RU2455477C1 - Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) - Google Patents
Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2455477C1 RU2455477C1 RU2011104318/03A RU2011104318A RU2455477C1 RU 2455477 C1 RU2455477 C1 RU 2455477C1 RU 2011104318/03 A RU2011104318/03 A RU 2011104318/03A RU 2011104318 A RU2011104318 A RU 2011104318A RU 2455477 C1 RU2455477 C1 RU 2455477C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- ejector
- pressure
- flexible pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Cleaning In General (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к освоению газовых скважин в условиях аномально низких пластовых давлений - АНПД, особенно в условиях пониженных пластовых давлений с коэффициентом аномальности ниже 0,2.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the development of gas wells under conditions of abnormally low reservoir pressures - ANPD, especially in conditions of reduced reservoir pressures with an anomaly coefficient below 0.2.
На месторождениях применяются различные схемы сбора добываемого газа от эксплуатационных скважин и транспортирования его на установку комплексной подготовки газа - УКПГ. Газ может транспортироваться по общему газосборному трубопроводу от группы скважин - первый вариант, или по индивидуальным газосборным трубопроводам от каждой эксплуатационной скважины - второй вариант. При снижении пластового давления в эксплуатационных скважинах ниже величины, равной 0,2 МПа, потери давления газа в газосборном коллекторе приводят к невозможности доставки газа на УКПГ. В первом случае возможен вариант монтажа на общем газосборном трубопроводе от группы скважин мобильной компрессорной установки - МКУ для компримирования газа до величины давления, достаточной для транспортировки газа от эксплуатационных скважин на УКПГ. В этом случае при освоении скважины после ее капитального ремонта можно воспользоваться газом от МКУ. Во втором случае освоение скважины наиболее оптимально за счет внешнего источника энергии - инертного газа, получаемого с помощью установок нагнетания газа, так называемых азотных установок.At the fields, various schemes are used for collecting the produced gas from production wells and transporting it to the integrated gas treatment unit - UKPG. Gas can be transported through a common gas collection pipe from a group of wells - the first option, or through individual gas collection pipes from each production well - the second option. With a decrease in reservoir pressure in production wells below a value of 0.2 MPa, loss of gas pressure in the gas collector leads to the inability to deliver gas to the gas treatment facility. In the first case, it is possible to install on a common gas-gathering pipeline from the group of wells of a mobile compressor unit - MKU for compressing gas to a pressure sufficient to transport gas from production wells to the gas treatment facility. In this case, when developing a well after its overhaul, you can use gas from the MCU. In the second case, well development is most optimal due to an external energy source - an inert gas produced by gas injection units, the so-called nitrogen units.
Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, вызов притока, отработку скважины на факел [патент РФ №2109934].A well-known method of well development, including replacing the kill fluid with lightweight fluid, call the inflow, development of the well on a torch [RF patent No. 2109934].
Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.The disadvantage of this method is the low efficiency of the call inflow from the wells in the conditions of the API and the impossibility of calling it with an anomaly coefficient below 0.2.
Известен способ освоения скважин, включающий замену жидкости глушения на облегченную жидкость, подачу газа высокого давления в гибкую трубу - ГТ колтюбинговой установки, вызов притока, отработку скважины на факел [патент РФ №2235868].A known method of well development, including replacing the kill fluid with a lightweight fluid, supplying high pressure gas to a flexible pipe — GT of a coiled tubing installation, inflow challenge, drilling a well for a torch [RF patent No. 2235868].
Недостатком этого способа является низкая эффективность вызова притока из скважин в условиях АНПД и невозможность его вызова при коэффициенте аномальности ниже 0,2.The disadvantage of this method is the low efficiency of the call inflow from the wells in the conditions of the API and the impossibility of calling it with an anomaly coefficient below 0.2.
Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и эффективности освоения газовых скважин в условиях АНПД.The challenge facing the creation of the invention is to increase the reliability and efficiency of the development of gas wells in the conditions of the API.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении возможности вызова притока из пласта газовой скважины в условиях АНПД с коэффициентом аномальности ниже 0,2 и в сокращении времени ее освоения.Achievable technical result, which is obtained as a result of the creation of the invention, consists in providing the ability to call the inflow from the formation of a gas well in the conditions of the AAP with an anomaly coefficient below 0.2 and to reduce the time of its development.
Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что по первому варианту, при освоении газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления - АНПД, газ от группы эксплуатационных скважин с низким давлением подают на мобильную компрессорную установку - МКУ, где газ очищают от механических примесей и воды, компримируют до рабочего давления МКУ и по трубопроводу подают на устьевую площадку осваиваемой скважины в бустерную установку, в которую одновременно первой насосной установкой закачивают техническую воду, полученную газожидкостную смесь компримируют в бустерной установке до величины давления, равного рабочему давлению бустерной установки, после чего газожидкостную смесь высокого давления направляют в газовый сепаратор, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость, жидкость направляют в первую насосную установку для продолжения технологического цикла, а газ высокого давления подают на эжектор, на который одновременно второй насосной установкой подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе пенную систему - ПС - подают в гибкую трубу - ГТ - колтюбинговой установки, которую спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны, в трубное пространство осваиваемой скважины, с остановками через каждые 50-100 м, при каждой остановке ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ по байпасной линии, минуя эжектор, удаляя с его помощью жидкость глушения - ЖГ - и пенную систему - ПС - на дневную поверхность через выкидную и факельную линии и осуществляя продувку скважины до выхода на факельное устройство закачиваемого в скважину газа высокого давления, после этого подачу газа высокого давления, минуя эжектор, прекращают и в скважину вновь закачивают через ГТ пенную систему, при достижении ГТ забоя скважины одновременно с подачей в нее газа высокого давления от бустерной установки, минуя эжектор, осуществляют подачу в затрубное пространство осваиваемой скважины газа от МКУ по байпасному трубопроводу, минуя бустерную установку, до полной очистки скважины от ЖГ и ПС, затем газ высокого давления от бустерной установки через газовый сепаратор, минуя эжектор, продавливают в продуктивный пласт, оставляют скважину на период разгазирования ЖГ, находящейся в продуктивном пласте, до выноса остатков ЖГ из продуктивного пласта и получения из него притока газа, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, затем ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию.The task and technical result are achieved by the fact that according to the first option, when developing a gas well under conditions of abnormally low reservoir pressure (AAP), gas from a group of production wells with low pressure is fed to a mobile compressor unit - MKU, where the gas is cleaned of mechanical impurities and water , they are compressed to the operating pressure of the MCU and piped to the wellhead of the well being developed in a booster installation, into which technical water is pumped at the same time as the first pump installation, The studied gas-liquid mixture is compressed in a booster unit to a pressure equal to the operating pressure of the booster unit, after which the high-pressure gas-liquid mixture is sent to a gas separator, where the gas-liquid mixture is divided into high-pressure gas and liquid, the liquid is sent to the first pump installation to continue the technological cycle and high-pressure gas is fed to the ejector, to which at the same time the second pumping unit serves foaming liquid - RL obtained on e the foam system — PS — is fed into a flexible pipe — GT — of a coiled tubing installation, which is lowered into the internal cavity of the lift string, into the pipe space of the well being developed, with stops every 50-100 m, at each shutdown of the GT the flow of coolant to the ejector is stopped, and high-pressure gas is supplied to the gas turbine via a bypass line, bypassing the ejector, removing killing liquid — ZhG — and the foam system — PS — to the surface through the flow and flare lines, and purging the well before reaching the flare device. gas into the well, after which the flow of high pressure gas, bypassing the ejector, is stopped and the foam system is again pumped into the well through the GT, when the GT reaches the bottom of the well at the same time as the high pressure gas is supplied to it from the booster unit, bypassing the ejector, into the annular space of the gas being mastered from the MCU bypass pipe, bypassing the booster installation, until the well is completely cleaned from the ZhG and PS, then high-pressure gas from the booster installation through the gas separator, bypassing the the core is pressed into the reservoir, the well is left for the period of degassing of the LH located in the reservoir until the remnants of the LH are removed from the reservoir and gas is received from it, after receiving the gas inflow, the well is worked out until it is put into operation, then the GT is removed from the well, and the well is put into operation.
По второму варианту способа освоения газовой скважины в условиях аномально низкого пластового давления - АНПД, инертный газ от высокопроизводительной установки нагнетания газа - УНГ - подают на эжектор, на который одновременно насосной установкой подают пенообразующую жидкость - ПОЖ, полученную на эжекторе пенную систему - ПС - подают в гибкую трубу - ГТ - колтюбинговой установки, которую спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны, в трубное пространство осваиваемой скважины, с остановками через каждые 50-100 м, при каждой остановке ГТ подачу ПОЖ на эжектор прекращают, а инертный газ подают в ГТ по байпасной линии, минуя эжектор, удаляя с его помощью жидкость глушения ЖГ и ПС на дневную поверхность через выкидную и факельную линии и осуществляя продувку скважины до выхода на факельное устройство закачиваемого в скважину инертного газа, после этого подачу инертного газа, минуя эжектор, прекращают и в скважину вновь закачивают через ГТ пенную систему, при достижении ГТ забоя скважины одновременно с подачей в нее инертного газа осуществляют подачу в затрубное пространство осваиваемой скважины газа от УКПГ по байпасному трубопроводу, до полной очистки скважины от ЖГ и ПС, затем инертный газ от УНГ, минуя эжектор, продавливают в продуктивный пласт, оставляют скважину на период разгазирования ЖГ, находящейся в продуктивном пласте, до выноса остатков ЖГ из продуктивного пласта и получения из него притока газа, после получения притока газа скважину отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим, затем ГТ извлекают из скважины, а скважину вводят в эксплуатацию.According to the second variant of the method of developing a gas well under conditions of an abnormally low reservoir pressure — ANPD, inert gas from a high-performance gas injection unit — UNG — is supplied to an ejector, to which a foam-forming liquid — POZH — obtained from the ejector by a foam system — PS — is supplied into a flexible pipe - GT - of a coiled tubing unit, which is lowered into the internal cavity of the lift string, into the pipe space of the well being developed, with stops every 50-100 m, at each stop of the GT the supply of coolant to the ejector is stopped, and inert gas is supplied to the gas turbine via the bypass line, bypassing the ejector, using it to kill the liquid of the ZhG and PS suppression to the day surface through the flow and flare lines and purge the well until the inert gas injected into the well enters the flare device , after that, the inert gas supply, bypassing the ejector, is stopped and the foam system is again pumped into the well through the GT, when the GT reaches the bottom of the well, while the inert gas is supplied to it, the mains is fed into the annulus the gas being drilled from the gas treatment unit through a bypass pipeline, until the well is completely cleaned of LH and PS, then the inert gas from the UNG, bypassing the ejector, is forced into the reservoir, the well is left for the period of degassing of the LH located in the reservoir, before the remnants of the LH are removed from the formation and receiving gas inflow from it, after receiving the gas inflow, the well is worked out until it is put into production mode, then the GT is removed from the well, and the well is put into operation.
На фиг.1 приведена схема для реализации данного способа с использованием газа высокого давления по первому варианту, на фиг.2 - процесс удаления ЖГ при закачивании в ГТ пенной системы, на фиг.3 - удаление ЖГ и ПС при закачивании газа через ГТ и затрубное пространство, на фиг.4 - продавливание газа высокого давления или инертного газа в продуктивный пласт, на фиг.5 - удаление ЖГ из продуктивного пласта, на фиг.6 - реализация данного способа с использованием инертного газа по второму варианту.Figure 1 shows a diagram for the implementation of this method using high-pressure gas according to the first embodiment, figure 2 - the process of removing LH when pumping foam system in the GT, figure 3 - removing LH and PS when pumping gas through the GT and annulus space, in Fig. 4 - forcing high pressure gas or inert gas into the reservoir, in Fig. 5 - the removal of LH from the reservoir, in Fig. 6 - the implementation of this method using inert gas according to the second embodiment.
Способ реализуется следующим образом.The method is implemented as follows.
По первому варианту газ от группы эксплуатационных скважин 1 с низким давлением по газосборным трубопроводам 2 от эксплуатационных скважин подают на мобильную компрессорную установку - МКУ-3, предназначенную для компримирования газа низкого давления от группы эксплуатационных скважин и подачи его на установку комплексной подготовки газа - УКПГ. На МКУ 3 газ очищают от механических примесей и воды, компримируют до рабочего давления МКУ 3, например до 2,0-2,5 МПа, и по трубопроводу 4 подают на устьевую площадку осваиваемой скважины 5 в бустерную установку 6, в которую одновременно первой насосной установкой 7 закачивают техническую воду, в зимнее время - водометанольный раствор или водные растворы хлорида калия, кальция или натрия, подогретые с помощью пароподогревательной установки 8 до положительной температуры, например до 25-30°C, не приводящей к растеплению многолетнемерзлых пород 9, находящихся в приустьевой зоне осваиваемой скважины 5. В бустерной установке 6 газ и техническую воду смешивают, образуя газожидкостную смесь. Полученную газожидкостную смесь компримируют до давления, равного рабочему давлению бустерной установки 6, но не превышающего рабочее давление газового сепаратора 10 и в то же время превышающего текущее пластовое давление осваиваемой скважины 5, например до величины 7,0-10,0 МПа. Газожидкостную смесь высокого давления направляют в газовый сепаратор 10, где осуществляют разделение газожидкостной смеси на газ высокого давления и жидкость. Жидкость направляют в первую насосную установку 7 для продолжения технологического цикла, а газ высокого давления подают на эжектор 11, на который одновременно второй насосной установкой 12 подают пенообразующую жидкость - ПОЖ. Полученную на эжекторе 11 пенную систему - ПС - подают в гибкую трубу ГТ-13 колтюбинговой установки 14, которую спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны 15, в трубное пространство 16 осваиваемой скважины 5, с остановками через каждые 50-100 м. Интервал глубин в 50-100 м наиболее оптимален для эффективного выброса жидкости из осваиваемой скважины 5. При каждой остановке ГТ 13 подачу ПОЖ на эжектор 11 прекращают, а газ высокого давления подают в ГТ 13 по байпасной линии 17, минуя эжектор 11, удаляя с его помощью через кольцевое пространство 18 осваиваемой скважины 5, образуемое между ГТ 13 и лифтовой колонной 15, жидкость глушения - ЖГ и ПС, на дневную поверхность через выкидную 19 и факельную 20 линии и осуществляя продувку осваиваемой скважины 5 до выхода на факельное устройство 21 закачиваемого в осваиваемую скважину 5 газа высокого давления. После этого подачу газа высокого давления, минуя эжектор 11, прекращают и в осваиваемую скважину 5 вновь закачивают через ГТ 13 пенную систему. При достижении ГТ 13 забоя 22 осваиваемой скважины 5 одновременно с подачей в нее газа высокого давления от бустерной установки 6, минуя эжектор 11, осуществляют подачу в затрубное пространство 23 осваиваемой скважины 5 газа из трубопровода 4 от МКУ 3 давлением, например 2,0-2,5 МПа, по байпасному трубопроводу 24, минуя бустерную установку 6, до полной очистки осваиваемой скважины 5 от ЖГ и ПС. Подачу газа в затрубное пространство 23 осваиваемой скважины 5 из газосборного трубопровода 4 необходимо осуществлять по причине недостаточного объема газа, вырабатываемого бустерной установкой. Затем газ высокого давления от бустерной установки 6 через газовый сепаратор 10, минуя эжектор 11, продавливают в продуктивный пласт 25. Оставляют осваиваемую скважину 5 на период разгазирования ЖГ в продуктивном пласте 25 находящейся в нем после капитального ремонта осваиваемой скважины 5, до выноса из него остатков ЖГ и получения притока газа из него. После получения притока газа осваиваемую скважину 5 отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим. Затем ГТ 13 извлекают из осваиваемой скважины 5, а уже освоенную скважину 5 вводят в эксплуатацию.According to the first option, gas from a group of production wells 1 with low pressure through gas gathering pipelines 2 from production wells is fed to a mobile compressor unit - MKU-3, designed to compress low-pressure gas from a group of production wells and supply it to the complex gas treatment unit - UKPG. At MKU 3, the gas is cleaned of mechanical impurities and water, compressed to a working pressure of MKU 3, for example, up to 2.0-2.5 MPa, and through pipeline 4 it is fed to the wellhead of the well being developed 5 in booster unit 6, into which at the same time the first pump installation 7 pump technical water, in winter - a water-methanol solution or aqueous solutions of potassium chloride, calcium or sodium, heated with the help of a steam heating installation 8 to a positive temperature, for example, to 25-30 ° C, which does not lead to thawing of permafrost 9, walking in the estuarine zone of the well being developed 5. In the booster installation 6, gas and process water are mixed to form a gas-liquid mixture. The resulting gas-liquid mixture is compressed to a pressure equal to the working pressure of the booster unit 6, but not exceeding the working pressure of the gas separator 10 and at the same time exceeding the current reservoir pressure of the well being developed 5, for example, to a value of 7.0-10.0 MPa. The high-pressure gas-liquid mixture is sent to the gas separator 10, where the gas-liquid mixture is separated into high-pressure gas and liquid. The liquid is sent to the first pumping unit 7 to continue the technological cycle, and the high-pressure gas is fed to the
По второму варианту инертный газ от высокопроизводительной установки нагнетания газа - УНГ 26 - подают на эжектор 11, на который одновременно насосной установкой 12 подают пенообразующую жидкость - ПОЖ. Полученную на эжекторе 11 ПС подают в ГТ 13 колтюбинговой установки 14, которую спускают во внутреннюю полость лифтовой колонны 15, в трубное пространство 16 осваиваемой скважины 5, с остановками через каждые 50-100 м. При каждой остановке ГТ 13 подачу ПОЖ на эжектор 11 прекращают, а инертный газ подают в ГТ 13 по байпасной линии 17, минуя эжектор 11, удаляя с его помощью через кольцевое пространство 18 осваиваемой скважины 5, образуемое между ГТ 13 и лифтовой колонной 15, ЖГ и ПС на дневную поверхность через выкидную 19 и факельную 20 линии и осуществляя продувку осваиваемой скважины 5 до выхода на факельное устройство 21 закачиваемого в осваиваемую скважину 5 инертного газа. После этого подачу инертного газа, минуя эжектор 11, прекращают и в осваиваемую скважину 5 вновь закачивают через ГТ 13 пенную систему. При достижении ГТ 13 забоя 22 осваиваемой скважины 5 одновременно с подачей в нее инертного газа высокого давления от УНГ 26 осуществляют подачу в затрубное пространство 23 осваиваемой скважины 5 газ от УКПГ по байпасному трубопроводу 24, до полной очистки осваиваемой скважины 5 от ЖГ и ПС. Подачу газа в затрубное пространство 23 осваиваемой скважины 5 от УКПГ необходимо осуществлять по причине недостаточного объема газа, вырабатываемого УНГ 26.According to the second option, inert gas from a high-performance gas injection unit — UNG 26 — is supplied to an
Затем инертный газ от УНГ, минуя эжектор 11, продавливают в продуктивный пласт 25 и оставляют осваиваемую скважину 5 на период разгазирования ЖГ в продуктивном пласте 25, находящуюся в нем после капитального ремонта осваиваемой скважины 5, до выноса из него остатков ЖГ и получения притока газа из пласта. После получения притока газа осваиваемую скважину 5 отрабатывают до момента вывода ее на технологический режим. Затем ГТ 13 извлекают из осваиваемой скважины 5, а уже освоенную скважину 5 вводят в эксплуатацию.Then the inert gas from the UNG, bypassing the
Предлагаемый способ обеспечивает надежное освоение газовой скважины в условиях АНПД при коэффициенте аномальности ниже 0,2. При этом соседние скважины не останавливаются, так как газ для освоения скважины по первому варианту подается только по индивидуальному газосборному трубопроводу, соединяющему осваиваемую скважину и МКУ, а по второму варианту - от УНГ. Сокращаются продолжительность и стоимость работ по освоению скважины, и обеспечивается противопожарная и противофонтанная безопасность технологического процесса.The proposed method provides a reliable development of a gas well in the conditions of the API with an anomaly coefficient below 0.2. At the same time, neighboring wells do not stop, since gas for well development in the first embodiment is supplied only through an individual gas collection pipe connecting the well being developed and the hydraulic control unit, and in the second embodiment, from UNG. The duration and cost of work on well development are reduced, and fire and anti-spontaneous safety of the process is ensured.
За счет ступенчатого спуска ГТ удается с минимальными временными затратами удалить из скважины порцию ЖГ и ПС, находящуюся в кольцевом пространстве выше башмака ГТ,Due to the step-by-step descent of the gas turbine, it is possible to remove from the well a portion of the liquid-propellant and substratum located in the annular space above the GT shoe with minimal time costs,
За счет ступенчатого удаления ЖГ из осваиваемой скважины и снижения противодавления на пласт, она не проникает в продуктивный пласт и не загрязняет его, сохраняя фильтрационно-емкостные свойства пласта.Due to the stepwise removal of LH from the well being developed and reduction of back pressure on the formation, it does not penetrate into the productive formation and does not pollute it, while maintaining the reservoir properties of the formation.
За счет дополнительной подачи газа в затрубное пространство осуществляется полное удаление ЖГ и ПС из скважины, полное опорожнение скважины.Due to the additional gas supply to the annulus, the GHG and PS are completely removed from the well, and the well is completely emptied.
За счет продавливания газа в продуктивный пласт и осуществляется разгазирование ранее попавшей в продуктивный пласт ЖГ при ее ремонте и удаление ЖГ из продуктивного пласта, осуществляется более плавный, более «щадящий» и более легкий вызов притока газа из продуктивного пласта.Due to the forcing of gas into the reservoir, the gas is decompressed before it was repaired during the repair and the liquid is removed from the reservoir, a smoother, more “sparing” and easier gas flow from the reservoir is carried out.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011104318/03A RU2455477C1 (en) | 2011-02-07 | 2011-02-07 | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011104318/03A RU2455477C1 (en) | 2011-02-07 | 2011-02-07 | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2455477C1 true RU2455477C1 (en) | 2012-07-10 |
Family
ID=46848613
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011104318/03A RU2455477C1 (en) | 2011-02-07 | 2011-02-07 | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2455477C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112096353A (en) * | 2019-06-17 | 2020-12-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Emptying device and gas injection system |
| RU2813500C1 (en) * | 2023-03-01 | 2024-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3465823A (en) * | 1966-08-29 | 1969-09-09 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of oil by means of enriched gas injection |
| US3863717A (en) * | 1973-01-16 | 1975-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation |
| SU968322A1 (en) * | 1980-05-07 | 1982-10-23 | Кузнецкий Филиал Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института По Добыче Полезных Ископаемых Открытым Способом | Apparatus for feeding foam into well |
| RU92002120A (en) * | 1992-10-25 | 1994-09-30 | А.К. Шевченко | METHOD OF DEVELOPMENT OF OIL FIELD |
| RU2165007C2 (en) * | 1999-05-25 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Technology to clear horizontal well from sand plug in process of overhaul |
| RU2215136C2 (en) * | 2001-07-23 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of well completion |
| RU2235868C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for well completion |
| RU2341644C1 (en) * | 2007-03-19 | 2008-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2046931C1 (en) * | 1992-10-26 | 1995-10-27 | Александр Константинович Шевченко | Apparatus for oil deposit development (versions) |
-
2011
- 2011-02-07 RU RU2011104318/03A patent/RU2455477C1/en active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3465823A (en) * | 1966-08-29 | 1969-09-09 | Pan American Petroleum Corp | Recovery of oil by means of enriched gas injection |
| US3863717A (en) * | 1973-01-16 | 1975-02-04 | Schlumberger Cie Dowell | Methods for forcing a liquid into a low pressure formation |
| SU968322A1 (en) * | 1980-05-07 | 1982-10-23 | Кузнецкий Филиал Научно-Исследовательского И Проектно-Конструкторского Института По Добыче Полезных Ископаемых Открытым Способом | Apparatus for feeding foam into well |
| RU92002120A (en) * | 1992-10-25 | 1994-09-30 | А.К. Шевченко | METHOD OF DEVELOPMENT OF OIL FIELD |
| RU2165007C2 (en) * | 1999-05-25 | 2001-04-10 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Technology to clear horizontal well from sand plug in process of overhaul |
| RU2215136C2 (en) * | 2001-07-23 | 2003-10-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Method of well completion |
| RU2235868C1 (en) * | 2003-06-05 | 2004-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | Method for well completion |
| RU2341644C1 (en) * | 2007-03-19 | 2008-12-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of washing over sand plug in gas well under conditions of low reservoir pressure |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112096353A (en) * | 2019-06-17 | 2020-12-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | Emptying device and gas injection system |
| RU2813500C1 (en) * | 2023-03-01 | 2024-02-12 | Общество с ограниченной ответственностью "НОВАТЭК Научно-технический центр" | Method of gas condensate well development after formation hydraulic fracturing |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2616635C1 (en) | Method of improved combustible gas recovery using underground two-phase gas-liquid variable based on phases of unworked coal fracturing in coal mine | |
| US6672392B2 (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| US7281593B2 (en) | Method for the circulation of gas when drilling or working a well | |
| US20010007283A1 (en) | Method for boosting hydrocarbon production | |
| US20030085036A1 (en) | Combination well kick off and gas lift booster unit | |
| CN108756847B (en) | Oil-water separation unit double-pump injection-production system before pump | |
| RU2455477C1 (en) | Development method of gas well under conditions of abnormally low pressure of formation (versions) | |
| US20170356586A1 (en) | Accumulator assembly, pump system having accumulator assembly, and method | |
| RU2396305C1 (en) | Method of hydrogen formation from coal-bearing layer | |
| RU2399757C1 (en) | Development method of gas well with packer in conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2399756C1 (en) | Development method of gas well without packer in conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2698785C1 (en) | Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation | |
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| CN111042754A (en) | Well repairing method capable of cleaning whole barrel pump without sleeve pressure unloading | |
| CN112832722A (en) | Automatic water drainage gas production method and device | |
| RU2728015C1 (en) | Well inhibition method | |
| RU2445446C1 (en) | Flushing method of sand plug in gas well in conditions of abnormally low formation pressures | |
| RU2235868C1 (en) | Method for well completion | |
| RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
| RU2431738C1 (en) | Procedure for hydro-dynamic influence on reservoir and device for its implementation | |
| RU2788253C1 (en) | Method for operation of underwater gas and gas condensate field and underwater ejector for its implementation | |
| CN112943129A (en) | Drilling and hole-washing device and method for in-situ leaching uranium mining of large buried depth thick mineral-bearing aquifer | |
| CN204252978U (en) | A kind of oil gas field negative pressure quarrying apparatus | |
| CN103573220A (en) | Novel gas-lift liquid discharge process of gas well drilling | |
| RU2415258C1 (en) | Procedure for treatment of bottomhole zone of producer |