RU2357074C1 - Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon - Google Patents
Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon Download PDFInfo
- Publication number
- RU2357074C1 RU2357074C1 RU2007147782/03A RU2007147782A RU2357074C1 RU 2357074 C1 RU2357074 C1 RU 2357074C1 RU 2007147782/03 A RU2007147782/03 A RU 2007147782/03A RU 2007147782 A RU2007147782 A RU 2007147782A RU 2357074 C1 RU2357074 C1 RU 2357074C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- water
- gas mixture
- oil
- mixture
- Prior art date
Links
- 239000000203 mixture Substances 0.000 title claims abstract description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 title 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 7
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 9
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000008521 reorganization Effects 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам вытеснения нефти из пласта путем закачки физико-химических веществ.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods of displacing oil from the reservoir by pumping physical and chemical substances.
Известны различные способы разработки нефтяной залежи, включающие вытеснение нефти путем закачки в пласт водогазовой смеси и извлечения нефти на поверхность (авторское свидетельство №1546618, МКИ Е21В 43/22, 1987 г.; патент Российской Федерации №2170814, МКИ Е21В 43/20, 1999 г.; патент Российской Федерации №2266396, МКИ Е21В 43/20, 2003 г.; патент Российской Федерации №2269646, МКИ Е21В 43/20, 2004 г.). Недостатком этих способов разработки является низкая технологическая эффективность из-за невозможности достичь наиболее эффективного с точки зрения получаемого эффекта газосодержания в закачиваемой водогазовой смеси.There are various methods for developing an oil deposit, including the displacement of oil by injecting a water-gas mixture into the reservoir and extracting oil to the surface (copyright certificate No. 1546618, MKI E21B 43/22, 1987; patent of the Russian Federation No. 2170814, MKI E21B 43/20, 1999 g .; Patent of the Russian Federation No. 2266396, MKI E21B 43/20, 2003; Patent of the Russian Federation No. 2269646, MKI E21B 43/20, 2004). The disadvantage of these development methods is the low technological efficiency due to the inability to achieve the most effective in terms of the obtained effect of gas content in the injected water-gas mixture.
Наиболее близким аналогом изобретения является способ водогазового воздействия на пласт, включающий закачку в пласт водогазовой смеси, которую создают при помощи эжектора и дожимают насосом, причем содержание свободного газа в потоке на приеме насоса поддерживается не выше критического газосодержания его работы, что достигается за счет изменения подачи газа эжектором (патент Российской Федерации №2190760, МКИ Е21В 43/20, 2001 г.).The closest analogue of the invention is a method of water-gas stimulation of a formation, which involves injecting a gas-water mixture into the formation, which is created using an ejector and squeezed by a pump, and the free gas content in the stream at the pump intake is maintained no higher than the critical gas content of its operation, which is achieved by changing the supply gas ejector (patent of the Russian Federation No. 2190760, MKI E21B 43/20, 2001).
Известный способ позволяет осуществлять закачку в пласт газа в составе водогазовой смеси без использования компрессора.The known method allows for the injection into the reservoir of gas in the composition of the gas mixture without the use of a compressor.
Недостатками известного способа являются ограничения на объемное соотношение между газовой и жидкостной фазами в водогазовой смеси, использующейся в качестве вытесняющего агента, в условиях продуктивного пласта. Известно, что максимальный коэффициент вытеснения нефти достигается при значении газосодержания в диапазоне от 25 до 75% от объема водогазовой смеси в условиях протекания процесса вытеснения, поэтому известный способ позволяет закачивать смесь оптимального состава только в случае неглубоко залегающих залежей нефти, поскольку для центробежного насоса допустимое для обеспечения устойчивой работы содержание свободного газа составляет не более 25-30%.The disadvantages of this method are the restrictions on the volume ratio between the gas and liquid phases in the water-gas mixture used as a displacing agent in a reservoir. It is known that the maximum coefficient of oil displacement is achieved when the gas content is in the range from 25 to 75% of the volume of the gas mixture under the conditions of the displacement process, therefore, the known method allows pumping the mixture of the optimal composition only in the case of shallow oil deposits, since for a centrifugal pump it is permissible for ensure stable operation, the content of free gas is not more than 25-30%.
Известный способ также предусматривает обязательное применение поверхностно-активных веществ, поскольку наличие ПАВ в потоке позволяет создать квазигомогенную водогазовую смесь, на которой центробежный насос может работать как на углеводородной жидкости, в противном случае наличие свободного газа не допускается.The known method also provides for the mandatory use of surfactants, since the presence of surfactants in the stream allows you to create a quasi-homogeneous water-gas mixture, on which the centrifugal pump can operate as a hydrocarbon liquid, otherwise the presence of free gas is not allowed.
Цель изобретения - упрощение технологии с одновременным повышением эффективности закачки рабочего агента в пласт для поддержания пластового давления.The purpose of the invention is to simplify the technology while increasing the efficiency of pumping the working agent into the reservoir to maintain reservoir pressure.
Указанная задача решается тем, что в способе увеличения нефтедобычи пластов путем нагнетания водогазовой смеси в пласт, включающем приготовление водогазовой смеси заданного состава и закачку ее в одну или более скважину с помощью насосной установки, допускающей наличие в перекачиваемой жидкости свободного газа, согласно изобретению, перед закачкой водогазовой смеси производят сепарацию части жидкой фазы из водогазовой смеси на выходе насосной установки, которая затем подается во всасывающий коллектор насосной установки.This problem is solved by the fact that in the method of increasing oil production by injecting a water-gas mixture into a formation, comprising preparing a water-gas mixture of a given composition and pumping it into one or more wells using a pumping unit that allows the presence of free gas in the pumped liquid, according to the invention, before pumping of the gas-water mixture, a part of the liquid phase is separated from the gas-gas mixture at the outlet of the pump unit, which is then fed to the suction manifold of the pump unit.
На чертеже показана одна из возможных схем для реализации предлагаемого способа.The drawing shows one of the possible schemes for implementing the proposed method.
Газ поступает от источника газа 1, например, небольшого газового месторождения, через задвижку 2 в смеситель 3, в качестве которого может выступать жидкостно-газовый эжектор, где смешивается с потоком жидкости, в результате чего содержание свободного газа в потоке достигает величины, не превышающей критическое значение для используемого типа насосного агрегата 4. Далее газожидкостная смесь поступает на вход насосного агрегата 4, который сообщает потоку дополнительный напор, а затем в сепаратор высокого давления 5, где происходит отделение лишнего количества жидкой фазы, в результате чего в скважины 6 поступает водогазовая смесь оптимального для процесса нефтевытеснения состава. Излишек жидкости отводится из сепаратора 5 и через динамический дроссель 7 и задвижку 8 поступает в смеситель 3. Также возможен вариант, когда за счет использования динамического дросселя 7 напор потока отведенной жидкости понижается до величины позволяющей подать ее непосредственно в поток водогазовой смеси после смесителя через задвижку 9, в таком случае задвижка 8 закрыта. Допустим случай, когда кинетическая энергия потока отведенной в сепараторе 5 жидкости после прохождения через динамический дроссель 7 и задвижку 8 используется для эжектирования газа в смесителе 3, тогда дополнительная жидкость поступает при закрытой задвижке 10 через задвижку 11 непосредственно на вход насосного агрегата 4, минуя смеситель 3. Если же в сепараторе 5 помимо отделения лишней жидкости будет проходить процесс выделения из состава водогазовой смеси газа, то последний может возвращаться в поток нагнетаемой в скважины смеси за счет процесса эжектирования в струйном насосе-компрессоре 12.Gas comes from a gas source 1, for example, a small gas field, through a valve 2 to a mixer 3, which can be a liquid-gas ejector, where it mixes with a liquid stream, as a result of which the free gas content in the stream reaches a value not exceeding the critical the value for the type of pump unit used 4. Next, the gas-liquid mixture enters the inlet of the pump unit 4, which gives the flow an additional head, and then to the high-pressure separator 5, where the separation takes place excess amount of the liquid phase, as a result of which a water-gas mixture of the optimal composition for the oil displacement process enters wells 6. Excess liquid is discharged from the separator 5 and through the dynamic orifice 7 and the valve 8 enters the mixer 3. It is also possible that, by using the dynamic orifice 7, the discharge head of the extracted liquid decreases to a value allowing it to be fed directly into the water-gas mixture stream after the mixer through the valve 9 , in this case, the valve 8 is closed. Let us assume the case when the kinetic energy of the flow of fluid discharged in the separator 5 after passing through the dynamic inductor 7 and the valve 8 is used to eject gas in the mixer 3, then the additional liquid enters the closed valve 10 through the valve 11 directly to the inlet of the pump unit 4, bypassing the mixer 3 . If in the separator 5, in addition to separating excess liquid, a process of gas evolution from the gas-water mixture will take place, then the latter may return to the flow of the mixture injected into the wells due to t ejection process in the jet pump-compressor 12.
Ниже приведен пример реализации предлагаемого способа с указанием реальных параметров технологического процесса.Below is an example of the implementation of the proposed method, indicating the actual parameters of the process.
Имеются нефтяное месторождение, разрабатываемое с системой поддержания пластового давления, и расположенное поблизости нерентабельное в разработке газовое месторождение. Объектом разработки нефтяного месторождения является продуктивный пласт, залегающий на глубине 2300 м, с пластовым давлением 200 атм и температурой 60°С.There is an oil field being developed with a reservoir pressure maintenance system and a nearby gas field unprofitable in development. The object of oil field development is a productive layer, which lies at a depth of 2300 m, with a reservoir pressure of 200 atm and a temperature of 60 ° C.
Газ (метан) поступает от газового месторождения по газопроводу, при этом давление на конечной точке (кусте нефтяных скважин) составляет 95 МПа.Gas (methane) comes from a gas field through a gas pipeline, while the pressure at the end point (a cluster of oil wells) is 95 MPa.
Объем закачки воды до реорганизации системы поддержания пластового давления составляет 42 м3/сут при давлении на устье Ру 90 МПа. Соответственно давление на забое Рзаб скважины равно, при плотности воды 1050 кг/м3:The volume of water injection before the reorganization of the reservoir pressure maintenance system is 42 m 3 / day at a pressure at the mouth of P at 90 MPa. Accordingly, the pressure at the bottom P bottom of the well is equal, with a water density of 1050 kg / m 3 :
Рзаб-Ру+1050-9,81-2300/100000≈327 атм.P zab -P y + 1050-9.81-2300 / 100000≈327 atm.
Таким образом, перепад давления ΔР на призабойной зоне нагнетательной скважины при закачке воды составляет 127 атм. Известно, что при закачке водогазовой смеси величина ΔР возрастает в 1,4-1,6 раза. Тогда при закачке водогазовой смеси того же самого объема (по условиям пласта) необходимое на забое давление составит 403 атм. Для этого, с учетом уменьшения гидростатического давления столба водогазовой смеси (по сравнению с водой) при закачке 29,4 м3/сут воды и 2520 нм3/сут газа (газосодержание смеси 30% в условиях пласта) необходимое давление на устье равно 208 атм.Thus, the pressure drop ΔР on the bottom-hole zone of the injection well during water injection is 127 atm. It is known that when injecting a water-gas mixture, the ΔP value increases 1.4–1.6 times. Then, when injecting a water-gas mixture of the same volume (according to reservoir conditions), the pressure required at the bottom will be 403 atm. For this, taking into account the decrease in the hydrostatic pressure of the column of the water-gas mixture (compared with water) when 29.4 m 3 / day of water and 2520 nm 3 / day of gas are injected (gas content of the mixture is 30% in the reservoir), the necessary pressure at the mouth is 208 atm .
Поскольку по условиям пласта и ограничения на приеме центробежного насоса свободного газа до 30% очевидно, что для устойчивой работы центробежного насоса на его прием необходимо подавать водогазовую смесь под давлением 200 атм, тогда развиваемый центробежным насосом напор составит 8 атм, откуда видно, что известный способ в данных условиях неэффективен.Since, according to the formation conditions and restrictions on the intake of a free gas centrifugal pump, up to 30%, it is obvious that for the centrifugal pump to operate stably, it is necessary to supply a gas-gas mixture at a pressure of 200 atm, then the pressure developed by the centrifugal pump will be 8 atm, which shows that the known method in these conditions is ineffective.
Таким образом, возможны два способа закачки водогазовой смеси в данных условиях с использованием эжекторов, а именно предлагаемый способ и компоновка из последовательно установленных насоса и эжектора (тандем). Определение предпочтительного варианта осуществляется в результате сравнения энергетических затрат.Thus, there are two possible ways of injecting a water-gas mixture under given conditions using ejectors, namely, the proposed method and the arrangement of a pump and an ejector (tandem) installed in series. The determination of the preferred option is carried out by comparing the energy costs.
В рассматриваемом примере для предлагаемого способа выбираем в качестве насосного агрегата центробежный насос. Тогда, при сохранении объема закачки газа 2520 нм3/сут при давлении 95 атм расход воды в водогазовой смеси на входе в насос должен быть равен 61,9 м3/сут (при содержании свободного газа на входе 30%) или для обеспечения более надежной работы насосного агрегата 106,1 м3/сут (при содержании свободного газа на входе 20%). Расход «лишней» воды соответственно равен 32,5 и 76,7 м3/сут. Потребляемая мощность (при условии, что вода также поступает под давлением 95 атм) с учетом КПД центробежного насоса составит 16 и 28 кВт. При этом, при стравливании на динамическом дросселе давления 113 атм, потери мощности составят, соответственно 4,3 и 10 кВт. Т.е. примерно треть затрачиваемой мощности расходуется впустую.In this example, for the proposed method, we select a centrifugal pump as a pumping unit. Then, while maintaining the gas injection volume of 2520 nm 3 / day at a pressure of 95 atm, the water flow rate in the water-gas mixture at the pump inlet should be equal to 61.9 m 3 / day (with a free gas content of 30% at the inlet) or to ensure a more reliable the operation of the pump unit 106.1 m 3 / day (with a free gas content of 20% at the inlet). The consumption of "excess" water is respectively 32.5 and 76.7 m 3 / day. Power consumption (provided that the water also comes under a pressure of 95 atm), taking into account the efficiency of the centrifugal pump, will be 16 and 28 kW. At the same time, when venting at a pressure of 113 atm by a dynamic throttle, power losses will amount to 4.3 and 10 kW, respectively. Those. approximately a third of the power consumed is wasted.
Потребляемая мощность системы, состоящей из последовательно установленных центробежного насоса и эжектора для приготовления и закачки водогазовой смеси, составит 26 кВт.The power consumption of the system, consisting of a sequentially installed centrifugal pump and an ejector for the preparation and injection of the gas mixture, will be 26 kW.
КПД предлагаемого способа также может быть повышен за счет утилизации энергии отведенного потока воды путем эжектирования газа. В таком случае при рассмотренных условиях затраты мощности составят 14,5 и 24 кВт.The efficiency of the proposed method can also be improved by utilizing the energy of the allocated water stream by ejecting gas. In this case, under the considered conditions, the power consumption will be 14.5 and 24 kW.
Таким образом, к основным преимуществам предлагаемого способа по сравнению с известным относятся большая устойчивость в работе и меньшие затраты энергии. Данный способ может быть реализован как модернизация уже существующей системы поддержания пластового давления за счет закачки в пласт жидкого вытесняющего агента на нефтяных, газоконденсатных и газовых месторождениях без существенных капитальных затрат.Thus, the main advantages of the proposed method compared with the known include greater stability in operation and lower energy costs. This method can be implemented as a modernization of an existing system for maintaining reservoir pressure by injecting a liquid displacing agent into the reservoir at oil, gas condensate and gas fields without significant capital costs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007147782/03A RU2357074C1 (en) | 2007-12-25 | 2007-12-25 | Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007147782/03A RU2357074C1 (en) | 2007-12-25 | 2007-12-25 | Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2357074C1 true RU2357074C1 (en) | 2009-05-27 |
Family
ID=41023485
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007147782/03A RU2357074C1 (en) | 2007-12-25 | 2007-12-25 | Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2357074C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542059C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| RU2046931C1 (en) * | 1992-10-26 | 1995-10-27 | Александр Константинович Шевченко | Apparatus for oil deposit development (versions) |
| RU2088752C1 (en) * | 1992-03-11 | 1997-08-27 | Крючков Владимир Иванович | Method of development of oil deposit |
| RU2170814C2 (en) * | 1999-10-15 | 2001-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов" | Method of oil displacement from formation |
| RU2190760C1 (en) * | 2001-01-25 | 2002-10-10 | Ооо "Ниц Нк "Лукойл" | Manner of water and gas treatment of formation |
| RU2266396C2 (en) * | 2003-09-12 | 2005-12-20 | Савицкий Николай Владимирович | Method and device for oil pool development |
| RU2269646C2 (en) * | 2004-04-29 | 2006-02-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Method for oil displacement from oil reservoir |
-
2007
- 2007-12-25 RU RU2007147782/03A patent/RU2357074C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4427067A (en) * | 1982-08-06 | 1984-01-24 | Exxon Production Research Co. | Water and miscible fluid flooding method having good vertical conformance for recovering oil |
| RU2088752C1 (en) * | 1992-03-11 | 1997-08-27 | Крючков Владимир Иванович | Method of development of oil deposit |
| RU2046931C1 (en) * | 1992-10-26 | 1995-10-27 | Александр Константинович Шевченко | Apparatus for oil deposit development (versions) |
| RU2170814C2 (en) * | 1999-10-15 | 2001-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский центр трудноизвлекаемых запасов нефти и природных битумов" | Method of oil displacement from formation |
| RU2190760C1 (en) * | 2001-01-25 | 2002-10-10 | Ооо "Ниц Нк "Лукойл" | Manner of water and gas treatment of formation |
| RU2266396C2 (en) * | 2003-09-12 | 2005-12-20 | Савицкий Николай Владимирович | Method and device for oil pool development |
| RU2269646C2 (en) * | 2004-04-29 | 2006-02-10 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" ОАО "ТомскНИПИнефть ВНК" | Method for oil displacement from oil reservoir |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542059C2 (en) * | 2013-05-29 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Российская инновационная топливно-энергетическая компания (ОАО "РИТЭК") | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2046931C1 (en) | Apparatus for oil deposit development (versions) | |
| EP1440221B1 (en) | Combination well kick off and gas lift booster unit | |
| RU2008140641A (en) | METHOD FOR PREPARING AND PUMPING HETEROGENEOUS MIXTURES INTO THE PLAST AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2266396C2 (en) | Method and device for oil pool development | |
| CN104487715B (en) | Method of operating multiphase pumps and equipment therefor | |
| US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
| CN106050198B (en) | Comprehensive drainage gas production system for low-pressure low-yield well | |
| Drozdov et al. | Development of a pump-ejector system for SWAG injection into reservoir using associated petroleum gas from the annulus space of production wells | |
| RU136082U1 (en) | INSTALLATION OF PREPARATION AND INJECTION OF A FINE DISPERSED WATER-GAS MIXTURE (MDVHS) IN A PLAST | |
| RU2357074C1 (en) | Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon | |
| EA002667B1 (en) | Introduction of air into injection water | |
| RU2274731C2 (en) | Oil production method and facility | |
| RU2542059C2 (en) | Method of increase of reservoir recovery by injection of water-gas mixture | |
| RU2114283C1 (en) | Method for operation of gas-oil wells with high gas ratio | |
| CN205823251U (en) | Comprehensive draining gas production system for low-voltage and low-yield well | |
| RU2199653C1 (en) | Process of development of oil deposit | |
| RU2388905C1 (en) | Method of preparation and supply of liquid-gas mixture to bed | |
| RU2383721C1 (en) | Procedure for pumping gassy fluid into formation | |
| RU2197609C2 (en) | Method of operation of liquid-propellant rocket engine with turbopump delivery of cryogenic propellant on basis of fuel and oxygen oxidizer and liquid-propellant rocket engine for implementing said method | |
| RU2383723C1 (en) | Procedure for pumping gassy fluid into formation | |
| RU2845675C1 (en) | Method and apparatus for water-alternated-gas formation stimulation | |
| RU2324809C2 (en) | Compressed gas production method | |
| RU2215136C2 (en) | Method of well completion | |
| CN107816337A (en) | Sand-carrying oil production method based on hydraulic jet pump | |
| RU2760111C1 (en) | Installation for water and gas impact on formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20200914 |