RU2481464C1 - Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента - Google Patents
Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента Download PDFInfo
- Publication number
- RU2481464C1 RU2481464C1 RU2012127854/03A RU2012127854A RU2481464C1 RU 2481464 C1 RU2481464 C1 RU 2481464C1 RU 2012127854/03 A RU2012127854/03 A RU 2012127854/03A RU 2012127854 A RU2012127854 A RU 2012127854A RU 2481464 C1 RU2481464 C1 RU 2481464C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- string
- packer
- couplings
- column
- pipe
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с оборудованием для одновременно-раздельной закачки рабочего агента. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения закручивания колонн относительно друг друга, ослабления резьбы и отворота труб, исключения нарушения герметичности. Сущность изобретения: способ включает сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм, по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием. 3 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины с оборудованием для одновременно-раздельной закачки рабочего агента.
Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной, согласно которому ниже верхнего пласта вскрывают несколько пластов, а соответственно, между ними спускают и устанавливают одновременно или последовательно нескольких пакеров гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, причем при опрессовке каждого пакера снизу и/или сверху определяют минимальное давление поглощения и/или приемистости каждого из пластов (патент РФ №2253009, опубл. 27.05.2005).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины, который включает разделение пластов в скважине пакером, закачку жидкости в каждый пласт по своей колонне труб. При этом устанавливают манометры на устье скважины на обвязках обеих колонн труб. Останавливают одновременно закачку в оба пласта. Дожидаются падения давления в пласте с меньшей приемистостью до величины ниже рабочего давления для пласта с большей приемистостью. После снижения давления возобновляют закачку в пласт с большей приемистостью. Одновременно контролируют давление в колонне труб для другого пласта. При увеличении давления в колонне, где закачку не возобновили, или при скачкообразном снижении темпа падения давления делают заключение о негерметичности пакера, а при монотонном продолжении снижения давления или при отсутствии влияния увеличения давления в колонне труб для пласта с большей приемистостью на давление в колонне труб для пласта с меньшей приемистостью делают заключение о герметичности пакера. При эксплуатации скважины создают перепад давления между нагнетательными колоннами труб скважины, необходимый для обеспечения закачки в пласт с меньшей приемистостью (патент РФ №2354810, опубл. 10.05.2009 - прототип).
Недостатками известных способов является зацепление и закручивание короткой колонны вокруг длинной колонны труб, а также то, что совместная работа двух колонн способствует явлению отворота труб и нарушению герметичности.
В изобретении решается задача исключения закручивания колонн относительно друг друга, ослабления резьбы и отворота труб, исключения нарушения герметичности.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента, включающем сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны, согласно изобретению предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют с шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер, при монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепяют в устьевой арматуре, при монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м, выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью, для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием, выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием.
Сущность изобретения
При сборке в нагнетательной скважине двух колонн, предназначенных для одновременно-раздельной закачки рабочего агента, возникают сложности монтажа, связанные с зацеплением и закручиванием короткой колонны вокруг длинной колонны труб, а также тем, что совместная работа двух колонн способствует явлению отворота труб и, как следствие, нарушению герметичности. Существующие технические решения или не решают эту проблему, или решают лишь частично. В предложенном изобретении решается задача исключения закручивания колонн относительно друг друга, ослабления резьбы и отворота труб, исключения нарушения герметичности. Задача решается следующим образом.
При эксплуатации скважины эксплуатационную колонну шаблонируют с шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, устанавливают пакер, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают колонну труб с пакером.
При монтаже длинной колонны собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным наружный диаметр, монтируют пакер, над пакером монтируют патрубок со стопорным кольцом и муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб. Сборку спускают в скважину. Устанавливают пакер. Выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре.
Затем монтируют короткую колонну. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, спускают короткую колонну в скважину, при спуске после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и опускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Во избежание повреждения покрытия шаблонирование колонн выполняют шаблоном с полиамидным покрытием.
Шаблонирование шаблоном длиной не менее длины пакера гарантирует прохождение всей компоновки, т.к. пакер является самым длинным и большим по диаметру элементом компоновки.
Интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве предопределяет герметичную постановку пакера в данном месте.
Определение приемистости разобщаемых пластов необходимо для назначения режимов закачки рабочего агента в продуктивные пласты.
Патрубок со стопорным кольцом необходим в сборке для определения герметичности компоновки опрессовкой.
Сборка на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным наружный диаметр, предопределяет надежность конструкции, соблюдение требования герметичности соединения, т.к. падение давления при опрессовке компоновки с эксплуатационным пакером не допускается.
Натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны производят подъемником. При этом пакер удерживает колонну при натяжении, что позволяет провести натяжение и зафиксировать колонну в этом состоянии. Колонна под натяжением меньше подвержена зацеплению и закручиванию короткой колонной.
При спуске короткой колонны после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и опускают на длину 1 трубы не менее 2 раз для того, чтобы избежать зацепления и закручивания короткой колонны вокруг длинной колонны труб.
Башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м для обеспечения максимального заполнения скважины антикоррозионной жидкостью.
Использование для монтажа колонн труб с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием способствует уменьшению сопротивления прохождению жидкости по колоннам труб, способствует сохранению труб от коррозии.
В качестве таких труб используют трубы с внутренним полимерным покрытием по ТУ 1327-023-43826012-01, эпоксидным покрытием по ТУ 1390-002-52534308-2008, силикатно-эмалевым покрытием по ТУ 14-2Р-370-2008 и др.
В качестве антикоррозионной жидкости используют дегазированную безводную нефть с содержанием воды не более 0,5% с добавлением 0,7% ингибитора коррозии «Нефтехим», а также бактерицидов «СНПХ-1004» или «Напор-1007» из расчета 500 г/м3. Плотность нефти 0,85 г/см3. Также в качестве антикоррозионной жидкости возможно применение пресной воды плотностью 1 г/см3 с добавлением диаммония фосфата и «СНПХ-1004» » из расчета 1 кг/м3.
В качестве муфт используют муфты по ГОСТ Р 51906-2002 и ГОСТ Р 52203-2004.
В качестве герметиков возможно использовать герметики СТОПОР-3, бурпласт-209, бурпласт-203 и другие обеспечивающие герметичность резьбового соединения.
Примеры конкретного выполнения
Пример 1. При эксплуатации скважины с оборудованием для одновременно-раздельной закачки рабочего агента эксплуатационную колонну диаметром 168 мм шаблонируют с шаблоном длиной 2,5 м, т.е. не менее длины пакера, определяют интервал перемычки на глубинах разобщения объектов длиной не менее 3,5 м под пакер с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 142 мм, устанавливают пакер, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают колонну труб с пакером.
Производят монтаж длинной колонны диаметром 60 мм. Собирают патрубок длиной 1 м со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами, монтируют пакер, над пакером монтируют патрубок с высокогерметичными муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах колонну насосно-компрессорных труб по ТУ 1327-023-43826012-01. Компоновку спускают в скважину. Устанавливают пакер. Длинная колонна весит 10 т. В этом случае выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой 12,5 т, т.е. на 2,5 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре так, что длинная колонна оказывается прижатой к стенке эксплуатационной колонны.
Затем монтируют короткую колонну. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы диаметром 48 мм собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, спускают короткую колонну в скважину. При спуске после спуска каждых 5 труб короткую колонну поднимают и опускают на длину 1 трубы не менее 2 раз. Башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 25 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием.
Пример 2. Выполняют как пример 1.
При монтаже длинной колонны диаметром 60 мм собирают патрубок длиной 0,5 м со стопорным кольцом и муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным наружный диаметр, монтируют пакер, над пакером монтируют патрубок с муфтами с герметиком на резьбе, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб по ТУ 1390-002-52534308-2008. Сборку спускают в скважину. Устанавливают пакер. Длинная колонна весит 11 т. Выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой 13 т, т.е. на 2,0 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре так, что длинная колонна оказывается прижатой к стенке эксплуатационной колонны.
Затем монтируют короткую колонну. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы диаметром 48 мм собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, спускают короткую колонну в скважину. При спуске после спуска каждых 4 труб короткую колонну поднимают и опускают на длину 1 трубы не менее 2 раз. Башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием.
Пример 3. Выполняют как пример 1.
При монтаже длинной колонны диаметром 60 мм собирают патрубок длиной 0,5 м со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами, монтируют пакер, над пакером монтируют патрубок со стопорным кольцом и муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах колонну насосно-компрессорных труб по ТУ 14-2Р-370-2008. Компоновку спускают в скважину. Устанавливают пакер. Длинная колонна весит 9 т. Выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой 12 т, т.е. на 3,0 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре так, что длинная колонна оказывается прижатой к стенке эксплуатационной колонны.
Затем монтируют короткую колонну. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы диаметром 48 мм собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, спускают короткую колонну в скважину. При спуске после спуска каждых 6 труб короткую колонну поднимают и опускают на длину 1 трубы 4 раза. Башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием.
В результате по примерам 1-3 не наблюдается зацепления и закручивания короткой колонны вокруг длинной колонны труб. Совместная работа двух колонн не приводит к отвороту труб и нарушению герметичности.
Применение предложенного способа позволит исключить зацепление и закручивание короткой колонны вокруг длинной колонны труб, исключить при совместной работе двух колонн отворот труб и нарушение герметичности.
Claims (1)
- Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента, включающий сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны, отличающийся тем, что предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компрессорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер, при монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре, при монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м, выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью, для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием, выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012127854/03A RU2481464C1 (ru) | 2012-07-05 | 2012-07-05 | Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012127854/03A RU2481464C1 (ru) | 2012-07-05 | 2012-07-05 | Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2481464C1 true RU2481464C1 (ru) | 2013-05-10 |
Family
ID=48789536
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012127854/03A RU2481464C1 (ru) | 2012-07-05 | 2012-07-05 | Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2481464C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527958C1 (ru) * | 2013-09-26 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины |
RU2695910C1 (ru) * | 2018-06-06 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6745815B1 (en) * | 2000-03-15 | 2004-06-08 | Corley P. Senyard, Sr. | Method and apparatus for producing an oil, water, and/or gas well |
RU49895U1 (ru) * | 2005-03-05 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "ТАТЕХ" | Установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов с возможностью попластового контроля за состоянием разработки |
RU60982U1 (ru) * | 2006-09-05 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов с возможностью контроля технологических и гидродинамических параметров нижнего пласта |
RU70323U1 (ru) * | 2007-04-25 | 2008-01-20 | Александр Ильич Бояров | Двухлифтовая дифференциальная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин |
RU2349739C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта |
RU2354810C1 (ru) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины |
RU2380524C1 (ru) * | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Николай Иванович Парийчук | Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины насосной установкой с приводом на устье |
-
2012
- 2012-07-05 RU RU2012127854/03A patent/RU2481464C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6745815B1 (en) * | 2000-03-15 | 2004-06-08 | Corley P. Senyard, Sr. | Method and apparatus for producing an oil, water, and/or gas well |
RU49895U1 (ru) * | 2005-03-05 | 2005-12-10 | Закрытое акционерное общество "ТАТЕХ" | Установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов с возможностью попластового контроля за состоянием разработки |
RU60982U1 (ru) * | 2006-09-05 | 2007-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов с возможностью контроля технологических и гидродинамических параметров нижнего пласта |
RU70323U1 (ru) * | 2007-04-25 | 2008-01-20 | Александр Ильич Бояров | Двухлифтовая дифференциальная штанговая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин |
RU2349739C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Установка для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта |
RU2354810C1 (ru) * | 2008-06-07 | 2009-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины |
RU2380524C1 (ru) * | 2008-07-23 | 2010-01-27 | Николай Иванович Парийчук | Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины насосной установкой с приводом на устье |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2527958C1 (ru) * | 2013-09-26 | 2014-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины |
RU2695910C1 (ru) * | 2018-06-06 | 2019-07-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
He et al. | Current status and trend of separated layer water flooding in China | |
CN104695927B (zh) | 一种连续油管与生产油管组合管串压裂与完井一体化方法 | |
US7383887B1 (en) | Method for rapid installation of a smaller diameter pressure control device usable on blow out preventers | |
CN102787833B (zh) | 一种基岩水井水力压裂增水的方法及其***装置 | |
CN105804680B (zh) | 一种油气田带压修井作业装置及方法 | |
CN103615199A (zh) | 水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备 | |
CN103643931A (zh) | 海上裸眼水平井完井压裂一体化管柱及其施工方法 | |
CN106050199A (zh) | 综合排水采气装置及方法 | |
CN204703876U (zh) | 一种桥式同心分注管柱 | |
CN202500540U (zh) | 三通道注采井口装置 | |
CN205605156U (zh) | 一种油气田带压修井作业装置 | |
RU2481464C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента | |
RU2349739C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта | |
RU2382171C1 (ru) | Способ ремонта газовых и газоконденсатных скважин с негерметичной обсадной колонной | |
RU2475631C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента | |
RU2485280C1 (ru) | Оборудование устья скважины с параллельной подвеской труб | |
CN203685053U (zh) | 水平井注汽、采油、以及温度压力实时监测三管同井筒采油工艺设备 | |
CN105781486A (zh) | 钻孔外壁出水治理装置及方法 | |
CN201915925U (zh) | 定向井及深井防蠕动分层注水管柱 | |
RU79616U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта | |
CN113756775A (zh) | 大倾角低渗煤层水力增渗工艺 | |
RU2695910C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины при одновременно-раздельной закачке жидкости | |
RU2678745C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой | |
CN205823252U (zh) | 综合排水采气装置 | |
CN202755957U (zh) | 定比例免投捞分层注水工艺管柱 |