RU2274731C2 - Oil production method and facility - Google Patents
Oil production method and facility Download PDFInfo
- Publication number
- RU2274731C2 RU2274731C2 RU2004105110/03A RU2004105110A RU2274731C2 RU 2274731 C2 RU2274731 C2 RU 2274731C2 RU 2004105110/03 A RU2004105110/03 A RU 2004105110/03A RU 2004105110 A RU2004105110 A RU 2004105110A RU 2274731 C2 RU2274731 C2 RU 2274731C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- nozzle
- well
- pump
- annulus
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин с высоким и сверхвысоким газовым фактором.The invention relates to the oil industry and can be used in oil production from wells with high and ultrahigh gas factor.
Известен способ подъема газированной жидкости из скважины, включающий сепарацию части свободного газа от жидкости, поступление газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием в насос, нагнетание ее в сопло струйного аппарата, эжектирование струйным аппаратом части продукции скважины на поверхность, и устройство для его осуществления, содержащее насос, центробежный газосепаратор и струйный аппарат (патент СССР №1825544, F 04 F 5/54, 1988). Известные способ и устройство имеют низкую эффективность при высоком газовом факторе скважины.A known method of lifting carbonated liquid from a well, comprising separating part of the free gas from the liquid, introducing a gas-liquid mixture with residual gas content into the pump, injecting it into the nozzle of the jet apparatus, ejecting a portion of the production of the well by the jet apparatus to the surface, and a device for carrying out it, comprising a pump, centrifugal gas separator and inkjet apparatus (USSR patent No. 1825544, F 04 F 5/54, 1988). The known method and device have low efficiency with a high gas factor of the well.
Наиболее близкими к заявляемому изобретению являются способ добычи нефти, включающий откачку продукции из пласта в скважину, частичную сепарацию свободного газа от жидкости, последующее поступление газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием в насос и нагнетание ее в сопло струйного аппарата, эжектирование струйным аппаратом части продукции скважины из затрубного пространства в насосно-компрессорные трубы, поступление части свободного газа в затрубное пространство, подъем продукции на поверхность и регулирование давления в затрубном пространстве, и устройство для его осуществления, содержащее спущенные в скважину на насосно-компрессорных трубах насос, центробежный газосепаратор и струйный аппарат (патент СССР №1831593, F 04 F 5/54, 1988). Известные способ и устройство имеют низкую эффективность и ограниченную область применения при высоком газосодержании откачиваемой продукции вследствие недостаточно полной сепарации скважинной газожидкостной смеси и серьезного ухудшения при этом рабочих параметров насоса, а также звукового запирания потока газожидкостной смеси при истечении из сопла струйного аппарата.Closest to the claimed invention are a method of oil production, including pumping products from the formation into the well, partial separation of free gas from the liquid, the subsequent flow of the gas-liquid mixture with residual gas content into the pump and forcing it into the nozzle of the jet apparatus, ejection by the jet apparatus of part of the well production from the annulus the space in the tubing, the flow of free gas into the annulus, the rise of products to the surface and pressure regulation in the annular space, and a device for its implementation, comprising a pump, a centrifugal gas separator and an inkjet apparatus lowered into a well on tubing (USSR patent No. 1831593, F 04 F 5/54, 1988). The known method and device have low efficiency and limited scope with a high gas content of the pumped product due to insufficiently complete separation of the downhole gas-liquid mixture and serious deterioration of the pump operating parameters, as well as sound blocking of the gas-liquid mixture flow when the jet apparatus exits from the nozzle.
Задачей изобретения является повышение эффективности и расширение области применения насосно-эжекторной добычи нефти из скважин с высоким газовым фактором путем устранения вредного влияния остаточного газа на работу насоса и предотвращения при этом звукового запирания сопла струйного аппарата при нагнетании потока газожидкостной смеси.The objective of the invention is to increase the efficiency and expand the scope of pumping-ejector oil production from wells with a high gas factor by eliminating the harmful effects of residual gas on the pump and preventing the sound blocking of the nozzle of the jet apparatus during injection of the gas-liquid mixture stream.
Повышение эффективности и расширение области применения в способе добычи нефти достигается тем, что газожидкостную смесь с остаточным газосодержанием диспергируют перед поступлением в насос, причем при нагнетании газожидкостной смеси в сопло струйного аппарата придают струе смеси форму, предотвращающую звуковое запирание сопла. В вариантах способа повышение эффективности и расширение области применения достигается также тем, что давление в затрубном пространстве скважины поддерживают выше давления на устье скважины, причем продукцию скважины эжектируют с устья скважины в выкидную линию за счет энергии свободного газа с повышенным давлением из затрубного пространства и при этом поддерживают температуру газа в процессе эжектирования выше температуры начала гидратообразования, а часть свободного газа из затрубного пространства направляют в насосно-компрессорные трубы над струйным аппаратом.Improving the efficiency and expanding the scope in the oil production method is achieved by dispersing the gas-liquid mixture with the residual gas content before entering the pump, and when the gas-liquid mixture is injected into the nozzle of the jet apparatus, the mixture is shaped to prevent the nozzle from audibly locking the nozzle. In variants of the method, increasing efficiency and expanding the scope is also achieved by the fact that the pressure in the annulus of the well is maintained above the pressure at the wellhead, and the well’s production is ejected from the wellhead into the flow line due to the energy of free gas with increased pressure from the annulus and maintain the temperature of the gas during ejection above the temperature of the onset of hydrate formation, and part of the free gas from the annulus is sent to the pump polar pipe above the jet apparatus.
Повышение эффективности и расширение области применения в устройстве для добычи нефти достигается тем, что на входе в насос установлен газосепаратор-диспергатор, при этом струйный аппарат снабжен соплом диафрагменного типа. В варианте выполнения устройства выходное отверстие сопла диафрагменного типа имеет прямоугольные кромки. В других вариантах устройства на устье скважины расположен эжектор, снабженный регулируемым соплом, подключенным к затрубному пространству скважины, при этом приемная камера эжектора сообщена с устьем скважины, а диффузор - с выкидной линией, причем регулируемое сопло эжектора установлено с возможностью обогрева потоком эжектируемой с устья скважины продукцией, выше струйного аппарата на насосно-компрессорных трубах установлен перепускной клапан, а на линии, соединяющей затрубное пространство скважины и регулируемое сопло эжектора, установлен обратный клапан с возможностью обогрева потоком эжектируемой с устья скважины продукцией.Improving the efficiency and expanding the scope of application in the device for oil production is achieved by the fact that a gas separator-disperser is installed at the pump inlet, while the jet apparatus is equipped with a diaphragm type nozzle. In an embodiment of the device, the outlet of the nozzle of the diaphragm type has rectangular edges. In other embodiments of the device, an ejector is located at the wellhead, equipped with an adjustable nozzle connected to the annulus of the well, while the receiving chamber of the ejector is in communication with the wellhead, and the diffuser is connected with the flow line, and the adjustable nozzle of the ejector is installed with the possibility of heating by the flow of the ejected from the wellhead a bypass valve is installed on the tubing above the jet apparatus, and on the line connecting the annular space of the well and the adjustable nozzle of the ejector, become non-return valve, with the flow ejected from the mouth of the borehole heat production.
Следует отметить, что положительный эффект в способе добычи нефти достигается исключительно при совместном применении двух признаков: диспергации остаточного газа в смеси на приеме насоса и формирования струи газожидкостной смеси при истечении из сопла струйного аппарата с предотвращением звукового запирания сопла.It should be noted that a positive effect in the method of oil production is achieved exclusively by the combined use of two features: dispersion of residual gas in the mixture at the pump intake and the formation of a gas-liquid mixture jet when the jet apparatus exits from the nozzle with prevention of sound locking of the nozzle.
Действительно, использование только диспергирования смеси с остаточным газосодержанием перед поступлением в насос приводит к снижению вредного влияния газа и повышению напора насоса. Однако положительный эффект при этом сводится на нет звуковым запиранием сопла струйного аппарата, поскольку через сопло проходит газожидкостная смесь, скорость звука в которой существенно меньше скорости звука в однородной жидкости.Indeed, the use of only dispersing a mixture with a residual gas content before entering the pump reduces the harmful effect of gas and increases the pressure of the pump. However, the positive effect is negated by sound locking of the nozzle of the jet apparatus, since a gas-liquid mixture passes through the nozzle, the speed of sound of which is substantially less than the speed of sound in a homogeneous liquid.
Применение же только признака придания струе газожидкостной смеси формы, предотвращающей звуковое запирание сопла, также не дает положительного эффекта. При высоких газовых факторах даже самые продвинутые схемы центробежной сепарации не могут обеспечить достаточно полного отделения газа от жидкости в ограниченных габаритах скважины. Остаточный газ попадает в насос и резко снижает его напор, работа насоса становится неустойчивой - вплоть до срыва подачи. Поскольку насос не развивает напора либо срывает подачу, при этом вообще бессмысленно пытаться каким-либо образом формировать струю газожидкостной смеси - добыча нефти становится невозможной.The use of only the sign of imparting to the jet a gas-liquid mixture of a shape that prevents the nozzle from locking soundly also does not give a positive effect. With high gas factors, even the most advanced centrifugal separation schemes cannot provide sufficiently complete separation of gas from liquid in the limited dimensions of the well. The residual gas enters the pump and sharply reduces its pressure, the pump operation becomes unstable - until the supply is cut off. Since the pump does not develop pressure or disrupts the flow, it is generally pointless to try to somehow form a stream of gas-liquid mixture - oil production becomes impossible.
Аналогичным образом, применительно к устройству для добычи нефти, положительный эффект приносит только совместное использование признаков установки на входе в насос газосепаратора-диспергатора и снабжения струйного аппарата соплом диафрагменного типа. В газосепараторе-диспергаторе после отделения части газа в затрубное пространство происходит интенсивная диспергация смеси с остаточным газосодержанием, что устраняет вредное влияние остаточного газа на работу насоса. Насос развивает при этом высокий напор, достаточный для нагнетания смеси в сопло струйного аппарата. Диафрагменный тип сопла способствует формированию сначала сужающейся, а потом плавно расширяющейся струи газожидкостной смеси. Такая форма струи предотвращает звуковое запирание сопла на газожидкостной смеси в широком диапазоне газосодержаний. Наилучшие результаты, как показали экспериментальные исследования авторов настоящего изобретения, достигаются в том случае, когда выходное отверстие сопла диафрагменного типа имеет прямоугольные кромки.Similarly, in relation to the device for oil production, a positive effect is brought only by the joint use of the signs of installing at the pump inlet of the gas separator-disperser and supplying the jet apparatus with a diaphragm type nozzle. In the gas separator-disperser after separation of a part of the gas into the annulus, intense dispersion of the mixture with the residual gas content occurs, which eliminates the harmful effect of the residual gas on the pump. In this case, the pump develops a high head sufficient to pump the mixture into the nozzle of the jet apparatus. The diaphragm type of nozzle contributes to the formation of a first narrowing, and then gradually expanding jet of gas-liquid mixture. This form of the jet prevents the nozzle from being audibly locked onto the gas-liquid mixture in a wide range of gas contents. The best results, as shown by experimental studies of the authors of the present invention, are achieved when the outlet of the nozzle of the diaphragm type has rectangular edges.
Указанные выше отличительные признаки изобретения позволяют повысить эффективность добычи нефти из скважин. Кроме того, при этом существенно расширяется область применения насосно-эжекторной нефтедобычи, т. к. появляется возможность успешно эксплуатировать скважины с высоким и сверхвысоким газовым фактором, где применение известных технических решений не позволяет добиться устойчивой, без срывов подачи, работы.The above distinguishing features of the invention can improve the efficiency of oil production from wells. In addition, this significantly expands the scope of pumping-ejector oil production, since it is possible to successfully exploit wells with a high and ultrahigh gas factor, where the use of well-known technical solutions does not allow achieving stable operation without interruptions in supply.
На фиг.1 представлена схема устройства для добычи нефти, на фиг.2 - диафрагменное сопло и форма струи газожидкостной смеси, на фиг.3 - вариант выполнения устройства с регулируемым эжектором на устье скважины, на фиг.4 - вариант выполнения устройства с перепускным клапаном, на фиг.5 - вариант выполнения регулируемого эжектора с обратным клапаном.Figure 1 shows a diagram of a device for oil production, figure 2 - diaphragm nozzle and the shape of the jet of gas-liquid mixture, figure 3 is an embodiment of a device with an adjustable ejector at the wellhead, figure 4 is an embodiment of a device with a bypass valve , Fig.5 is an embodiment of an adjustable ejector with a check valve.
Устройство для добычи нефти (см. фиг.1) содержит спущенные в скважину 1 на насосно-компрессорных трубах 2 насос 3 и струйный аппарат 4. Скважина 1 эксплуатирует нефтяной пласт 5. На входе в насос 3 установлен газосепаратор-диспергатор 6 с приемной сеткой 7, отверстиями 8 для сброса газа в затрубное пространство 9 скважины 1 и узлом диспергации 10. Насос 3 с газосепаратором-диспергатором 6 приводится в действие погружным электродвигателем 11. Струйный аппарат 4 снабжен соплом 12 диафрагменного типа. Кроме того, в состав струйного аппарата 4 входят приемная камера 13 с обратным клапаном 14, камера смешения 15 и диффузор 16.A device for oil production (see Fig. 1) contains a
В варианте выполнения устройства выходное отверстие сопла 12 диафрагменного типа имеет прямоугольные кромки 17 (см. фиг.2). Струя газожидкостной смеси, истекающей из сопла 12, показана позицией 18.In an embodiment of the device, the outlet of the
В другом варианте устройства (см. фиг.3) на устье 19 скважины 1 расположен эжектор 20, снабженный регулируемым соплом 21, подключенным к затрубному пространству 9 скважины 1 посредством линии 22. Приемная камера 23 эжектора 20 сообщена с устьем 19 скважины 1, а диффузор 24 - с выкидной линией 25. Эжектор 20 содержит также камеру смешения 26. Регулируемое сопло 21 эжектора 20 установлено с возможностью обогрева потоком эжектируемой с устья 19 скважины 1 продукцией. На устьевой арматуре скважины 1 расположены манометры 27 и 28 для замера устьевого и затрубного давлений.In another embodiment of the device (see Fig. 3), an
В одном из вариантов устройства (см. фиг.4) на насосно-компрессорных трубах 2 выше струйного аппарата 4 установлен перепускной клапан 29.In one embodiment of the device (see figure 4) on the
И, наконец, в последнем варианте устройства (см. фиг.5) на линии 22, соединяющей затрубное пространство 9 скважины 1 и регулируемое сопло 21 эжектора 20, установлен обратный клапан 30 с возможностью обогрева потоком эжектируемой с устья 19 скважины 1 продукцией.And finally, in the last version of the device (see Fig. 5), a
Способ добычи нефти согласно настоящему изобретению осуществляют следующим образом.The method of oil production according to the present invention is as follows.
Продукцию пласта 5 (нефтегазовую или водонефтегазовую смесь) откачивают в скважину 1. На входе в насос 3 производят частичную сепарацию свободного газа от жидкости, причем газожидкостную смесь с остаточным газосодержанием диспергируют перед поступлением в насос 3. Мелкодисперсную газожидкостную смесь с остаточным газосодержанием нагнетают насосом 3 в сопло 12 струйного аппарата 4, придавая при этом струе 18 смеси форму, предотвращающую звуковое запирание сопла. Как показано на фиг.2, струя 18 смеси сначала сужается, а затем плавно расширяется. Струйным аппаратом 4 эжектируют часть продукции скважины 1 из затрубного пространства 9 в насосно-компрессорные трубы 2, поднимая продукцию на поверхность. Часть свободного газа поступает в затрубное пространство 9 и идет по нему на поверхность, минуя струйный аппарат 4.The production of formation 5 (oil and gas or water-oil and gas mixture) is pumped into well 1. At the inlet to pump 3, a partial separation of free gas from the liquid is performed, and the gas-liquid mixture with residual gas content is dispersed before entering
В варианте способа давление Рзатр в затрубном пространстве 9 скважины 1 поддерживают выше давления Ру на устье 19 скважины 1, причем продукцию скважины 1 эжектируют с устья 19 скважины 1 в выкидную линию 25 за счет энергии свободного газа с повышенным давлением из затрубного пространства 9. При этом поддерживают температуру газа в процессе эжектирования выше температуры начала гидратообразования путем обогрева сопла 21 потоком откачиваемой с устья 19 продукции, что предотвращает перекрытие сопла 21 эжектора 20 гидратами.In an embodiment of the method, the pressure Pzatr in the annular space 9 of the
В скважинах со сверхвысоким газовым фактором часть свободного газа, миновавшую струйный аппарат 4, перепускают из затрубного пространства 9 с повышенным давлением в насосно-компрессорные трубы 2 над струйным аппаратом 4. Это позволяет более полно использовать энергию свободного газа для подъема жидкости в таких условиях.In wells with an ultrahigh gas factor, part of the free gas that passed the
Устройство для добычи нефти работает следующим образом.A device for oil production works as follows.
Газожидкостная (нефтегазовая или водонефтегазовая) смесь из скважины 1 поступает через приемную сетку 7 в газосепаратор-диспергатор 6. Часть свободного газа отделяется в газосепараторе-диспергаторе 6 от жидкости и сбрасывается через отверстия 8 в затрубное пространство 9, а газожидкостная смесь с остаточным газосодержанием диспергируется в узле диспергации 10 газосепаратора-диспергатора 6. Мелкодисперсная газожидкостная смесь нагнетается насосом 3, не испытывающим при этом вредного влияния газа, в сопло 12 диафрагменного типа. В варианте устройства смесь нагнетается в сопло 12 диафрагменного типа с прямоугольными кромками 17. Струя 18 газожидкостной смеси сначала сужается, а потом плавно расширяется, что предотвращает звуковое запирание сопла 12 струйного аппарата 4, который эффективно откачивает при этом продукцию из затрубного пространства 9 через обратный клапан 14 в приемную камеру 13. В камере смешения 15 происходит энергообмен между взаимодействующими потоками, а в диффузоре 16 - преобразование кинетической энергии смешанного потока в потенциальную энергию давления. Поток продукции поднимается далее по насосно-компрессорным трубам 2 на поверхность.The gas-liquid (oil and gas or water-oil and gas) mixture from the
В варианте выполнения устройства свободный газ с повышенным давлением из затрубного пространства 9 поступает по линии 22 в регулируемое сопло 21 эжектора 20. Струя газа эжектирует газожидкостную смесь с устья 19 скважины 1 через приемную камеру 23, камеру смешения 26 и диффузор 24 в выкидную линию 25. Этим достигается снижение давления на устье 19 скважины 1, что способствует увеличению нефтедобычи. Изменением площади регулируемого сопла 21 можно задавать различные режимы эксплуатации скважины 1. Регулируемое сопло 21 размещено внутри приемной камеры 23 с возможностью обогрева потоком эжектируемой с устья 19 скважины 1 продукцией, что предотвращает гидратообразование.In an embodiment of the device, free gas with increased pressure from the annulus 9 enters through the
В другом варианте устройства часть газа из затрубного пространства 9 направляется через перепускной клапан 29 в насосно-компрессорные трубы 2 выше струйного аппарата 4, что приводит к дополнительному лифтированию газом продукции на поверхность.In another embodiment of the device, a part of the gas from the annulus 9 is directed through the
При установке на линии 22, соединяющей затрубное пространство 9 и регулируемое сопло 21 эжектора 20, обратного клапана 30 с возможностью обогрева потоком эжектируемой с устья 19 скважины 1 продукцией, предотвращается слив продукции из выкидной линии 25 обратно в скважину 1 при остановках устройства (например, из-за отключений электроэнергии). Обратный клапан 30 при этом в процессе работы не замерзает.When installing on the
Таким образом, предложенное техническое решение позволяет существенно повысить эффективность и расширить область применения способа и устройства для добычи нефти по сравнению с известными изобретениями.Thus, the proposed technical solution can significantly increase the efficiency and expand the scope of the method and device for oil production in comparison with the known inventions.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004105110/03A RU2274731C2 (en) | 2004-02-24 | 2004-02-24 | Oil production method and facility |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004105110/03A RU2274731C2 (en) | 2004-02-24 | 2004-02-24 | Oil production method and facility |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2004105110A RU2004105110A (en) | 2005-08-10 |
| RU2274731C2 true RU2274731C2 (en) | 2006-04-20 |
Family
ID=35844416
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004105110/03A RU2274731C2 (en) | 2004-02-24 | 2004-02-24 | Oil production method and facility |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2274731C2 (en) |
Cited By (10)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474729C1 (en) * | 2011-06-14 | 2013-02-10 | Ольга Иосифовна Логинова | Pump unit |
| WO2014007684A2 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-09 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Petroleum extraction device |
| RU2515646C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" (ОАО "Газпромнефть-ННГГФ") | Method to operate well furnished with electric-centrifugal pump |
| RU2550613C2 (en) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation |
| RU2553110C2 (en) * | 2014-05-12 | 2015-06-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
| RU2598673C1 (en) * | 2015-07-16 | 2016-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" (ООО "РН-УфаНИПИнефть") | Device for reducing gas pressure in annular space of pumping wells |
| CN108920830A (en) * | 2018-07-03 | 2018-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for determining influence factors of pumping efficiency of pumping well |
| RU185507U1 (en) * | 2017-06-20 | 2018-12-07 | Динара Маратовна Братчикова | DEVICE FOR COLLECTING OIL WELL PRODUCTS WITH HIGH GAS FACTOR |
| RU2683463C1 (en) * | 2018-06-28 | 2019-03-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of lifting inhomogeneous multi-phase products from wells and device for its implementation |
| RU2739799C1 (en) * | 2020-07-23 | 2020-12-28 | Андрей Анатольевич Вахрушев | Device for oil production from wells with low production rate |
-
2004
- 2004-02-24 RU RU2004105110/03A patent/RU2274731C2/en active
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2474729C1 (en) * | 2011-06-14 | 2013-02-10 | Ольга Иосифовна Логинова | Pump unit |
| WO2014007684A2 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-09 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Petroleum extraction device |
| RU2505666C1 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Device for oil production |
| WO2014007684A3 (en) * | 2012-07-06 | 2014-02-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" (Зао "Новомет-Пермь") | Petroleum extraction device |
| RU2515646C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" (ОАО "Газпромнефть-ННГГФ") | Method to operate well furnished with electric-centrifugal pump |
| RU2553110C2 (en) * | 2014-05-12 | 2015-06-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
| RU2550613C2 (en) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation |
| RU2598673C1 (en) * | 2015-07-16 | 2016-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-УфаНИПИнефть" (ООО "РН-УфаНИПИнефть") | Device for reducing gas pressure in annular space of pumping wells |
| RU185507U1 (en) * | 2017-06-20 | 2018-12-07 | Динара Маратовна Братчикова | DEVICE FOR COLLECTING OIL WELL PRODUCTS WITH HIGH GAS FACTOR |
| RU2683463C1 (en) * | 2018-06-28 | 2019-03-28 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of lifting inhomogeneous multi-phase products from wells and device for its implementation |
| CN108920830A (en) * | 2018-07-03 | 2018-11-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for determining influence factors of pumping efficiency of pumping well |
| CN108920830B (en) * | 2018-07-03 | 2021-07-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for determining influence factors of pumping efficiency of pumping well |
| RU2739799C1 (en) * | 2020-07-23 | 2020-12-28 | Андрей Анатольевич Вахрушев | Device for oil production from wells with low production rate |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2004105110A (en) | 2005-08-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA3065466C (en) | Apparatus and method for treatment of hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing | |
| US20090151953A1 (en) | Submersible pump with surfactant injection | |
| US6216788B1 (en) | Sand protection system for electrical submersible pump | |
| US8397811B2 (en) | Gas boost pump and crossover in inverted shroud | |
| RU2274731C2 (en) | Oil production method and facility | |
| US7997335B2 (en) | Jet pump with a centrifugal pump | |
| RU2620667C1 (en) | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer | |
| JP2003504563A (en) | Multiphase flow pumping means and method | |
| RU2315859C1 (en) | System for water-and-gas reservoir treatment | |
| RU2008140641A (en) | METHOD FOR PREPARING AND PUMPING HETEROGENEOUS MIXTURES INTO THE PLAST AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| EP0288106A2 (en) | Foamed slurry generator | |
| RU2266396C2 (en) | Method and device for oil pool development | |
| RU2405918C1 (en) | Method of garipov for oil production and device for its realisation | |
| AU2016246629B2 (en) | Apparatus and method for injecting a chemical to facilitate operation of a submersible well pump | |
| RU2256779C1 (en) | Device for oil gas discharge from hole annuity | |
| WO1992008037A1 (en) | Downhole jet pump system using gas as driving fluid | |
| GB2261030A (en) | Recovery of liquids from underground reservoirs | |
| RU2383721C1 (en) | Procedure for pumping gassy fluid into formation | |
| RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| RU2553110C2 (en) | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation | |
| CA2989292A1 (en) | Subsea pump and system and methods for control | |
| RU2190760C1 (en) | Manner of water and gas treatment of formation | |
| RU2238400C1 (en) | System and method for restoring well productiveness and extraction of oil by pump method, including case after stopping | |
| RU2357074C1 (en) | Method of raising oil recovery from horizons by means of pumping water-gas mixture into horizon | |
| RU2383723C1 (en) | Procedure for pumping gassy fluid into formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| HE4A | Notice of change of address of a patent owner |