 U RU2009103549/22 U RU 2009103549/22U RU 2009103549 U RU2009103549 U RU 2009103549U RU 92090 U1 RU92090 U1 RU 92090U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- pressure
- injection
- wells
- pump
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Система поддержания пластового давления, включающая кустовую насосную станцию с насосом высокого давления с выкидным водоводом, сообщенным водоводами с нагнетательными скважинами, работающими при различных давлениях нагнетания и/или вскрывшие пласты с различными коллекторскими свойствами, отличающаяся тем, что система дополнительно снабжена водозаборными скважинами с высоконапорными насосами, соединенными каждая с водоводами, идущими к нагнетательным скважинам более высокого давления нагнетания и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов, при этом эти водоводы сообщены с выкидным водоводом кустовой насосной станции через регулируемое гидросопротивление.A system for maintaining reservoir pressure, including a cluster pump station with a high-pressure pump with a discharge conduit, connected by water conduits to injection wells operating at different injection pressures and / or opened reservoirs with different reservoir properties, characterized in that the system is additionally equipped with water wells with high-pressure pumps each connected to water conduits leading to injection wells of higher discharge pressure and / or with higher requirements and to the quality of water depending on the reservoir properties of the formations, while these water conduits are connected to the discharge conduit of the cluster pumping station through an adjustable hydraulic resistance.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к системе поддержания пластового давления для закачки жидкости в пласты (к установкам для заводнения продуктивных пластов).The proposal relates to the oil industry, in particular, to a system for maintaining reservoir pressure for pumping fluid into reservoirs (to installations for flooding production reservoirs).
Известна система поддержания пластового давления (см. кн. Ф.С.Абдулина «Добыча нефти и газа» М., Недра, 1983, с.58-61), включающая кустовую насосную станцию с насосом высокого давления, водоводы от кустовой насосной станции к нагнетательным скважинам, нагнетательные скважины, работающие при различных давлениях нагнетания и/или вскрывшие пласты с различными коллекторскими свойствами.A well-known system for maintaining reservoir pressure (see Prince F.S.Abdulin "Oil and Gas Production" M., Nedra, 1983, p. 58-61), including a cluster pump station with a high pressure pump, water pipes from the cluster pump station to injection wells, injection wells operating at different injection pressures and / or opening formations with different reservoir properties.
Известна система поддержания пластового давления (см. Учебное пособие «Эксплуатация систем поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений», авт. Зейгман Ю.В., Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007, с.181-188), включающая кустовую насосную станцию с насосом высокого давления, водоводы от кустовой насосной станции к нагнетательным скважинам, нагнетательные скважины, работающие при различных давлениях нагнетания и/или вскрывшие пласты с различными коллекторскими свойствами. Эти системы приняты нами за аналог и прототип.A well-known reservoir pressure maintenance system (see the manual "Operation of reservoir pressure maintenance systems in the development of oil fields", ed. Zeygman Yu.V., Ufa: Publishing House UGNTU, 2007, p.181-188), including a well pump station with a high-pressure pump, water conduits from the cluster pump station to injection wells, injection wells operating at different injection pressures and / or revealed formations with different reservoir properties. These systems are accepted by us for analog and prototype.
Известные системы поддержания пластового давления для закачки жидкости в пласты имеют следующие недостатки:Known reservoir pressure maintenance systems for pumping fluid into formations have the following disadvantages:
- на кустовой насосной станции и в водоводах необходимо поддерживать максимальное давление, соответствующее уровню приемистости низкопроницаемого пласта, что приводит к оснащению кустовых насосных станций мощными высоконапорными насосами;- at the cluster pump station and in the water conduits, it is necessary to maintain the maximum pressure corresponding to the injectivity level of the low-permeability formation, which leads to equipping the cluster pump stations with powerful high-pressure pumps;
- создание высоких давлений на водоводах приводит к увеличению количества порывов на них;- the creation of high pressures on the conduits leads to an increase in the number of gusts on them;
- применяемая запорно-распределительная арматура (например, штуцер, регулирующий вентиль, задвижка со штуцирующими насадками) на большом количестве высокопроницаемых скважин для регулирования объемов закачиваемой технологической воды в пласты с высокой проницаемостью и повышения давления закачки в пласты с низкой проницаемостью плохо поддается управлению, своевременной замене и не может обеспечить «адресную» закачку воды с различными давлениями;- used shut-off and distribution valves (for example, a fitting, a control valve, a gate valve with nozzles) on a large number of highly permeable wells for regulating the volumes of pumped process water into reservoirs with high permeability and increasing the injection pressure into reservoirs with low permeability is difficult to control, timely replacement and cannot provide “targeted” injection of water with various pressures;
- использование штуцеров для регулирования объемов закачиваемой воды в пласты с высокой проницаемостью и повышения давления закачки в пласты с низкой проницаемостью существенно увеличивает энергетические затраты на осуществление технологии.- the use of fittings to control the volume of injected water into reservoirs with high permeability and to increase the injection pressure into reservoirs with low permeability significantly increases the energy costs of implementing the technology.
На реальных объектах в процессе эксплуатации месторождения выявляются скважины с пластами низкой проницаемости, требующие для своего освоения повышенных давлений нагнетания и/или скважин с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов.Wells with low permeability formations that require high injection pressures and / or wells with higher requirements for water quality depending on the reservoir properties of reservoirs for their development are identified at real facilities during field operation.
Технической задачей предлагаемого изобретения является снижение давления в водоводах, соединенных с высокоприемистыми скважинами, за счет этого применение на кустовых насосных станциях более дешевых насосных установок с меньшим напором, снижение скорости падения динамической производительности низкопроницаемых скважин и/или скважин с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов за счет закачки воды более высокого качества из водозаборных скважин с высоконапорными насосами, увеличение срока службы и снижение вероятностей порывов на водоводах, соединенных с высокоприемистыми скважинами, за счет снижения рабочего давления, и в результате снижение материальных затрат на строительство, обслуживание и ремонт систем закачки воды.The technical task of the invention is to reduce the pressure in the water conduits connected to highly-responsive wells, due to this the use of cheaper pumping units with lower head at cluster pumping stations, a decrease in the rate of decline in the dynamic productivity of low-permeability wells and / or wells with higher requirements for water quality in dependence on reservoir properties of reservoirs due to higher quality water injection from water wells with high-pressure pumps, increase service life and reducing the likelihood of gusts in water conduits connected to highly-responsive wells by reducing working pressure, and as a result, reducing material costs for the construction, maintenance and repair of water injection systems.
Техническая задача решается системой поддержания пластового давления, включающей кустовую насосную станцию с насосом высокого давления с выкидным водоводом, сообщенным водоводами с нагнетательными скважинами, работающими при различных давлениях нагнетания и/или вскрывшие пласты с различными коллекторскими свойствами.The technical problem is solved by a system for maintaining reservoir pressure, including a cluster pump station with a high pressure pump with a discharge conduit connected by water conduits to injection wells operating at different injection pressures and / or opened reservoirs with different reservoir properties.
Новым является то, что система поддержания пластового давления дополнительно снабжена водозаборными скважинами с высоконапорными насосами, соединенными каждая с водоводами, идущими к нагнетательным скважинам более высокого давления нагнетания и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов, при этом эти водоводы сообщены с выкидным водоводом кустовой насосной станции через регулируемое гидросопротивление. На чертеже представлена технологическая схема системы поддержания пластового давления для закачки жидкости в пласты.What is new is that the reservoir pressure maintenance system is additionally equipped with water wells with high-pressure pumps, each connected to water conduits leading to injection wells of a higher discharge pressure and / or with higher water quality requirements depending on the reservoir properties of the reservoirs, while water conduits are connected with a discharge conduit of the cluster pumping station through an adjustable hydraulic resistance. The drawing shows a process diagram of a system for maintaining reservoir pressure for pumping fluid into the reservoirs.
Она содержит приемный водовод 1 кустовой насосной станции 2, насос высокого давления 3 кустовой насосной станции 2, выкидной водовод 4 кустовой насосной станции 2, блок гребенки 5 с задвижками 6, 7, 8, 9, водоводы 10, 11, 12, 13, нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью, нагнетательные скважины 20, 21, вскрывшие пласты с низкой проницаемостью и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов. Система поддержания пластового давления дополнительно снабжена водозаборной скважиной 22 с высоконапорным насосом (на схеме не показан), соединенным водоводом 23 к нагнетательным скважинам 20, 21 более высокого давления нагнетания, и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов, при этом водовод 23 сообщен с выкидным водоводом 4 кустовой насосной станции 2 через регулируемое гидросопротивление 24.It contains a receiving conduit 1 of a cluster pump station 2, a high pressure pump 3 of a cluster pump station 2, a discharge conduit 4 of a cluster pump station 2, a comb unit 5 with valves 6, 7, 8, 9, water conduits 10, 11, 12, 13, discharge wells 14, 15, 16, 17, 18, opened the formations with high permeability, injection wells 20, 21, opened the formations with low permeability and / or with higher requirements for water quality depending on the reservoir properties of the formations. The reservoir pressure maintenance system is additionally equipped with a water well 22 with a high-pressure pump (not shown in the diagram) connected by a water conduit 23 to injection wells 20, 21 of a higher injection pressure, and / or with higher water quality requirements depending on the reservoir properties of the formations, while the conduit 23 is in communication with the discharge flow conduit 4 of the cluster pumping station 2 through an adjustable hydraulic resistance 24.
Схема работает следующим образом (см. чертеж). Осуществляют переоборудование одной из ближайшей к существующему водоводу 11 высокообводнившейся добывающей скважины в водозаборную скважину 22. Оснащают водозаборную скважину 22 погружным центробежным насосом, нагнетательную линию которого соединяют водоводом 23 с существующим водоводом 11 и нагнетательными скважинами 20, 21 более высокого давления нагнетания и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов. Производительность (подача) погружного центробежного насоса водозаборной скважины 22 подбирают несколько выше (на 10-20%) суммарной приемистости нагнетательных скважин 20, 21. При этом водовод 23 сообщен с выкидным водоводом 4 кустовой насосной станции 2 через регулируемое гидросопротивление 24 (например, штуцер, регулирующий вентиль, задвижка со штуцирующими насадками). Водозаборная скважина 22 подбирается та, которая наиболее приближена к существующему водоводу 11, исходя из минимальной протяженности водовода 23, что обеспечивает минимальные капитальные затраты. Гидросопротивление 24 устанавливают вблизи места стыка водовода 23 с существующим водоводом 11 или вблизи блока гребенки 5 в зависимости от удобства управления или замены его (см. чертеж).The scheme works as follows (see drawing). The conversion of one of the highly water-cut producing wells closest to the existing water conduit 11 is carried out into a water intake well 22. A water well 22 is equipped with a submersible centrifugal pump, the discharge line of which is connected by a water pipe 23 to an existing water pipe 11 and higher pressure injection wells 20, 21 and / or more high requirements for water quality, depending on the reservoir properties of the reservoirs. The productivity (supply) of the submersible centrifugal pump of the water well 22 is selected slightly higher (10-20%) of the total injectivity of the injection wells 20, 21. Moreover, the water conduit 23 is in communication with the discharge conduit 4 of the cluster pump station 2 through an adjustable hydraulic resistance 24 (for example, control valve, gate valve with fittings). A water well 22 is selected that is closest to the existing water conduit 11, based on the minimum length of the water conduit 23, which ensures minimal capital costs. Hydroresistance 24 is installed near the junction of the conduit 23 with the existing conduit 11 or near the comb unit 5, depending on the convenience of control or replacement thereof (see drawing).
На водоводах 10, 12, 13, соединяющих выкидной водовод 4 кустовой насосной станции 2 через блок гребенки 5, задвижки 6, 8, 9 с нагнетательными скважинами 14, 15, 16, 17, 18, 19 с меньшим давлением нагнетания (в сравнении со скважинами 20, 21) и, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью, установка штуцеров не требуется. Существующий насос на кустовой насосной станции заменяется на насос меньшего напора, тем самым снижается давление нагнетания технологической воды системы поддержания пластового давления.On the water conduits 10, 12, 13 connecting the discharge flow pipe 4 of the cluster pump station 2 through the comb unit 5, valves 6, 8, 9 with injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19 with lower injection pressure (in comparison with the wells 20, 21) and, having opened formations with high permeability, installation of fittings is not required. The existing pump at the cluster pump station is replaced with a pump of a lower pressure, thereby reducing the discharge pressure of the process water of the reservoir pressure maintenance system.
Включают насос высокого давления 3 кустовой насосной станции 2, который обеспечивает закачку технологической воды через выкидной водовод 4, блок гребенки 5, задвижки 6, 8, 9 в нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, 19 с меньшим давлением нагнетания, и вскрывшие пласты с высокой проницаемостью. Включают высоконапорный погружной центробежный насос водозаборной скважины 22, который обеспечивает закачку пластовой воды через водовод 23 в нагнетательные скважины 20, 21 с более высоким давлением нагнетания и/или с более высоким требованиями к качеству воды. Регулируя величину гидросопротивления 24 (например, подбором штуцера, регулирующего вентиля, задвижки со штудирующими насадками) регулируют давление и скорость закачки пластовой воды в нагнетательные скважины 20, 21. При этом пластовая вода в соответствии с заданием по закачке закачивается насосом водозаборной скважины 22 в пласты нагнетательных скважин 20, 21 более высокого давления нагнетания, и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов, а незначительная часть пластовой воды пойдет по водоводу 11 через гидросопротивление 24, блок гребенки 5 и закачивается насосом высокого давления 3 кустовой насосной станции 2 по водоводам 10, 12, 13 в нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, 19.They include a high pressure pump 3 of a cluster pumping station 2, which provides for the injection of process water through a discharge conduit 4, comb unit 5, valves 6, 8, 9 into injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19 with a lower injection pressure, and permeable formations with high permeability. They include a high-pressure submersible centrifugal pump of the water well 22, which provides injection of produced water through a water conduit 23 into injection wells 20, 21 with a higher injection pressure and / or with higher requirements for water quality. By adjusting the hydraulic resistance 24 (for example, by selecting a fitting, a control valve, valves with student nozzles), the pressure and rate of injection of produced water into the injection wells 20, 21 are regulated. In this case, the produced water is pumped by the pump of the intake well 22 into the injection reservoirs in accordance with the injection task wells 20, 21 with a higher injection pressure, and / or with higher requirements for water quality depending on the reservoir properties of the formations, and a small part of the formation water will go through the conduit 11 through the hydraulic resistance 24, the comb unit 5 and is pumped by the high pressure pump 3 of the cluster pump station 2 through the conduits 10, 12, 13 into the injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19.
Пример конкретного выполнения.An example of a specific implementation.
Имеется задание по закачке в нагнетательные скважины. Нагнетательные скважины имеют следующие характеристики. Нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, 19 с меньшим давлением нагнетания (в сравнении со скважинами 20, 21) и, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью:There is a task for injection into injection wells. Injection wells have the following characteristics. Injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19 with lower injection pressure (in comparison with wells 20, 21) and those that have opened formations with high permeability:
- скважина 14 - закачка 220 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 15 - закачка 210 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 16 - закачка 230 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 17 - закачка 220 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 18 - закачка 230 м3/сут при давлении закачки 9,8 МПа, скважина 19 - закачка 220 м3/cут при давлении закачки 9,8 МПа.- well 14 - injection 220 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 15 - injection 210 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 16 - injection 230 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 17 — injection of 220 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 18 — injection of 230 m 3 / day at an injection pressure of 9.8 MPa, well 19 — injection of 220 m 3 / day at an injection pressure of 9, 8 MPa.
Нагнетательные скважины 20, 21 более высокого давления нагнетания и/или с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов:Injection wells 20, 21 with a higher injection pressure and / or with higher requirements for water quality, depending on the reservoir properties of the formations:
- скважина 20 - закачка 75 м3/сут при давлении закачки 12,8 МПа, скважина 21 - закачка 75 м3/сут при давлении закачки 12,8 МПа.- well 20 - injection of 75 m 3 / day at an injection pressure of 12.8 MPa, well 21 - injection of 75 m 3 / day at an injection pressure of 12.8 MPa.
Насос высокого давления 3 типа ЦНС 63-1100 кустовой насосной станции 2 обеспечивает закачку воды в объеме 1330 м3/сут в нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, 19 с напором 1100 метров. Высоконапорный погружной центробежный насос УЭЦН 160-1650 (учтены потери на подъем воды с водоносного пласта водозаборной скважины) водозаборной скважины 22 обеспечивает закачку пластовой воды в объеме 150 м3/сут в нагнетательные скважины 20, 21. При этом незначительная часть пластовой воды в объеме 10 м3/сут закачиваются насосом высокого давления 3 типа ЦНС 63-1100 3 кустовой насосной станции 2, по водоводам 10, 12, 13 в нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, 19. Таким образом, насос высокого давления 3 типа ЦНС 63-1100 кустовой насосной станции 2 обеспечивает закачку воды в объеме 1330 м3/сут в нагнетательные скважины 14, 15, 16, 17, 18, 19 с напором 1100 метров, а высоконапорный погружной центробежный насос УЭЦН 160-1650 водозаборной скважины 22 обеспечивает закачку пластовой воды в объеме 150 м3/сут в нагнетательные скважины 20, 21. Суммарная закачка системы ППД составляет 1480 м3/cyт (61,7 м3/ч).A high-pressure pump of type 3 of the central nervous system 63-1100 of a cluster pumping station 2 provides for the injection of water in a volume of 1330 m 3 / day into injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19 with a pressure of 1100 meters. The high-pressure submersible centrifugal pump ESP 160-1650 (losses due to the rise of water from the aquifer of the water well are taken into account) of the water well 22 provides injection of produced water in a volume of 150 m 3 / day into injection wells 20, 21. Moreover, a small part of produced water in a volume of 10 m 3 / day are pumped by a high-pressure pump of type 3 TsNS 63-1100 3 cluster pumping station 2, through pipelines 10, 12, 13 into injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19. Thus, a high-pressure pump of type 3 Central nervous system 63-1100 cluster pumping station 2 provides chku water in volume 1330 m 3 / day in the injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19 with a pressure of 1,100 meters, and the high-pressure pump is a submersible centrifugal ESP 160-1650 water well 22 provides a reservoir water injection in a volume of 150 m 3 / days into injection wells 20, 21. The total injection of the RPM system is 1480 m 3 / cit (61.7 m3 / h).
Для обеспечения закачки насосом кустовой насосной станции для случая прототипа необходимо в водоводах поддерживать максимальное давление, соответствующее уровню приемистости низкопроницаемых пластов скважин 20, 21, что приводит к оснащению кустовой насосной станции 2 насосом высокого давления 3 типа ЦНС 63-1400, а также к установке минимум трех штуцеров на водоводах 10, 12, 13, соединяющих кустовую насосную станцию 2 с нагнетательными скважинами 14, 15, 16, 17, 18, 19 с меньшим давлением нагнетания (в сравнении со скважинами 20, 21) и, вскрывшие пласты с высокой проницаемостью.To ensure that the pump injects a cluster pump station for the prototype case, it is necessary to maintain a maximum pressure in the water conduits corresponding to the injectivity level of low-permeable well strata 20, 21, which leads to equipping the cluster pump station 2 with a high pressure pump 3 of the central nervous system 63-1400 type, as well as at least three fittings at water lines 10, 12, 13 connecting the well pump station 2 with injection wells 14, 15, 16, 17, 18, 19 with lower injection pressure (in comparison with wells 20, 21) and those that opened the strata with high second permeability.
В таблице представлены сравнительные показатели известной (прототипа) и предлагаемой системы поддержания пластового давления нефтяного месторождения.The table shows the comparative indicators of the known (prototype) and the proposed system for maintaining reservoir pressure of an oil field.
Сравнительные показатели известных и предлагаемого объекта-устройстваTable
Comparative indicators of the known and proposed object device
Таким образом, при меньшей стоимости оборудования - 1865 тыс.руб в предлагаемой системе поддержания пластового давления (1960,6 тыс.руб. - в известной системе поддержания пластового давления) затраты энергии на закачку воды в предлагаемой системе поддержания пластового давления на 19,4% и затраты на ликвидацию порывов в 2,4 раза ниже, чем по известной системе поддержания пластового давления.Thus, at a lower cost of equipment - 1865 thousand rubles in the proposed reservoir pressure maintenance system (1960.6 thousand rubles - in the well-known reservoir pressure maintenance system), the energy consumption for pumping water in the proposed reservoir pressure maintenance system is 19.4% and the cost of eliminating gusts is 2.4 times lower than the well-known reservoir pressure maintenance system.
Технико-экономическая эффективность предлагаемой системы поддержания пластового давления нефтяного месторождения достигается за счет оптимизации технологической схемы поддержания пластового давления нефтяного месторождения путем замены существующего насосного оборудования кустовых насосных станций на насосы с меньшим напором, а также дополнительного использования пластовой воды для закачки в продуктивные пласты.The technical and economic efficiency of the proposed system for maintaining the reservoir pressure of an oil field is achieved by optimizing the technological scheme for maintaining the reservoir pressure of an oil field by replacing the existing pumping equipment of cluster pumping stations with pumps with lower pressure, as well as the additional use of formation water for injection into reservoirs.
Использование данного изобретения в нефтяной промышленности позволяет снизить затраты на единицу (1 м3) закачиваемой технологической воды и, в конечном итоге, снизить себестоимость единицы добытой нефти (1 т) за счет:The use of this invention in the oil industry allows to reduce costs per unit (1 m 3 ) of pumped process water and, ultimately, reduce the cost of a unit of oil produced (1 t) due to:
- снижения давления в водоводах, соединенных с высокоприемистыми скважинами, за счет этого применение на кустовых насосных станциях более дешевых насосных установок с меньшим напором;- pressure reduction in water conduits connected to highly-responsive wells, due to this the use of cheaper pumping units with lower head at cluster pumping stations;
- снижения скорости падения динамической производительности низкопроницаемых скважин и/или скважин с более высокими требованиями к качеству воды в зависимости от коллекторских свойств пластов за счет закачки воды более высокого качества из водозаборных скважин с насосами высокого давления;- reducing the rate of decline in the dynamic productivity of low-permeability wells and / or wells with higher requirements for water quality depending on reservoir properties of the reservoirs by pumping higher quality water from water wells with high pressure pumps;
- увеличение срока службы и снижение вероятностей порывов на водоводах, соединенных с высокоприемистыми скважинами, за счет снижения рабочего давления.- increase the service life and reduce the likelihood of gusts in water conduits connected to highly-responsive wells, due to a decrease in working pressure.
Таким образом, использование данного изобретения позволит снизить материальные затраты на строительство, обслуживание и ремонт систем закачки воды.Thus, the use of this invention will reduce material costs for the construction, maintenance and repair of water injection systems.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009103549/22U RU92090U1 (en) | 2009-02-03 | 2009-02-03 | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009103549/22U RU92090U1 (en) | 2009-02-03 | 2009-02-03 | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU92090U1 true RU92090U1 (en) | 2010-03-10 |
Family
ID=42135699
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009103549/22U RU92090U1 (en) | 2009-02-03 | 2009-02-03 | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU92090U1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2520119C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
RU2810381C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
-
2009
- 2009-02-03 RU RU2009103549/22U patent/RU92090U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2520119C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
RU2810381C1 (en) * | 2023-04-12 | 2023-12-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir pressure maintenance system |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
KR102366868B1 (en) | Multiple coal bed independent gas-containing system pressure control single pump type drainage gas mining device and drainage gas mining method | |
RU2547029C1 (en) | System of water injection into injectors | |
NO20141023A1 (en) | Improved gas lift system for oil production | |
RU2545204C1 (en) | System of cluster water injection to reservoir | |
RU2387816C1 (en) | Method of cluster water injection into fill-in wells | |
RU2397318C1 (en) | System for pumping displacement agent into pressure wells | |
RU92090U1 (en) | PLASTIC PRESSURE SUPPORT SYSTEM | |
RU2657910C1 (en) | Method of production, collection, preparation and transportation of low-pressure gas-liquid mixture at the development of gas-condensate deposit | |
RU96609U1 (en) | SYSTEM OF TRANSPORTATION AND INJECTION OF WATER IN PLAST | |
CN104458427A (en) | Assembled type pipeline testing device | |
RU184051U1 (en) | DEVICE FOR GAS PUMPING FROM ANOTHER WELL SPACE | |
RU102056U1 (en) | SYSTEM FOR SUPPORTING PLASTIC PRESSURE WHEN DEVELOPING OIL DEPOSITS | |
RU77637U1 (en) | OIL PRODUCTION COMPLEX WITH HYDROGEN SULFUR OIL CONTENT AND PUMPING UNIT FOR IT | |
RU95365U1 (en) | TWO-LEVEL DIVISION AND REGULATING PUMP UNIT | |
RU2676780C1 (en) | Method of injection of water in the system of supporting the reservoir pressure in weakly permeable headers | |
RU2512150C2 (en) | Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors | |
RU2684791C1 (en) | Method for maintaining reservoir pressure of an oil well | |
CN102191933B (en) | Process for measuring and controlling produced gas of coal bed gas well | |
RU2327861C2 (en) | Method for developing oil deposit with gas cap | |
CN214464074U (en) | Oil field interstation heat supply temperature compensation system | |
RU2722899C1 (en) | Method of gas well operation | |
CN204685552U (en) | Dephosphorize by high pressure water system | |
RU2747138C1 (en) | Method for reducing gas pressure in the outlet of producing oil wells from the pressure maintenance system | |
RU2714898C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
RU131069U1 (en) | PUMPING PLANT FOR TRANSFER OF WATER IN A WELL FROM PLASTIC INTO PLAST |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20160204 |