RU2737805C1 - Способ добычи нефти с высоким газовым фактором - Google Patents
Способ добычи нефти с высоким газовым фактором Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737805C1 RU2737805C1 RU2020124353A RU2020124353A RU2737805C1 RU 2737805 C1 RU2737805 C1 RU 2737805C1 RU 2020124353 A RU2020124353 A RU 2020124353A RU 2020124353 A RU2020124353 A RU 2020124353A RU 2737805 C1 RU2737805 C1 RU 2737805C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- level
- packer
- pipe
- formation
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 25
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 3
- XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N Nitrovin Chemical compound C=1C=C([N+]([O-])=O)OC=1\C=C\C(=NNC(=N)N)\C=C\C1=CC=C([N+]([O-])=O)O1 XQCFHQBGMWUEMY-ZPUQHVIOSA-N 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 27
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 6
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 244000309464 bull Species 0.000 description 3
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для освоения и эксплуатации добывающих скважин на месторождениях нефти с высоким газовым фактором. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу осуществляют спуск в вертикальный ствол скважины и установку выше продуктивного пласта пакера. Спускают на колонне труб насос со входом, расположенным выше пакера с соединённым коммуникатором параллельным патрубком. Выход патрубка расположен выше входа насоса, а вход сообщен с подпакерным пространством скважины. Отбирают дегазированную продукцию пласта насосом по колонне труб, а газ – из затрубного пространства. При этом геофизическими исследованиями определяют давление насыщения продукции пласта, а также критическое давление пласта, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта, и соответствующие им уровни жидкости. Пакер перед спуском жестко соединяют с полым патрубком, который соединяют с колонной труб насоса коммуникатором, выполненным в виде параллельного якоря. Это осуществляют таким образом, чтобы после спуска на колонне труб и установки пакера выход патрубка располагался выше критического уровня, но ниже – уровня давления насыщения. При спуске вход насоса располагают ниже критического уровня. При этом уровень жидкости в скважине контролируют датчиками давления или устьевым уровнемером, технологически связанными с блоком управления насоса. С помощью этого блока регулируют работу насоса из условия нахождения уровня жидкости в надпакерном пространстве между уровнем входа насоса и уровнем давления насыщения. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности для освоения и эксплуатации добывающих скважин на месторождениях нефти с высоким газовым фактором.
Известен способ освоения и эксплуатации скважин (патент RU № 2394978, МПК Е21В 43/00, опубл. 20.07.2010 Бюл. № 20), включающий установку пакера, под которым устанавливают перепускное устройство, спуск глубинного насоса на насосно-компрессорных трубах - НКТ, осуществление подъема скважинной жидкости по НКТ за счет периодического включения и отключения насоса, причем между пакером и глубинным насосом устанавливают, по меньшей мере, одно перепускное устройство и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, затем при нахождении перепускного устройства в положении «закрыто» осуществляют освоение скважины насосом до полного или частичного извлечения воды и жидкости глушения, далее отключают глубинный насос и переводят перепускное устройство из положения «закрыто» в положение «открыто» и/или осуществляют смену глухой пробки на перепускное устройство и перепускают через него по НКТ из подпакера затрубный газ в трубную полость вместе с пластовым флюидом и выводят скважину на фонтанный режим работы.
Недостатками данного способа являются сложность реализации из-за необходимости постоянного контроля за динамическим уровнем жидкости, необходимость постоянного синхронного переключения включения-выключения насоса и закрытия и открытия перепускного клапана, что снижает надежность, напрямую связанную с количеством переходных процессов при переключении.
Известен также способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором (патент RU № 2627797, МПК Е21В 43/00, опубл. 11.08.2017 Бюл. № 23), включающий бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, причем в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.
Недостатками данного способа являются сложность реализации высокие материальные затраты, связанные со строительством бокового ствола, и невозможность эксплуатации при снижении пластового давления ниже врезки (с учетом того, что угол врезки составляет 2º – 4º, а минимальный радиус кривизны составляет примерно 60 м, то врезка должна осуществляться выше кровли продуктивного пласта как минимум на 40 м, то есть работоспособный предел пластового давления должен быть не менее ≈ 0,4 МПа, а с учетом снижения насосом гидродинамического уровня – 0,5 – 0,6 МПа, чтобы исключить срыв потока жидкости на входе насоса).
Наиболее близким по технической сущности является глубинно-насосная установка (патент RU № 2586349, МПК Е21В 43/00, Е21В 43/38, опубл. 10.06.2016 Бюл. № 16), включающая штанговый насос, трубу-хвостовик с обратным клапаном, установленные на пакере, причём что коммутатор, насаженный на упоры трубы-хвостовика, гидравлически соединяет упомянутую трубу-хвостовик через обратный клапан, установленный на его верхнем конце, с трубой-свечой, длина которой превышает расстояние от динамического уровня до глубины подвески насоса, при этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством, параллельно трубе-свече на верхней полумуфте упомянутого коммутатора установлен штанговый насос, при этом нижний торец коммутатора выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами.
Данным устройством реализуется способ добычи нефти с высоким газовым фактором, включающий спуск на технологических трубах в вертикальную скважину и установку пакера с трубой-хвостовиком, оснащенной выше пакера обратным клапаном и наружными упорами, извлечение технологических труб, спуск на колонне труб с насосом коммуникатора, нижний торец которого выполнен в виде усеченного конуса с основанием, направленным вниз, а по наружному диаметру снабжен центраторами, с параллельной насосу трубой-свечой, сообщенной с внутренней полостью коммуникатора, коммуникатор спускают до установки коммуникатора при помощи конуса на наружные упоры трубы-хвостовика с расположением верхнего края трубы-свечи (патрубка) выше динамического уровня, образуемого при работе насоса, при этом труба-хвостовик с трубой-свечой образуют гидравлический канал сообщения забоя скважины с затрубным пространством, а вход насоса расположен выше коммуникатора.
Недостатками данного способа являются узкая область применения из-за возможности практического осуществления способа в диапазоне давлений от 0,3 МПа до 10 МПа, что связано наличием коммуникатора, располагаемого выше пакра, обратного клапана (на открытие которого необходимо как минимум 0,1 МПа) в трубе-хвостовике, располагаемом ниже пакера, под которым из-за этого скапливается выделяемый из продукции газ (который, являясь естественным демпфером для прокачки выше пакер требует как минимум 0,1 МПа) плюс как минимум 10 м над уровнем паста для установки пакера, а необходимость расположения трубы-свечи выше динамического уровня, который при уровне 1000 м (примерно 10МПа) над уровнем пакера может в большой доле вероятности привести к обрыву лифтовой колонны или нарушению соединения с коммуникатором, также из-за наличия обратного клапана в хвостовике и подпакерном пространстве невозможно проводить никаких теологических операций, при этом сложность реализации, так как для установки требуется как минимум две спускоподъемные операции (установка пакера и спуск насосного оборудования с трубой-свечой) и высокая вероятность нарушения коллекторских свойств пласта из-за полного отсутствия защиты от него.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание способа добычи нефти с высоким газовым фактором, позволяющим упростить и снизить материальные затраты из-за сокращения спускоподъемных операций при установке оборудования до одной, защитить пласт от воздействия разрушающих низких давлений и расширить область применения за счет возможности эксплуатации продуктивных пластов с минимальным пластовым давлением ≈ 0,1 МПа и возможности проведения технологических операций в подпакерном пространстве скважины.
Техническая задача решается способом добычи нефти с высоким газовым фактором, включающим спуск в вертикальный ствол скважины и установку выше продуктивного пласта пакера, спуска на колонне труб насоса со входом, располагаемым выше пакера с соединённой коммуникатором параллельным патрубком, выход которого расположен выше входа насоса, а вход сообщен с подпакерным пространством скважины, отбор дегазированной продукции пласта насосом по колонне труб, а газа – из затрубного пространства. На это авторы не претендуют.
Новым является то, что предварительно геофизическими исследованиями определяют давление насыщения продукции пласта, критическое давление пласта, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта, и соответствующие им уровни жидкости, пакер перед спуском жестко соединяют с патрубком, который соединяют с колонной труб насоса коммуникатором, выполненным в виде параллельного якоря, так, чтобы после спуска на колонне труб и установки пакера выход патрубка располагался выше критического уровня, но ниже – уровня давления насыщения, при спуске вход насоса располагают ниже критического уровня, при этом уровень жидкости в скважине контролируют датчиками давления или устьевым уровнемером, технологически связанными с блоком управления насоса, регулирующим его работу для нахождения уровня жидкости в надпакерном пространстве между уровнем входа насоса и уровнем газопроявления.
Новым является также то, что для проведения технологических операций в подпакерное пространство скважины через патрубок вводят технологическую колонну.
Новым является также то, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, регулирование уровня жидкости производят включением и выключением насоса, причем при снижении уровня жидкости в надпакерном пространстве до уровня минимального рабочего уровня его отключают, а при восстановлении до максимального рабочего уровня – включают.
Новым является также то, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, в пределах которых осуществляют плавное регулирование производительности насоса.
На чертеже изображена схема реализации способа в продольном разрезе. Конструктивные элементы, технологические соединения и уплотнения, не влияющие на работоспособность способа, на чертеже не показаны или показаны условно.
Способ добычи нефти с высоким газовым фактором осуществляется в следующей последовательности.
Предварительно геофизическими исследованиями в скважине 1 определяют давление насыщения, ниже которого происходит интенсивное выделение газа из продукции пласта 2, критическое давление пласта 2, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта 3, и соответствующие им уровни жидкости 3 и 4 (показаны условно), рассчитываемые по формуле:
H=P/(g×ρ),
где Н – уровень жидкости над продуктивным пластом 2, м;
g – ускорение свободного падения, ≈ 9,81 м/с2;
ρ – плотность добываемой пластовой жидкости, кг/м3.
После чего выше вскрытого пласта 2 устанавливают пакер 5 (например, защищенные патентами RU №№ 47047, 59127, 77338 или т.п.) с патрубком 6, сообщающим верхнюю часть подпакерного пространства 7 скважины 1 с надпакерным пространством 8 на уровне выше критического уровня 4, но ниже – уровня давления насыщения 3 (на практике для максимальной эффективности газоотделения: выше критического уровня 4 на 0, 15 – 1,5 м). Такая установка патрубка 6 полностью исключает воздействие на пласт 2 давлениями ниже критических, исключая аварийные ситуации.
Для ускорения выделения газа (газоотделения) из продукции пласта верх патрубка 6 могут снабжать геликоидным патрубком 9 для ускорения и/или закручивания потока. При необходимости проведения технологических операция в подпакерном пространстве 7 сверху патрубка может быть установлен раструб 10 для приема и направления технологической трубы (например, колтюбинговой трубы, полой насосной штанги или т.п. – не показана) с технологически оборудованием (не показано). Так как подобные технические решения известны, авторы на них не претендуют.
На колонне труб 11 в вертикальный ствол скважины 1 спускают насос 12 (штанговый глубинный насос – ШГН, электрический центробежный насос – ЭЦН или т.п.), выход 13 которого располагают выше пакера 5, но - ниже критического уровня. Для контроля уровня жидкости насос 12 перед спуском могут снабжать датчиками давления 14 кабелем 15 или скважину устьевым уровнемером (ультразвуковым, лазерным или т.п. – не показаны), технологически связанными с блоком управления (не показан) насоса 12, регулирующим его работу для нахождения уровня жидкости 16 (динамического уровня) в надпакерном пространстве 7 при добыче продукции пласта 2 между уровнем входа 13 насоса 12 и уровнем давления насыщения 3. Для спуска пакера 5 и насоса 12 за одну спускоподъемную операцию патрубок 6 и колонну труб 11 соединяют коммуникатором – параллельным якорем 17 так, чтобы вход 13 насоса 12 и верхний край патрубка 6 с пакером 5 находились на необходимом расстоянии для обеспечения выше оговорённых условий установки их в скважине 1. Всю собранную конструкцию на колонне труб 11 спускают в скважину 1, и пакер 5 устанавливают над продуктивным пластом 2 перед запуском в работу насосов 12.
Запускают насос 12 для отбора дегазированной продукции пласта 2 по колонне труб 11, а газ отбирают из затрубного пространства колонны труб 11 на устье скважины 1 (не показано). На отбор газа из затрубья скважины 1 авторы не претендуют, так как устройства и способы такого отбора известны.
Регулировку уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 7 можно осуществлять двумя вариантам.
Вариант 1
При использовании нерегулируемого насоса 12 регулирование уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8, который определяется по показаниям датчиков 14 или устьевого уровнемера, передающего сигнал на блок управления, производят включением и выключением. Для этого выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни (не показаны – рабочий интервал) между уровнями входа 13 насоса 12 и давления насыщения 3. При снижении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до уровня минимального уровня рабочего интервала по сигналу блока управления насос 12 его отключают, а при восстановлении до максимального уровня рабочего интервала – включают.
Вариант 2
При использовании регулируемых приводов насосов 12 (для ШГН – устьевой, для ЭЦН – погружной электродвигатель, - не показаны) уровень жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 который определяется по показаниям датчиков 14 или устьевого уровнемера, передающего сигнал на блок управления, поддерживают постоянно регулированием работы привода насоса 12. При снижении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до минимального уровня рабочего интервала подает на регулируемый привод насоса 12 сигнал для увеличения производительности насоса 12 (для ШГН – увеличение скорости возвратно поступательно движения, для ЭЦН – увеличение частоты вращения погружного электродвигателя – ПЭД), а при повышении уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 до максимального уровня рабочего интервала блок управления подает на регулируемый привод насоса 12 сигнал для снижения производительности насоса 12 (для ШГН – снижение скорости возвратно поступательно движения, для ЭЦН – уменьшение частоты вращения ПЭД). Регулирование производительности насоса 12 продолжается до установления уровня жидкости 16 в пределах рабочего интервала.
Рабочий интервал уровня жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 определяется исходя из одного из критериев или их сочетания в различных вариациях, например: режима работы насоса 12 (определяется по паспортным данным); максимально возможной рентабельности (отношения добытой нефти к материальным затратам, например, электроэнергии); режима работы привода насоса 12 (определяется по паспортным данным привода) и/или т.п.
При необходимости проведения без извлечения из скважины 1 насоса 12 (который временно останавливают) технологических операций в подпакерном пространстве 7 (например, обработку призабойной зоны (ОПЗ) пласта 2 кислотой, реагентами для растворения асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО), и/или т.п.), в скважину спускают технологическую колонну (колтюбинговую трубу, полые штанги или. т.п. – не показаны), при помощи раструба 10 через патрубок 6 попадают в подпакерное пространство 7, где закачкой реагентов проводят необходимые технологические операции для интенсификации добычи продукции пласта 2 или очистки призабойной зоны пласта 2. После технологических операций технологические трубы извлекают из скважины 1 и работу насоса 12 восстанавливают.
Начинают работу после спуска насоса 12 следующим образом.
Запускают в работу насос 12, который снижает уровень жидкости 16 в надпакерном пространстве 8 ниже пластового для поступления продукции пласта 2 из подпакерного пространства 7 через патрубок 6 под действием пластового давления. После чего отбором продукции насоса 12 снижают уровень жидкости 16 ниже максимального уровня рабочего интервала для интенсивного выделения газа из продукции пласта 2, поступающей в надпакерное пространство 8, из-за снижения давления. При необходимости для ускорения выделения газа продукцию ускоряют и/или закручивают в геликоидном патрубке 9, обеспечивающим дополнительное снижение гидростатического давления в потоке продукции пласта 2. Выделившийся газ по затрубью колонны труб 11 поднимется на устье скважины 1, откуда и отбирается, а дегазированная продукция стекает из патрубка 6 вниз надпакерного пространства 8 к пакеру 5, откуда отбирается насосом 12 и поднимается на поверхность по колонне труб 11. После запуска в работу насоса 12, контроль осуществляют при помощи датчика 14 или устьевого уровнемера и блока управления для регулировки режимов работы насоса 12. Для установки пакера 5 и запуска в работу насоса 12 достаточно высоты столба жидкости над пластом 2 примерно в 10 м, что примерно соответствует давлению 0,1 МПа.
Прилагаемый способ добычи нефти с высоким газовым фактором, позволяет упростить и снизить материальные затраты из-за сокращения спускоподъемных операций при установке оборудования до одной, защитить пласт от воздействия разрушающих низких давлений и расширить область применения за счет возможности эксплуатации продуктивных пластов с минимальным пластовым давлением ≈ 0,1 МПа и возможности проведения технологических операций в подпакерном пространстве скважины.
Claims (4)
1. Способ добычи нефти с высоким газовым фактором, включающий спуск в вертикальный ствол скважины и установку выше продуктивного пласта пакера, спуск на колонне труб насоса со входом, располагаемым выше пакера с соединённым коммуникатором параллельным патрубком, выход которого расположен выше входа насоса, а вход сообщен с подпакерным пространством скважины, отбор дегазированной продукции пласта насосом по колонне труб, а газа – из затрубного пространства, отличающийся тем, что предварительно геофизическими исследованиями определяют давление насыщения продукции пласта, критическое давление пласта, при котором происходит нарушение коллекторских свойств пласта, и соответствующие им уровни жидкости, пакер перед спуском жестко соединяют с полым патрубком, который соединяют с колонной труб насоса коммуникатором, выполненным в виде параллельного якоря, так, чтобы после спуска на колонне труб и установки пакера выход патрубка располагался выше критического уровня, но ниже – уровня давления насыщения, при спуске вход насоса располагают ниже критического уровня, при этом уровень жидкости в скважине контролируют датчиками давления или устьевым уровнемером, технологически связанными с блоком управления насоса, с помощью которого регулируют его работу для нахождения уровня жидкости в надпакерном пространстве между уровнем входа насоса и уровнем давления насыщения.
2. Способ добычи нефти с высоким газовым фактором по п. 1, отличающийся тем, что для проведения технологических операций в подпакерное пространство скважины через патрубок вводят технологическую колонну.
3. Способ добычи нефти с высоким газовым фактором по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, регулирование уровня жидкости производят включением и выключением насоса, причем при снижении уровня жидкости в надпакерном пространстве до уровня минимального рабочего уровня его отключают, а при восстановлении до максимального рабочего уровня – включают.
4. Способ добычи нефти с высоким газовым фактором по одному из пп. 1 или 2, отличающийся тем, что в пределах от уровня насоса до уровня давления насыщения выбирают технологически оправданные соответственно минимальный и максимальный уровни, в пределах которых осуществляют плавное регулирование производительности насоса.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020124353A RU2737805C1 (ru) | 2020-07-22 | 2020-07-22 | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020124353A RU2737805C1 (ru) | 2020-07-22 | 2020-07-22 | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2737805C1 true RU2737805C1 (ru) | 2020-12-03 |
Family
ID=73792618
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020124353A RU2737805C1 (ru) | 2020-07-22 | 2020-07-22 | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2737805C1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2822337C1 (ru) * | 2024-01-29 | 2024-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка электроцентробежного насоса |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4060128A (en) * | 1976-10-01 | 1977-11-29 | W Wallace | Tertiary crude oil recovery process |
US5443120A (en) * | 1994-08-25 | 1995-08-22 | Mobil Oil Corporation | Method for improving productivity of a well |
RU2129208C1 (ru) * | 1997-03-04 | 1999-04-20 | Марат Хуснуллович Аминев | Способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа |
RU2334867C1 (ru) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации |
RU2586349C1 (ru) * | 2015-06-10 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Глубинно-насосная установка |
RU2627797C1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором |
-
2020
- 2020-07-22 RU RU2020124353A patent/RU2737805C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4060128A (en) * | 1976-10-01 | 1977-11-29 | W Wallace | Tertiary crude oil recovery process |
US5443120A (en) * | 1994-08-25 | 1995-08-22 | Mobil Oil Corporation | Method for improving productivity of a well |
RU2129208C1 (ru) * | 1997-03-04 | 1999-04-20 | Марат Хуснуллович Аминев | Способ эксплуатации фонтанных скважин с использованием газлифтного эффекта попутного нефтяного газа |
RU2334867C1 (ru) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации |
RU2586349C1 (ru) * | 2015-06-10 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Глубинно-насосная установка |
RU2627797C1 (ru) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2822337C1 (ru) * | 2024-01-29 | 2024-07-04 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Установка электроцентробежного насоса |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2328590C1 (ru) | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации | |
US9909400B2 (en) | Gas separator assembly for generating artificial sump inside well casing | |
US6325152B1 (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation | |
RU2363839C1 (ru) | Способ разработки месторождений высоковязкой нефти | |
WO2009075840A1 (en) | Gas assisted downhole pump | |
RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
RU2394978C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважин | |
US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
RU109792U1 (ru) | Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов | |
RU2737805C1 (ru) | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором | |
GB2422159A (en) | Venturi removal of water in a gas wall | |
RU2431737C1 (ru) | Способ разработки водонефтяной залежи | |
RU2364708C1 (ru) | Установка скважинная штанговая насосная с насосом двойного действия | |
RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
EP3262271A1 (en) | Mud lift drilling system using ejector assembly in mud return line | |
RU2738615C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов одной скважины по эксплуатационной колонне | |
RU2401937C1 (ru) | Способ разработки обводненной нефтяной залежи | |
RU2290500C1 (ru) | Способ межскважинной перекачки жидкости | |
RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
RU2726704C1 (ru) | Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом | |
RU2534291C1 (ru) | Способ восстановления обводненной газовой или газокоденсатной скважины и предупреждения ее обводнения при дальнейшей эксплуатации | |
RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
EA029770B1 (ru) | Способ добычи нефти | |
RU2747200C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта |