EA005614B1 - Газовая турбина для подъёма нефти - Google Patents
Газовая турбина для подъёма нефти Download PDFInfo
- Publication number
- EA005614B1 EA005614B1 EA200400528A EA200400528A EA005614B1 EA 005614 B1 EA005614 B1 EA 005614B1 EA 200400528 A EA200400528 A EA 200400528A EA 200400528 A EA200400528 A EA 200400528A EA 005614 B1 EA005614 B1 EA 005614B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- turbine
- oil
- gas turbine
- pipe
- gas
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 12
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 11
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 7
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000010170 biological method Methods 0.000 description 2
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 2
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 2
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000004060 metabolic process Effects 0.000 description 1
- 244000005700 microbiome Species 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000012797 qualification Methods 0.000 description 1
- 230000010076 replication Effects 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 239000002195 soluble material Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/04—Units comprising pumps and their driving means the pump being fluid driven
- F04D13/043—Units comprising pumps and their driving means the pump being fluid driven the pump wheel carrying the fluid driving means
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/129—Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/2931—Diverse fluid containing pressure systems
- Y10T137/2934—Gas lift valves for wells
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Load-Engaging Elements For Cranes (AREA)
- Control And Safety Of Cranes (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Оснащенное газотурбинным приводом устройство для подъема нефти представляет собой устройство для увеличения количества нефти, получаемой в единицу времени, а также процентной доли совокупного количества нефти, получаемой из нефтеносных геологических отложений. Устройство установлено в эксплуатационную колонну (1) и состоит из секций (12) и (18), разделенных перепускным пакером (11), на котором с помощью муфты (14) закреплена газовая турбина (9), при этом подъемная труба (17) с клапанами (3), (4), (6) прикреплена к турбине (9) посредством муфты (15). В подъемной трубе (17) над газовой турбиной (9) установлен обратный клапан (16). Параллельно подъемной трубе (17) с помощью хомутов (5) и (19) закреплена подводящая труба (2) турбины, нижний конец которой соединен с отверстием (20) в верхней головке (34) газовой турбины (9) с помощью гибкого шланга (7). Возможна непрерывная и периодическая эксплуатация устройства. Его можно использовать для добычи жидкостей из геологических отложений, в которых эти жидкости заключены и давление в которых является недостаточным для естественного течения.
Description
Настоящее изобретение относится к области нефтедобычи и, в частности, к добыче нефти из глубоких скважин.
В соответствии с Международной патентной классификацией (МПК), объект данного изобретения относится к подклассам Е21В 4/00 и Е21В 43/00, определяющим способы или устройства для получения нефти, газа, воды и растворимых материалов из глубоких скважин.
Техническая задача
Техническая задача, решению которой посвящено настоящее изобретение, заключается в следующем: как увеличить количество нефти, получаемой в единицу времени из буровых скважин, подверженных заметному уменьшению собственной энергии отложений, и как увеличить процентную долю количества нефти, получаемой из зоны, дренируемой такими буровыми скважинами, одновременно поддерживая управление другими параметрами добычи.
Предшествующий уровень техники
Использовавшиеся до сих пор способы увеличения добычи в единицу времени и увеличения процентной доли количества нефти, добываемой из нефтеносных отложений, можно разделить на химические, биологические и механические способы. Химические способы предусматривают нагнетание различных химических веществ в нефтеносное отложение для уменьшения вязкости нефти и облегчения ее притока в буровую скважину.
Биологические способы предусматривают нагнетание в нефтеносное отложение микроорганизмов, продукты репликации и метаболизма которых увеличивают давление в этом нефтеносном отложении и уменьшают вязкость нефти.
Механические способы включают способы укрупнения дренируемой зоны, способы увеличения давления в нефтеносном отложении, а также предусматривают использование устройств для откачивания нефти из буровых скважин.
Способы укрупнения дренируемой зоны включают способы осуществления гидравлического разрыва и бурения горизонтальных стволов.
Способы увеличения давления в отложении предусматривают добычу путем вытеснения нефти нагнетаемым газом и вытеснения нефти нагнетаемой водой.
Устройствами, предназначенными для добычи нефти из буровых скважин, давление в которых является недостаточным для естественного течения, являются следующие: скважинный насос, скважинный центробежный насос, винтовой всасывающий насос, диафрагменный всасывающий насос и газонапорное подъемное устройство, которое может быть устройством непрерывного действия и периодического действия, т. е. может обеспечивать подъем посредством поршня и посредством камеры, и устройство для добычи нефтяной текучей среды из глубоких скважин, см. патент Хорватии № Р920143. Недостаток вышеупомянутых решений, включая устройство для добычи нефтяной текучей среды из глубоких скважин, заключается в том, что любое из этих решений, используемых по отдельности, не улучшает динамику добычи или процентную долю количества нефти, получаемой из нефтеносных отложений, с поддержанием управления процессом добычи. Дополнительным недостатком решения, представленного в виде устройства для добычи нефтяной текучей среды из глубоких скважин, являются сложный монтаж и непрерывная работа, а количество нефти, добываемое в единицу времени, при этом мало и ограничено динамическим давлением, формируемым при таком режиме работы без ущерба для нефтеносного отложения.
Цель настоящего изобретения заключается в разработке устройства, увеличивающего добычу в единицу времени и процентную долю количества нефти, получаемой из нефтеносного отложения, при использовании очень малой энергии и поддержании управления добычей.
Описание решения технической задачи
Указанная техническая задача решается с помощью оснащенного газотурбинным приводом устройства для подъема нефти из глубоких скважин.
Описание чертежей
Ниже в качестве примера осуществления приводится более подробное описание изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 представляет схему оснащенного газотурбинным приводом подъемного устройства, соответствующего изобретению;
фиг. 2 - основной план газовой турбины;
фиг. 3 - поперечное сечение газовой турбины по линии А-А на фиг. 2.
Описание решения технической задачи
Указанная техническая задача решается с помощью оснащенного газотурбинным приводом устройства для подъема нефти из глубоких скважин.
Структурная конструкция оснащенного газотурбинным приводом устройства для подъема нефти обеспечивает деление эксплуатационной колонны или обсадной трубы 1 на две части, соединенные перепускным пакером 11. Над пакером 11 закреплена газовая турбина 9, а над газовой турбиной 9 закреплена подъемная труба 17. В подъемной трубе 17 над турбиной 9 установлен обратный клапан, а над этим
- 1 005614 обратным клапаном 16 на трубе 17 установлено оборудование для газонапорного (осуществляемого за счет вытеснения газом) подъема нефтяной текучей среды, состоящее из клапанов 3, 4, 6, 8, имеющих разные давления открывания. Давление открывания клапана 8, следующего после турбины, является наименьшим, а давление каждого последующего клапана больше, чем упомянутое давление. В кольцевой области 18 между подъемной трубой 17 и обсадной трубой 1 находится подводящая труба 2 турбины, прикрепленная к подъемной трубе 17 хомутами 5 и 19. Нижний конец подводящей трубы 2 турбины прикреплен к впускному отверстию 20 ротора газовой турбины 9 с помощью гибкого шланга.
Структурное соединение элементов, осуществленное вышеописанным образом, обеспечивает нагнетание газа посредством компрессора по подводящей трубе 2 турбины к впускному отверстию 20 газовой турбины для того, чтобы эта турбина начала вращаться. Газ, нагнетаемый из выпускного отверстия 28 газовой турбины через обратный клапан 10, попадает в кольцевую область 18 между подъемной трубой 17 и обсадной трубой 1. Лопатки 24 турбины обеспечивают вращение ротора 32, который содержит роторный насос 25.
Вращение роторного насоса 25, который погружен в нефть, приводит нефть в движение вверх в подъемную трубу 17. Введение газа в кольцевую область 18 вызывает увеличение давления в этой области и открывание нижнего клапана 8, давление открывания которого определяет разность между давлениями во впускном и выпускном отверстиях турбины. Газ попадает через упомянутую область в подъемную трубу 17, смешивается с нефтью и тем самым облегчает подъем этой нефти.
Увеличенное давление в кольцевой области 18, создаваемое за счет повышенного уровня нефти в подъемной трубе 17, в свою очередь - при достижении рабочих давлений - открывает вышерасположенные клапаны 6, 4, 3, отрегулированные на более высокие давления открывания, и способствует выпуску потока газа в подъемную трубу 17, делая нефть в ней легче и способствуя подъему этой нефти на поверхность.
Во время работы турбины 9 обратный клапан 16 открыт, допуская свободное течение газа вверх. Когда введение газа прекращается, турбина 9 останавливается, а давление нефти, остающейся в подъемной трубе 17, оказывает нажим на обратный клапан 16 и закрывает его. Вращение турбины в процессе ее работы создает подходящее отрицательное давление, которое распространяется на нефтеносное отложение 13. Обратный клапан 16 герметично разделяет зону 12 отрицательного давления и подъемную трубу 17, предотвращая течение нефти обратно в область 12 пониженного давления, расположенную под клапанами, и обеспечивая интенсифицированное течение нефти из нефтеносного отложения 13 в область 12 отрицательного давления. Благодаря значительной разности между давлениями в зоне 12 буровой скважины и соседней области 13, которая ниже, и в области, которая отдалена от буровой скважины, и в которой работа турбины 9 не приводит к заметному уменьшению давления, течение нефти из отдаленных областей в буровую скважину и соседнюю с ней область 12 интенсифицируется и ускоряется. Увеличение давления в области 12 под обратным клапаном, обусловленное притоком нефти из нефтеносного отложения и отдаленных областей во время простоя турбины, и увеличение этого давления до значения, превышающего давление гидростатического столба над обратным клапаном 16, заставляет этот обратный клапан в подъемной трубе 17 открываться и обеспечивать свободный приток нефти через турбину 9 вверх. После выравнивания упомянутых давлений и прекращения роста столба нефти в подъемной трубе 17 газ, введенный по подводящей трубе 2 турбины во впускное отверстие 20 турбины, заставляет турбину 9 работать и вызывает подъем нефти. Этот цикл повторяется. Такая работа турбины 9, обратного клапана 16 и клапанов 3, 4, 6, 8 в случае газонапорного подъемного устройства увеличивает количество нефти, получаемой в единицу времени, и совокупное количество нефти, получаемой из отложений 13, насыщенных жидкими углеводородами, с одновременным поддержанием управления во времени параметрами добычи. Обратный клапан 10 в выпускном отверстии 28 турбины предназначен для того, чтобы предотвращать попадание текучих сред в турбину в процессе заканчивания скважины. Это основное преимущество изобретения.
Способ осуществления изобретения
Оснащенное газотурбинным приводом подъемное устройство состоит из эксплуатационной колонны или обсадной трубы 1, которая разделена на две секции 12 и 18 перепускным пакером 11. В секции 18 расположена газовая турбина 9, прикрепленная к перепускному пакеру 11 муфтой 14. Подъемная труба 17 прикреплена к газовой турбине 9 посредством муфты 15. В подъемной трубе 17 над турбиной 9 установлен обратный клапан 16. Над этим обратным клапаном 16 на трубе 17 имеются клапаны 3, 4, 6 и 8, установленные один над другим. Параллельно впускной подъемной трубе 17 расположена подводящая труба 2 турбины, которая прикреплена к впускной подъемной трубе 17 стабилизирующими хомутами 5 и 19. Подводящая труба 2 турбины прикреплена к газовой турбине с помощью гибкого шланга 7. Газовая турбина 9 состоит из ротора 32, который имеет лопатки 24 на внешней стороне, и роторного насоса 25 внутри. Ротор 32 турбины 9 заключен в цилиндре 23, на верхней части которого навинчена верхняя головка с имеющимися в ней отверстиями 20 и 35, а на нижней части предусмотрена нижняя головка 30 с имеющимися в ней отверстиями 28 и 29, а также обратный клапан 10, установленный в выпускном отверстии 28 турбины. Ротор 32 введен своей верхней частью с возможностью вращения в подшипник 22, уплотненный уплотнениями 33 вала, а нижней частью - в подшипник 26, уплотненный уплотнениями 27
- 2 005614 вала. Газовая турбина имеет на своей верхней стороне муфту 15, а на своей нижней стороне - муфту 14. В обсадной трубе 1 газовая турбина прикреплена к обходному пакеру 11 с помощью муфты 14, а к подъемной трубе - с помощью муфты 15.
Предлагаемое устройство работает следующим образом. Газ под давлением нагнетается из компрессора по подводящей трубе 2 турбины, подсоединенной с помощью гибкого шланга 7 к отверстию 20 верхней головки 34, а затем попадает в цилиндр 23 и приводит в движение лопатки 24, которые вращают ротор 32. Роторный насос 25, который погружен в нефть, вращается вместе с ротором 32. 3а счет собственного вращения ротационный насос 25 приводит нефть в движение из нижней части обсадной трубы (т.е. из области 12) в подъемную трубу 17. Газ покидает цилиндр через отверстие 28 в нижней головке 30 и попадает в кольцевую область 18, которая герметично закупорена на ее верхней и нижней стороне. Увеличение давления газа в кольцевой области 18 открывает клапаны 3, 4, 6, 8. Клапан 8 служит также регулятором разности между давлениями в турбине и в потоке через турбину. Этот клапан отрегулирован на наименьшее давление открывания. Возможное дальнейшее увеличение давления в кольцевой области 18 приведет к поочередному открыванию клапанов 6, 4 и 3.
Эти клапаны открываются и закрываются автоматически в зависимости от давлений открывания, на которые они отрегулированы. Открывание клапанов таким образом обеспечивает попадание газа из кольцевой области 18 в подъемную колонну 17, а также подъем нефти и уменьшение давления нефти, оказывающее влияние на газовую турбину 9 и роторный насос 25. Газовая турбина 9 начинает вращаться быстрее и поднимать большее количество нефти. Когда подвод газа через подводящую трубу 2 турбины прекращается, турбина 9 моментально прекращает работать. Обратный клапан 16, который был открыт во время работы турбины, закрывается благодаря давлению гидростатического столба в подъемной трубе 17, герметично разделяя область 12 низкого давления, создаваемого за счет работы турбины 9, от верхней части подъемной трубы 17.
Благодаря разности давлений нефть течет из отдаленных частей отложения в область 12 пониженного давления, создаваемого за счет работы турбины. Через некоторое время благодаря притоку нефти в область 12 пониженного давления давление в этой области 12 увеличивается, и если оно превышает давление гидростатического столба в подъемной трубе 17, то обратный клапан 16 открывается и обеспечивает свободное течение нефти через турбину 9. Когда в турбину 9 снова вводят газ, эта турбина 9 начинает работать, и цикл повторяется.
Обратный клапан 10 в выпускном отверстии 28 турбины предотвращает попадание текучей среды в турбину в процессе заканчивания скважины.
Промышленная применимость изобретения
Это изобретение предназначено для увеличения добычи жидкостей из геологических отложений, в которых эти жидкости заключены, например, для добычи нефти или воды из глубоких скважин, в частности, в случаях частичного истощения отложений, при котором из-за низкого давления в отложении естественное течение утрачивается. Изобретение имеет целью увеличение количества нефти, получаемой из отложения в единицу времени, и увеличение процентной доли совокупного количества нефти, получаемой из отложения, с потреблением наименьшей возможной энергии.
Заявление технического решения в соответствии с этим изобретением предусматривает обычные процедуры, оборудование и материалы при условии, что квалификация обслуживающего персонала дополнительно повышена путем обучения управлению упомянутым оборудованием и обращению с ним.
Меры техники безопасности в данном случае являются стандартными и не опасными для окружающей среды. Это решение обеспечивает периодическую работу турбины с вращением на высокой скорости, что приводит к добыче большого количества нефти за короткий период времени и к созданию в областях буровой скважины низкого давления, распространяющегося на нефтеносное отложение.
Claims (1)
1. Устройство, оснащенное газотурбинным приводом, для подъема нефти, предназначенное для увеличения добычи нефти в единицу времени и процентной доли количества нефти, получаемой из нефтеносного отложения (13), в частности, из буровых скважин, подверженных заметному уменьшению собственной энергии отложений, установленное в эксплуатационной колонне или обсадной трубе (1), содержащей подъемную трубу (17), перепускной пакер (11), клапаны (3), (4), (6), (8), обратные клапаны (16, 10), турбину (9), муфты (14, 15), хомуты (5), (19), трубу (2), гибкий шланг (7), отличающееся тем, что оно содержит секции (12) и (18), разделенные перепускным пакером (11), при этом газовая турбина (9) прикреплена к перепускному пакеру (11) посредством муфты (14), подъемная труба (17) с клапанами (3), (4), (6), (8) прикреплена к турбине посредством муфты (15), а обратный клапан (16) установлен над турбиной (9) и под клапаном (8) в подъемной трубе (17), подводящая труба (2) турбины закреплена вдоль подъемной трубы (17) с помощью стабилизирующих хомутов (5), (19) и оканчивается в гибком шланге (7), входящем в газовую турбину (9) в верхней головке, тогда как обратный клапан (10) установлен в выпускном отверстии (28) турбины.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| HR20010739A HRP20010739B1 (en) | 2001-10-12 | 2001-10-12 | Gas turbine driven oil lifting device |
| PCT/HR2002/000047 WO2003044318A1 (en) | 2001-10-12 | 2002-10-11 | Gas turbine for oil lifting |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200400528A1 EA200400528A1 (ru) | 2004-12-30 |
| EA005614B1 true EA005614B1 (ru) | 2005-04-28 |
Family
ID=10947371
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200400528A EA005614B1 (ru) | 2001-10-12 | 2002-10-11 | Газовая турбина для подъёма нефти |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7278489B2 (ru) |
| EP (1) | EP1485573B1 (ru) |
| AT (1) | ATE364126T1 (ru) |
| AU (1) | AU2002366002A1 (ru) |
| CA (1) | CA2463175C (ru) |
| DE (1) | DE60220547D1 (ru) |
| EA (1) | EA005614B1 (ru) |
| HR (1) | HRP20010739B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA04003374A (ru) |
| WO (1) | WO2003044318A1 (ru) |
Families Citing this family (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB0128262D0 (en) * | 2001-11-24 | 2002-01-16 | Rotech Holdings Ltd | Artificial lift pump |
| US20070114038A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Daniels Vernon D | Well production by fluid lifting |
| CN102268979A (zh) * | 2011-08-16 | 2011-12-07 | 白虎东 | 节能型无抽油机远程集油洗井输水灌溉装置 |
| US20140271270A1 (en) * | 2013-03-12 | 2014-09-18 | Geotek Energy, Llc | Magnetically coupled expander pump with axial flow path |
| US9581000B2 (en) * | 2013-10-08 | 2017-02-28 | Harrier Technologies, Inc. | Shaft seal pressure compensation apparatus |
| US9776889B2 (en) * | 2015-03-31 | 2017-10-03 | Korea Institute Of Geoscience And Mineral Resources | Pipe-integrated oil well fluid or oilfield fluid separation apparatus, and method thereof |
| GB2592772B (en) | 2018-09-17 | 2022-11-30 | Hansen Downhole Pump Solutions As | Gas operated, retrievable well pump for assisting gas lift |
| US11613973B1 (en) * | 2020-09-22 | 2023-03-28 | KHOLLE Magnolia 2015, LLC | Downhole gas control valve having belleville washers |
| US11702937B2 (en) * | 2021-04-20 | 2023-07-18 | Saudi Arabian Oil Company | Integrated power pump |
| US11746629B2 (en) | 2021-04-30 | 2023-09-05 | Saudi Arabian Oil Company | Autonomous separated gas and recycled gas lift system |
| WO2024028626A1 (en) * | 2022-08-02 | 2024-02-08 | Totalenergies Onetech | A fluid lifting system to be placed in a fluid production well, related fluid production installation and process |
| WO2024084260A1 (en) * | 2022-10-21 | 2024-04-25 | Totalenergies Onetech | Fluid lifting system to be placed in a fluid production well, related installation and process |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3171630A (en) * | 1963-03-14 | 1965-03-02 | Dresser Ind | Well pump |
| US3299823A (en) * | 1966-07-05 | 1967-01-24 | Samuel J E Marshall | Pumps |
| US4003678A (en) * | 1975-02-10 | 1977-01-18 | E M C Energies, Inc. | Fluid operated well turbopump |
| US4292011A (en) * | 1979-08-20 | 1981-09-29 | Kobe, Inc. | Turbo pump gas compressor |
| DE3409970C1 (de) * | 1984-03-19 | 1985-07-18 | Norton Christensen, Inc., Salt Lake City, Utah | Vorrichtung zum Foerdern von fliessfaehigen Stoffen |
| GB0103576D0 (en) * | 2001-02-14 | 2001-03-28 | Axtech Ltd | Pump |
-
2001
- 2001-10-12 HR HR20010739A patent/HRP20010739B1/xx not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-10-11 MX MXPA04003374A patent/MXPA04003374A/es active IP Right Grant
- 2002-10-11 CA CA2463175A patent/CA2463175C/en not_active Expired - Fee Related
- 2002-10-11 EP EP02803470A patent/EP1485573B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-10-11 EA EA200400528A patent/EA005614B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2002-10-11 WO PCT/HR2002/000047 patent/WO2003044318A1/en active IP Right Grant
- 2002-10-11 AU AU2002366002A patent/AU2002366002A1/en not_active Abandoned
- 2002-10-11 DE DE60220547T patent/DE60220547D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-10-11 AT AT02803470T patent/ATE364126T1/de not_active IP Right Cessation
-
2004
- 2004-04-09 US US10/821,324 patent/US7278489B2/en not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| HRP20010739B1 (en) | 2009-05-31 |
| US7278489B2 (en) | 2007-10-09 |
| CA2463175A1 (en) | 2003-05-30 |
| WO2003044318A1 (en) | 2003-05-30 |
| US20050135944A1 (en) | 2005-06-23 |
| MXPA04003374A (es) | 2004-11-29 |
| DE60220547D1 (de) | 2007-07-19 |
| ATE364126T1 (de) | 2007-06-15 |
| EP1485573B1 (en) | 2007-06-06 |
| HRP20010739A2 (en) | 2004-02-29 |
| CA2463175C (en) | 2010-05-11 |
| EP1485573A1 (en) | 2004-12-15 |
| EA200400528A1 (ru) | 2004-12-30 |
| AU2002366002A1 (en) | 2003-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| EA005614B1 (ru) | Газовая турбина для подъёма нефти | |
| US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
| CN111021995B (zh) | 一种机抽排水采气井口增压工艺管柱 | |
| RU84461U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки через одну скважину | |
| RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU74163U1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти | |
| CN204041041U (zh) | 油井增液装置 | |
| RU96167U1 (ru) | Устройство для промывки скважины | |
| RU2678284C2 (ru) | Устройство для добычи высоковязкой нефти из глубоких скважин | |
| RU2680158C1 (ru) | Способ геомеханического воздействия на пласт | |
| RU2680563C1 (ru) | Способ и устройство для геомеханического воздействия на пласт | |
| RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
| RU105938U1 (ru) | Устройство для закачки жидкости в скважину | |
| RU2695194C1 (ru) | Установка и способ эксплуатации нефтяных скважин | |
| RU2812377C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка для высокодебитных скважин в условиях высокого газового фактора | |
| RU84460U1 (ru) | Скважинная насосная установка | |
| RU2190087C2 (ru) | Способ добычи скважинной жидкости | |
| RU2813873C1 (ru) | Способ разработки залежи сверхвязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин | |
| RU2821078C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненных газовых и газоконденсатных скважин | |
| RU17344U1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка | |
| RU2783453C1 (ru) | Способ эксплуатации добывающей скважины | |
| RU2737805C1 (ru) | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором | |
| RU84462U1 (ru) | Насосная установка | |
| RU2704088C1 (ru) | Глубинное газоперепускное устройство для скважины, эксплуатируемой штанговым насосом |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KG MD TJ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ TM |
|
| PC4A | Registration of transfer of a eurasian patent by assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ RU |