RU2068492C1 - Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation - Google Patents
Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2068492C1 RU2068492C1 SU5035935A RU2068492C1 RU 2068492 C1 RU2068492 C1 RU 2068492C1 SU 5035935 A SU5035935 A SU 5035935A RU 2068492 C1 RU2068492 C1 RU 2068492C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pump
- pressure
- well
- lift
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области добычи нефти может быть применено для оптимизации работы скважин в условиях неполной информации о параметрах продуктивного пласта и призабойной зоны при непостоянном давлении в системе нефтегазосбора. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the field of oil production can be applied to optimize the operation of wells in conditions of incomplete information about the parameters of the reservoir and bottomhole zone at an unstable pressure in the oil and gas collection system.
Известен способ оптимизации работы скважин (Shaw S.F. Gas Lift Phinciples and Practices, Gulf Publishing Co. Houston, 1939, pp 67-69), включающий выбор типа и месторождения скважинного оборудования (насоса, газлифтного клапана), запуск и вывод на оптимальный режим скважины. A well-known method for optimizing the operation of wells (Shaw S.F. Gas Lift Phinciples and Practices, Gulf Publishing Co. Houston, 1939, pp 67-69), including the selection of the type and field of downhole equipment (pump, gas lift valve), launch and output to the optimal well mode.
Известен способ эксплуатации комбинированной системы, включающий газлифт и погружной электроцентробежный насос (Дивайн Д.Л. Идс П.Т. Ли Дж.Ф. Уинклер Х. У. Комбинированная система, включающая газлифт и погружной электроцентробежный насос. Нефть, газ и нефтехимия за рубежом N 10, 1990, с. 20-24), в котором для предупреждения поступления пластового флюида через насос, особенно в момент запуска, непосредственно выше насоса устанавливают скользящую втулку, а для гибкости регулирования режима используют клапаны, срабатывающие от давления закачиваемого газа. Глубина установки газлифтного клапана и давление его открытия выбираются таким образом, чтобы предупредить поступление закачиваемого газа в колонну НКТ через открытую втулку. A known method of operating a combined system comprising a gas lift and a submersible electric centrifugal pump (Devine D.L. Eids P.T. Lee Lee J.F. Winkler H.W. Combined system including a gas lift and a submersible electric centrifugal pump. Oil, gas and petrochemicals abroad N 10, 1990, pp. 20-24), in which to prevent the formation fluid from entering the pump through the pump, especially at the time of start-up, a sliding sleeve is installed directly above the pump, and for the flexibility of regulating the mode, valves operated by the pressure of the pumped about gas. The depth of installation of the gas lift valve and the pressure of its opening are selected in such a way as to prevent the flow of injected gas into the tubing string through the open sleeve.
Недостатком этих способов является то, что в условиях недостоверных и изменяющихся во времени значений параметров пласта, призабойной зоны скважины и нефтегазосбора (пластового давления, коэффициента продуктивности, обводненности, газосодержания и дебита добываемой продукции, давления в системе нефтегазосбора и пр. ), невозможен выбор оптимального скважинного оборудования и технологического режима его работы. Это приводит либо к многократным подъемам скважинного оборудования, либо недоборам нефти по скважине, либо к перерасходу газа высокого давления. The disadvantage of these methods is that in conditions of unreliable and time-varying values of the parameters of the formation, bottomhole zone of the well and oil and gas gathering (reservoir pressure, coefficient of productivity, water cut, gas content and flow rate of produced products, pressure in the oil and gas gathering system, etc.), it is impossible to choose the optimal downhole equipment and the technological mode of its operation. This leads either to multiple rises in the downhole equipment, or shortages of oil in the well, or to overuse of high pressure gas.
Целью изобретения является повышение эффективности и надежности работы установки, путем обеспечения оптимальной и согласованной работы пласта и подъемника за счет изменения параметров и структуры комбинированной установки (насосной и газлифтной) и оптимизации технологических режимов в условиях неполной, недостоверных и изменяющихся во времени значений скважины (пластового и устьевого давлений, коэффициента продуктивности, обводненности, газосодержания и дебита добываемой продукции). The aim of the invention is to increase the efficiency and reliability of the installation, by ensuring optimal and coordinated operation of the reservoir and elevator by changing the parameters and structure of the combined installation (pump and gas lift) and optimizing process conditions in conditions of incomplete, unreliable and time-varying values of the well (reservoir and wellhead pressures, productivity coefficient, water cut, gas content and production rate).
Эффект от применения способа выражается в основном:
в повышении добычи углеводородов;
снижении удельного расхода газа на единицу добычи углеводородов;
повышении межремонтного периода работы скважины и коэффициента эксплуатации;
повышении надежности эксплуатации и КПД комбинированной установки.The effect of the application of the method is expressed mainly:
in increasing hydrocarbon production;
decrease in specific gas consumption per unit of hydrocarbon production;
increasing the overhaul period of the well and the coefficient of operation;
improving the reliability of operation and efficiency of the combined installation.
Эффект достигается за счет обеспечения оптимизации структуры и технологических параметров комбинированной установки. The effect is achieved by optimizing the structure and technological parameters of the combined installation.
Указанная цель за счет обеспечения оптимизации структуры и технологических параметров комбинированной установки. This goal is due to the optimization of the structure and technological parameters of the combined installation.
Указанная цель достигается за счет следующий решений:
1.1. При запуске скважины газлифтом регулируют темп подачи газа для обеспечения допустимого значения скорости движения потока через насос. Это защищает насос от засорения, обеспечивает поддержание заданной рабочей характеристики и продлевает срок службы погружного оборудования;
1.2. При откачке жидкости глушения, перед запуском погружного насоса изменяют подачу газа, уточняют коэффициент продуктивности и (или) пластовое давление, это позволяет правильно подобрать структурные и регулировочные (параметрические) характеристики погружного насоса;
1.3. После запуска погружного насоса определяют технологические параметры комбинированной установки: значения давления на приеме и выкиде погружного насоса, расход газа, дебит жидкости, нефти и газа и потребляемую погружным насосом мощность;
1.4. Изменяют неоднократно подачу газа и (или) давления на устье и (или) регулировочные и (или) структурные характеристики погружного насоса и газлифта;
1.5. При каждом изменении структуры или (и) параметров комбинированной установки после стабилизации технологического режима, обеспечивающего согласованную работу пласта и комбинированной установки, уточняют информации о работе газлифта и погружного насоса;
1.6. Оптимизируют технологические параметры и структуру комбинированной установки;
1.7. Стабилизируют и поддерживают оптимальный технологический режим, обеспечивающего согласованную работу пласта и комбинированной установки, уточняют информацию о работе газлифта и погружного насоса.The specified goal is achieved through the following solutions:
1.1. When starting a well, the gas lift controls the gas supply rate to ensure that the flow rate through the pump is acceptable. This protects the pump from clogging, ensures the maintenance of a given performance and extends the life of submersible equipment;
1.2. When pumping out the damping fluid, before starting the submersible pump, the gas supply is changed, the productivity coefficient and (or) reservoir pressure are specified, this allows you to choose the structural and adjustment (parametric) characteristics of the submersible pump;
1.3. After starting the submersible pump, the technological parameters of the combined installation are determined: pressure values at the intake and discharge of the submersible pump, gas flow rate, flow rate of liquid, oil and gas and the power consumed by the submersible pump;
1.4. Repeatedly change the gas supply and (or) pressure at the mouth and (or) the regulatory and (or) structural characteristics of the submersible pump and gas lift;
1.5. With each change in the structure or (and) parameters of the combined installation after stabilization of the technological regime that ensures the coordinated operation of the reservoir and combined installation, specify information on the operation of the gas lift and submersible pump;
1.6. They optimize the technological parameters and structure of the combined installation;
1.7. They stabilize and maintain the optimal technological mode, ensuring coordinated operation of the reservoir and combined installation, clarify information on the operation of the gas lift and submersible pump.
Этот признак позволяет адаптивной процедурой обеспечить согласованную и оптимальную работу пласта и комбинированной установки. This feature allows the adaptive procedure to ensure consistent and optimal operation of the reservoir and combined installation.
2. Газлифт используют временно в момент запуска и(или) изменения режима работы скважины и (или) в моменты простоя погружного насоса. 2. Gas lift is used temporarily at the time of start-up and (or) change in the well operating mode and (or) at the time of downtime of the submersible pump.
Этот признак позволяет экономить газ высокого давления при его дефиците. This feature allows you to save high pressure gas in its deficit.
3. При наличии свободного газа на приеме насоса более: 25% для электроцентробежного, 15% для штангового, 10% для гидропоршневого и диафрагменного, 50% для винтового комбинированную установку эксплуатируют с газосепаратором, причем для электроцентробежного насоса обратный клапан устанавливают на 6-12 метров выше насоса. 3. If there is more free gas at the pump inlet: 25% for the electric centrifugal pump, 15% for the rod pump, 10% for the hydraulic piston and diaphragm pump, 50% for the screw pump, the combined installation is operated with a gas separator, and for the electric centrifugal pump, the check valve is set at 6-12 meters above the pump.
Этот признак позволяет обеспечить надежный запуск установки при кратковременных остановках, так как свободный газ будет накапливаться не в верхней части насоса, а в НКТ. This feature allows for reliable start-up of the installation during short stops, since free gas will not accumulate in the upper part of the pump, but in the tubing.
4. При эксплуатации установки "газлифт электроцентробежный насос" изменяют расход и (или) давление газа до достижения дебита скважины в диапазоне 0,65-1,25 от номинальной подачи насоса, а разность давлений между выкидом и приемом насоса при этом должна быть в пределах его рабочей напорной характеристики. 4. During operation of the "gas lift electric centrifugal pump" installation, the gas flow rate and / or pressure are changed until the well reaches a flow rate in the range of 0.65-1.25 of the nominal pump flow, and the pressure difference between the discharge and the pump intake should be within its working pressure characteristics.
Этот признак позволяет повысить КПД установки. This feature allows you to increase the efficiency of the installation.
5. При эксплуатации комбинированной установки "газлифт штанговый насос" или "газлифт винтовой насос" изменяют расход и (или) давление газа до достижения оптимальной нагрузки на установку. 5. During operation of the combined installation "gas lift sucker rod pump" or "gas lift screw pump" change the flow rate and (or) gas pressure to achieve the optimal load on the installation.
Это позволяет снизить нагрузку на оборудование (штанговую колонну, головку балансира и пр.) скважинного (глубинного) насоса и как следствие снизить вероятность обрыва штанг. This allows you to reduce the load on the equipment (rod string, balancer head, etc.) of the downhole (deep) pump and, as a result, reduce the likelihood of rod breaks.
6. При эксплуатации комбинированной установки "газлифт струйный насос" или "газлифт гидропоршневой насос" или "газлифт винтовой насос" или "газлифт диафрагменный насос" изменяют расход и (или) давление газа до достижения оптимальных значений подачи и давления рабочей жидкости при ограниченном заданном расходе рабочего агента. 6. When operating the combined gas lift jet pump or gas lift hydraulic piston pump or gas lift screw pump or gas lift diaphragm pump, the gas flow rate and / or gas pressure are changed until the optimum flow rate and working fluid pressure are reached at a limited predetermined flow rate working agent.
Этот признак позволяет не только уменьшить подачу и давление рабочей жидкости погружного насоса в оптимальном (максимальном) отборе углеводородов из пласта, но и снизить утечки рабочей жидкости в узлах погружного насоса. This feature allows not only to reduce the supply and pressure of the working fluid of the submersible pump in the optimal (maximum) selection of hydrocarbons from the reservoir, but also to reduce the leakage of the working fluid in the submersible pump units.
7. Расход газа высокого давления для каждой скважины устанавливают с учетом ограничения на суммарный ресурс газа для системы скважин и эффективности его использования при эксплуатации других комбинированных установок и газлифтных скважин. 7. The flow rate of high-pressure gas for each well is established taking into account the limitations on the total gas resource for the well system and its efficiency in the operation of other combined installations and gas-lift wells.
Этот признак позволяет наиболее эффективно использовать имеющиеся ресурсы газа высокого давления. This feature allows the most efficient use of the available resources of high pressure gas.
Процесс оптимизации осуществляется следующим образом. The optimization process is as follows.
Первоначально по известным промысловым данным подбирают месторасположение и проходное сечение циркуляционной втулки. Эти параметры подбирают таким образом, чтобы минимизировать (исключить) движение потока жидкости через насос при запуске скважины. Это делается путем предварительных гидравлических расчетов, основанных на теории течения газожидкостных смесей через сужающие отверстия. При этом расход жидкости через погружной насос должен быть таким, чтобы даже при его наличии в соответствии с законами гидродинамики (в частности закон Стокса) поток не увлекал бы механические примеси с размерами наиболее вероятными для скважинных условий и наиболее опасных для работы насоса (массовая концентрация мехпримесей не должна превышать 0,1 грамм на литр). Initially, according to well-known field data, the location and flow area of the circulation sleeve are selected. These parameters are selected in such a way as to minimize (exclude) the movement of fluid flow through the pump when starting the well. This is done by preliminary hydraulic calculations based on the theory of the flow of gas-liquid mixtures through narrowing holes. In this case, the fluid flow through the submersible pump must be such that even if it is available in accordance with the laws of hydrodynamics (in particular, the Stokes law), the flow would not entrain mechanical impurities with dimensions most probable for well conditions and most dangerous for the pump to work (mass concentration of solids should not exceed 0.1 grams per liter).
Подбирают погpужной насос, причем в комбинированной установке не нужно делать завышенный запас по напору в расчете на то, что запуск погружного насоса будет с утяжеленной жидкостью глушения, а делают расчет на постоянно добываемую жидкость с прогнозируемым содержанием нефти, газа и воды. Это не только позволяет в несколько раз снизить потребляемую мощность (тем самым повысить наработку на отказ) насосов, но и значительно расширяет область их использования. A submersible pump is selected, and in a combined installation it is not necessary to make an overestimated head supply in the expectation that the start of the submersible pump will be with a weighted kill fluid, but they will be calculated on a continuously produced liquid with a predicted oil, gas and water content. This not only allows several times to reduce the power consumption (thereby increasing the mean time between failures) of the pumps, but also significantly expands the scope of their use.
Одновременно выбирают скважинное оборудование, над погружным насосом кроме скважинных камер для газлифтных клапанов устанавливают скважинные камеры (или одну скважинную камеру) для циркуляционного клапана и съемного регулятора, недопускающего (предупреждающего) снижение давления на приеме насоса ниже заданного или устройство для поддержания динамического уровня жидкости, например, срабатывающего от изменения фазового состояния (с жидкости на газ), перепускающее жидкость в затрубное пространство в момент контакта с газовой среды. Кроме этого на устье скважины устанавливают регулятор давления в затрубном пространстве. At the same time, downhole equipment is selected, in addition to the downhole chambers for gas lift valves, downhole chambers (or one downhole chambers) are installed above the submersible pump for the circulation valve and a removable regulator to prevent (lowering) the pressure at the pump intake below a predetermined one or to maintain a dynamic liquid level, for example triggered by a change in the phase state (from liquid to gas), bypassing the liquid into the annulus at the moment of contact with the gas medium. In addition, a pressure regulator in the annulus is installed at the wellhead.
Затем после установки скважинного оборудования (спуска его в скважину) путем подачи газлифтного газа, запускают скважину и откачивают жидкость глушения. Then, after installing the downhole equipment (lowering it into the well) by supplying gas-lift gas, the well is launched and the kill fluid is pumped out.
По данным, полученным при запуске и выводе скважины на установившийся режим (кривая падения давления и (или) уровня), известными методами уточняют параметры скважины (коэффициент продуктивности и пластовое давление в зоне отбора). При необходимости коэффициент продуктивности и пластовое давление в зоне отбора определяют (уточняют) путем многократного изменения расхода газа и замера дебита жидкости и динамического уровня и или давления на приеме насоса при нескольких различных установившихся режимах (метод установившихся отборов). According to the data obtained when the well was launched and put into steady state (pressure drop curve and (or) level), well parameters (productivity coefficient and reservoir pressure in the production zone) are specified using known methods. If necessary, the productivity coefficient and reservoir pressure in the sampling zone are determined (specified) by repeatedly changing the gas flow rate and measuring the fluid flow rate and dynamic level and or pressure at the pump intake at several different steady-state modes (steady-state sampling method).
По уточненным данным о призабойной зоне скважины (коэффициент продуктивности и пластовое давление в зоне отбора) над погружным насосом в скважинную камеру (если скважинная камера одна то после извлечения циркуляционного клапана) устанавливают съемный регулятор для поддержания стабильным заданного давления на приеме насоса или устройство для поддержания динамического уровня жидкости. Этот регулятор (устройство) может управляться как от давления на приеме насоса (регулятор после себя), так и от изменения фазового состояния (с жидкости на газ). В момент достижения заранее заданного (путем зарядки) давления в затрубном пространстве на уровне регулятора давления или при контакте газовой среды с рабочим элементом регулятора динамического уровня регулятор давления (уровня) открывается (сообщает трубное и затрубное пространство) и пропускает такое количество жидкости в затрубное пространство, чтобы ее хватило не только для предупреждения срыва подачи погружной насосной установки, но и для поддержания заданного давления на приеме насоса. According to the updated data on the bottom-hole zone of the well (productivity coefficient and reservoir pressure in the selection zone), a removable regulator is installed above the submersible pump in the well chamber (if the well chamber alone after removing the circulation valve) to maintain a stable set pressure at the pump intake or device to maintain dynamic fluid level. This regulator (device) can be controlled both by pressure at the pump intake (the regulator after itself) and by changing the phase state (from liquid to gas). At the moment of reaching a predetermined (by charging) pressure in the annulus at the level of the pressure regulator or when the gas medium contacts the working element of the dynamic level regulator, the pressure (level) regulator opens (communicates the tube and annulus) and passes such an amount of fluid into the annulus, so that it is sufficient not only to prevent a breakdown in the submersible pump installation, but also to maintain a given pressure at the pump intake.
Путем регулирования расхода газа скважину выводят на номинальный режим погружного насоса. Полученную при этом информацию также используют для выбора структурных (если погружной насос спускается без спуска НКТ, например, вставной скважинный глубинный насос и струйный насос) и регулировочных (параметрических) характеристик погружного насоса. By adjusting the gas flow rate, the well is brought to the nominal mode of the submersible pump. The information obtained in this case is also used to select the structural (if the submersible pump is lowered without lowering the tubing, for example, an in-line borehole submersible pump and a jet pump) and the regulatory (parametric) characteristics of the submersible pump.
После этого запускают в работу насос и выводят систему на установившийся режим работы (согласованная работа подъемника и пласта) с заданными значениями давлений на приеме и выкиде насоса. After that, the pump is put into operation and the system is brought to a steady-state mode of operation (coordinated operation of the elevator and the reservoir) with the set pressure values at the pump inlet and outlet.
После стабилизации технологического режима замеряют или определяют расчетным путем технологические параметры работы скважины (дебит жидкости, динамический уровень, устьевое давление и пр.), газлифта (расход и давление газа) и погружной насосной установки (напряжения, силы и частоты тока для УЭЦН, УВН, диафрагменного насоса; числа качаний и длины хода для УШГН; расхода и давления рабочей жидкости для ГПН, СН). After stabilization of the technological regime, the technological parameters of the well’s operation (fluid flow rate, dynamic level, wellhead pressure, etc.), gas lift (gas flow rate and pressure), and a submersible pump unit (voltage, current strength, and frequency for ESP, UVN, diaphragm pump; number of swings and stroke lengths for USHGN; flow rate and pressure of the working fluid for GPN, SN).
Затем устанавливают новые заданные значения давлений на приеме и выкиде погружного насоса. Для этого изменяют управляющие (регулирующие) параметры: давление и (или) расход нагнетаемого газа и (или) устьевое давление (повышение с помощью регулятора давления или понижение с помощью устьевого эжектора) добываемой продукции и (или) регулировочную характеристику погружного насоса (частоту тока, подачу рабочей жидкости, числа качаний и длины ходов) до обеспечения согласованной работы комбинированной установки и призабойной зоны скважины. При этом уточняют параметры скважины, газлифта и насосной установки. Эту операцию повторяют несколько раз. То есть для оптимизации комбинированной установки получают зависимости от давлений на приеме и выкиде насоса таких величин как: расход газа, дебит и потребляемая мощность погружного насоса. Then set the new set pressure values at the intake and discharge of the submersible pump. To do this, change the control (regulatory) parameters: pressure and (or) the flow rate of the injected gas and (or) wellhead pressure (increase with the help of a pressure regulator or decrease with the help of a wellhead ejector) of the produced products and (or) the control characteristic of the submersible pump (current frequency, supply of working fluid, number of swings and stroke lengths) to ensure coordinated operation of the combined installation and the bottomhole zone of the well. At the same time, the parameters of the well, gas lift and pump unit are specified. This operation is repeated several times. That is, to optimize the combined installation, dependencies are obtained on the pressure at the inlet and outlet of the pump of such quantities as: gas flow rate, flow rate and power consumption of the submersible pump.
Если установленные значения давлений на приеме и выкиде насоса при согласованной работе пласта и подъемника не удается обеспечить за счет изменения вышеприведенных управляющих (регулирующих) параметров, то производят структурное управление за счет изменения характеристик изменяемого в процессе эксплуатации (съемного) скважинного оборудования, а именно: характеристики газлифтных клапанов, регулятора давления на приеме насоса, регулятора давления в затрубном пространстве и (или) разобщают межтрубное пространство и (или) увеличивают подачу установки путем эжекции от напора жидкости погружного насоса. При этом газлифтный клапан и регулятор давления или уровня, а также погружной насос могут меняться с помощью канатной техники (на проволоке или кабеле) или путем обратной промывки жидкостью. Для предотвращения прорыва газлифтного газа через насос при высоком давлении последнего устанавливают между газлифтным клапаном и регулятором поддержания давления (уровня) на приеме насоса стационарный пакер или пакер многоразового использования, который можно перемещать по глубине (вдоль) скважины. If the set pressure values at the pump inlet and outlet during coordinated operation of the formation and the elevator cannot be ensured by changing the above control (regulatory) parameters, then structural control is performed by changing the characteristics of the (removable) downhole equipment that is changed during operation, namely: gas lift valves, pressure regulator at the inlet of the pump, pressure regulator in the annulus and (or) disconnect the annulus and (or) increase along the cottage installation by ejection from the pressure of the liquid submersible pump. In this case, the gas lift valve and the pressure or level regulator, as well as the submersible pump can be changed using cable technology (on a wire or cable) or by backwashing with liquid. To prevent breakthrough of gas lift gas through the pump at high pressure, the latter is installed between the gas lift valve and the pressure (level) pressure regulator at the pump inlet, a stationary packer or refill packer that can be moved along the depth (along) of the well.
Затем по полученным зависимостям расхода газа, дебита и потребляемой мощности погружного насоса (сила тока и напряжение или давление и расход рабочей жидкости) от давлений на его приеме и выкиде, по заданному энергетическому и (или) надежностному, и (или) экономическому критерию оптимизируют технологические параметры и структуру комбинированной установки. Then, according to the obtained dependences of the gas flow rate, flow rate and power consumption of the submersible pump (current strength and voltage or pressure and flow rate of the working fluid) on the pressures at its intake and discharge, according to the specified energy and (or) reliability, and (or) economic criterion, the technological parameters and structure of the combined installation.
Режим и структуру комбинированной установки поддерживают на оптимальном уровне адаптируя их к изменяющимся во времени условиям и значениям параметров пласта, призабойной зоны скважины и нефтегазосбора (пластового давления, коэффициента продуктивности, обводненности, газосодержания и дебита добываемой продукции, давления в системе нефтегазосбора и пр.). The mode and structure of the combined installation are maintained at the optimum level by adapting them to changing conditions and values of the parameters of the formation, bottom-hole zone of the well and oil and gas gathering (reservoir pressure, productivity coefficient, water cut, gas content and production rate, pressure in the oil and gas gathering system, etc.).
При совместной эксплуатации насосных установок с газлифтом, для обоснования подачи оптимального расхода газа учитывают не только общий объем компримированного газа, но и изменение технологических режимов при изменении расхода газа на газлифтных и комбинированных с газлифтом скважинах, потребляющих газ высокого давления из общей системы газораспределения. То есть в качестве критерия оптимизации берется не стоимость (затраты) компримированного газа, а цена газа выраженная в тоннах нефти, которую можно дополнительно добыть, увеличив общий расход газа на одну единицу. Расход газа высокого давления для комбинированной установки определяют с учетом ограничения на суммарный ресурс газа и эффективности его использования при эксплуатации других комбинированных установок и газлифтных скважин известными методами (например, методом множителей Лагранжа) при этом в качестве критерия оптимизации может быть максимизация добычи нефти при ограничении на эксплуатационные затраты, а может быть минимизация затрат на эксплуатацию комбинированных установок и газлифтных скважин при заданном значении добычи нефти. In the joint operation of pumping installations with a gas lift, in order to justify the supply of an optimal gas flow rate, not only the total volume of compressed gas is taken into account, but also the change in process conditions when changing the gas flow rate in gas-lift and gas-lift-combined wells that consume high-pressure gas from a common gas distribution system. That is, the cost (costs) of compressed gas is not taken as the optimization criterion, but the gas price expressed in tons of oil, which can be additionally extracted by increasing the total gas consumption by one unit. The high-pressure gas flow rate for a combined installation is determined taking into account the limitations on the total gas resource and its efficiency in the operation of other combined installations and gas lift wells using known methods (for example, the Lagrange multiplier method), while maximizing oil production can be used as an optimization criterion, with operating costs, and there may be minimization of the costs of operating combined installations and gas lift wells for a given value of oil production.
Систему стационарного газлифта (компрессорный или бескомпрессорный) особенно при дефиците газа высокого давления или мобильного перемещающегося газлифта (передвижная компрессорная установка) можно использовать временно для следующих операций:
запуск скважины после ее выхода из бурения или подземного ремонта перед запуском погружного насоса;
изменения режима работы скважины с целью ее исследования или оптимизации технологического режима при изменении геолого-технических условий эксплуатации скважины;
в моменты выхода из строя (остановки) погружного насоса и ожидания ремонта скважины, из-за ее труднодоступности или из-за дефицита ремонтных ресурсов.The stationary gas lift system (compressor or uncompressed), especially if there is a shortage of high-pressure gas or a mobile moving gas lift (mobile compressor installation), can be used temporarily for the following operations:
well start-up after it leaves drilling or underground repair before the submersible pump starts;
changes in the well’s operating mode for the purpose of its study or optimization of the technological regime when changing the geological and technical conditions of the well’s operation;
at the time of failure (stop) of the submersible pump and waiting for the well to be repaired, due to its inaccessibility or due to a shortage of repair resources.
Ниже для различных типов погружных насосов приведены частные моменты, конкретизирующие, как именно, нужно изменять регулировочные и структурные характеристики насоса и газлифта. Below, for various types of submersible pumps, particular moments are given that specify how it is necessary to change the control and structural characteristics of the pump and gas lift.
При эксплуатации комбинированной установки газлифт электроцентробежный насос оперативно можно регулировать с помощью изменения частоты тока, расхода и давления газа. При содержании газа на приеме насоса более 25% в его проточных каналах начинается существенный рост газовых каверн, при этом значительно снижается площадь проходного сечения для жидкости и ухудшается взаимодействие лопаток с перекачиваемой жидкостью. При этом существенно снижается коэффициент передачи кинетической энергии вращающихся рабочих колес в потенциальную энергию (давления) перекачиваемой среды и как следствие значительно изменяются (снижаются) рабочая характеристика (напор и подача) насоса, вплоть до срыва подачи. В таких случаях на приеме насоса устанавливают (монтируется) газосепаратор. Обратный клапан устанавливается выше выкида насоса. Необходимость установления обратного клапана выше установки обусловлена наличием в перекачиваемой жидкости свободного газа. При кратковременных остановках погружного насоса (отключение электроэнергии - самозапуск) в случае установления обратного клапана непосредственно на выкиде насоса жидкость из верхней части насоса оттесняется свободным газом. При запуске такой установки некоторая часть ступеней насоса не участвует в создании давления. При этом, давление развиваемое насосом может оказаться ниже давления гидростатического столба жидкости в НКТ. Вследствие чего насос будет работать в режиме закрытой задвижки, а его подача будет отсутствовать. Все это приводит к перегреву удлинителя кабеля и электродвигателя и как следствие к отказу установки. Для устранения вышеприведенного явления обратный клапан устанавливается на заранее определенном расстоянии от выкида насоса в зависимости от газосодержания продукции, кривизны скважины, типоразмера установки, давления на приеме насоса и пр. Нижняя граница этого расстояния определяется из возможного объема накапливаемого газом при текущем давлении в момент кратковременной остановки насоса, для практического применения ее можно установить равной длине трубы (6, 8, 10, 12 м). Верхняя граница расстояния от выкида насоса до обратного клапана определяется из соображений недопустимости обратного вращения вала насоса от гидростатического столба жидкости в этом интервале, действующего на рабочие колеса с учетом глубины погружения насоса под динамический уровень. Для практического применения можно ограничиться расстоянием в 4-5 труб. Выделившийся и скопившийся при определенном давлении в затрубном пространстве газ можно использовать для периодической разгрузки подъемника газлифтом, через газлифтный клапан срабатывающий при заданной давлении. When operating a combined gas lift installation, the electric centrifugal pump can be quickly controlled by changing the current frequency, gas flow and pressure. When the gas content at the pump inlet is more than 25% in its flow channels, a significant increase in gas caverns begins, while the passage area for the liquid is significantly reduced and the interaction of the blades with the pumped liquid is worsened. In this case, the coefficient of transfer of kinetic energy of the rotating impellers to the potential energy (pressure) of the pumped medium is significantly reduced and, as a result, the operating characteristic (pressure and flow) of the pump significantly changes (decreases), up to a feed failure. In such cases, a gas separator is installed (mounted) at the pump inlet. The non-return valve is installed above the pump discharge. The need to install a check valve above the installation is due to the presence of free gas in the pumped liquid. During short stops of the submersible pump (power outage - self-start), if a non-return valve is installed directly on the pump outflow, the liquid from the upper part of the pump is forced out by free gas. When starting such an installation, some part of the pump stages is not involved in the creation of pressure. At the same time, the pressure developed by the pump may be lower than the pressure of the hydrostatic column of liquid in the tubing. As a result, the pump will operate in a closed valve mode, and its flow will be absent. All this leads to overheating of the cable extension and electric motor and, as a result, to the installation failure. To eliminate the above phenomenon, the check valve is installed at a predetermined distance from the pump discharge depending on the gas content of the product, well curvature, installation size, pressure at the pump intake, etc. The lower limit of this distance is determined from the possible volume of gas accumulated at the current pressure at the moment of short stop pump, for practical use it can be set equal to the length of the pipe (6, 8, 10, 12 m). The upper limit of the distance from the pump side to the non-return valve is determined from considerations of the inadmissibility of reverse rotation of the pump shaft from the hydrostatic liquid column in this interval, acting on the impellers, taking into account the immersion depth of the pump at a dynamic level. For practical use, you can limit yourself to a distance of 4-5 pipes. The gas released and accumulated at a certain pressure in the annulus can be used for periodic unloading of the elevator by a gas lift, which is activated at a given pressure through a gas lift valve.
Запуск комбинированной установки газлифт штанговый глубинный насос осуществляется также газлифтным способом. Затем изменением регулирующих параметров оптимизируют работу системы, с одной стороны минимизируя нагрузки на оборудование (штанги с целью снижения их обрыва, головку балансира) скважинного штангового (глубинного) насоса с другой минимизируя расход газа до достижения оптимального соотношения этих величин. После этого осуществляют уравновешивание станка качалки. При содержании газа на приеме штангового глубинного насоса более 15% используют газосепаратор. The launch of the combined installation of a gas lift sucker rod pump is also carried out by the gas lift method. Then, by changing the regulatory parameters, the system is optimized, on the one hand, minimizing the load on the equipment (rods in order to reduce their breakage, the head of the balancer) of the downhole sucker-rod (deep) pump, on the other hand, minimizing gas consumption until the optimal ratio of these values is achieved. After that carry out the balancing of the rocking machine. When the gas content at the intake of the sucker rod pump is more than 15%, a gas separator is used.
Положительное влияние газлифта на штанговый глубинный насос, кроме расширения области его применения прежде всего по напору, можно показать, например, анализируя формулу определения утечки (Qut) в зазоре плунжерной пары
Qut F • (Pout Pin)
где Pout давление на выходе насоса;
Pin давление на входе насоса;
F функционал зависящий от зазора между цилиндром и плунжером, длины плунжера, плотности и вязкости перекачиваемого пластового флюида, эксцентриситета и пр.The positive effect of a gas lift on a sucker rod pump, in addition to expanding its field of application primarily in terms of pressure, can be shown, for example, by analyzing the leakage determination formula (Qut) in the clearance of a plunger pair
Qut F • (Pout Pin)
where pout is the pressure at the pump outlet;
Pin inlet pressure of the pump;
F functional depending on the gap between the cylinder and the plunger, plunger length, density and viscosity of the pumped formation fluid, eccentricity, etc.
Как видно из формулы, утечки уменьшаются, с одной стороны при уменьшении давления на выходе насоса, что обеспечивается газлифтом путем аэрации столба жидкости над насосом, с другой стороны при увеличении давления на входе насоса, что обеспечивается за счет возможности увеличения глубины спуска насоса при комбинированной схеме эксплуатации. As can be seen from the formula, the leakage decreases, on the one hand, with a decrease in pressure at the pump outlet, which is ensured by gas lift by aeration of the liquid column above the pump, and on the other hand, with an increase in pressure at the pump inlet, which is ensured by the possibility of increasing the depth of the pump descent in the combined circuit operation.
При эксплуатации комбинированной установки газлифт струйный насос изменяют расход газа до достижения оптимальных значений подачи и давления рабочей жидкости, а также изменяют расход и давление рабочей жидкости до достижения заданного критерия оптимизации (максимизация добычи, минимизация энергии) комбинированной установки. В последнем случае руководствуются соображениями максимизации КПД установки или КПД скважины. КПД скважины при эксплуатации струйным насосом определяется (Лямаев Б.Ф. Гидроструйные насосы и установки, Ленинград, Машиностроение, 1988) по формуле:
где Qd добыча пластового флюида;
Qp расход рабочей жидкости;
Pout давление на выходе насоса;
Pin давление на входе насоса;
Pр давление рабочей жидкости, подаваемой в насос.During operation of the combined installation of a gas lift jet pump, the gas flow rate is changed to achieve the optimum flow rate and pressure of the working fluid, and the flow rate and pressure of the working fluid are changed until the specified optimization criterion (maximizing production, minimizing energy) of the combined plant is reached. In the latter case, they are guided by considerations of maximizing the efficiency of the installation or the efficiency of the well. The efficiency of a well during operation with a jet pump is determined (Lyamaev B.F. Hydro-jet pumps and installations, Leningrad, Mechanical Engineering, 1988) according to the formula:
where Qd is reservoir fluid production;
Qp flow rate;
Pout pressure at the pump outlet;
Pin inlet pressure of the pump;
Pр pressure of the working fluid supplied to the pump.
Из формулы видно, что с уменьшением давления (напора) на выходе насоса (что обеспечивается за счет газлифта) можно уменьшить подачу (Qp) и давление (Рр) рабочей жидкости. It can be seen from the formula that with a decrease in pressure (pressure) at the pump outlet (which is ensured by gas lift), it is possible to reduce the supply (Qp) and pressure (Рр) of the working fluid.
При эксплуатации комбинированной установки газлифт гидропоршневой насос изменяют расход газа до достижения оптимальной (номинальной) подачи при ограниченном заданном расходе рабочего агента. При этом минимизируют утечки в клапанах, золотниках, поршнях гидропоршневого насоса. При содержании газа на приеме насоса более 10% используют газосепаратор. When operating a combined installation of a gas lift hydraulic piston pump, the gas flow rate is changed until the optimum (nominal) flow is achieved with a limited predetermined flow rate of the working agent. At the same time, leakages in valves, spools, pistons of a hydraulic piston pump are minimized. When the gas content at the pump intake is more than 10%, a gas separator is used.
При эксплуатации комбинированной установки газлифт винтовой насос изменяют расход газа до достижения номинальной подачи и напора погружного насоса. При этом, минимизируют утечки в винтовом насосе и необходимый напор для спущенного насоса. При содержании свободного газа на приеме винтового насоса более 50% используют газосепаратор. During operation of the combined installation of a gas lift screw pump, the gas flow rate is changed until the nominal flow and pressure of the submersible pump are reached. At the same time, leakage in the screw pump and the necessary pressure for a run-down pump are minimized. When the content of free gas at the intake of the screw pump is more than 50%, a gas separator is used.
При эксплуатации комбинированной установки газлифт диафрагменный насос изменяют расход газа до достижения равенства давления на выкиде насоса с развиваемым им напором (давлением). При этом минимизируют утечки в диафрагменном насосе и требуемый напор. При наличии свободного газа на приеме диафрагменного насоса с содержанием газа более 10% используют газосепаратор. During operation of the combined installation of a gas lift diaphragm pump, the gas flow rate is changed until the pressure on the pump discharge is equal to the pressure (pressure) developed by it. At the same time, leakages in the diaphragm pump and the required pressure are minimized. If there is free gas at the intake of a diaphragm pump with a gas content of more than 10%, a gas separator is used.
Характеристику погружного насоса для изменения добычи жидкости можно существенно расширить используя частотный (тиристорный) преобразователь. The characteristic of a submersible pump for changing the fluid production can be significantly expanded using a frequency (thyristor) converter.
При необходимости увеличения добычи нефти более чем номинальная подача погружной насосной установки (УЭЦН, УВН) над последним (например, вместо циркуляционной втулки) устанавливают эжектор (струйный насос), работающий от напора жидкости и откачивающий дополнительную жидкость (пластовые флюиды) из затрубного пространства. If it is necessary to increase oil production by more than the nominal supply of a submersible pumping unit (ESP, UVN), an ejector (jet pump) is installed over the latter (for example, instead of a circulation sleeve), which works from the pressure of the liquid and pumps out additional liquid (reservoir fluids) from the annulus.
Конкретный пример реализации способа. A specific example of the implementation of the method.
Результаты сравнительных расчетов для различных способов эксплуатации скважины с помощью ЭЦН, газлифта и совместной работы газлифт и УЭЦН приведен на фигуре. Для примера была взята гипотетическая скважина Самотлорского месторождения (пласт БВ-8) с обводненностью 90% диаметрами: эксплуатационной колонны 168 мм; НКТ 89 мм; коэффициентом продуктивности 200 куб. м/сут • МПа; пластовым давлением 1,5 МПа. The results of comparative calculations for various methods of operating the well with the help of ESP, gas lift and joint work of gas lift and ESP are shown in the figure. For example, a hypothetical well of the Samotlor field (BV-8 layer) was taken with a water cut of 90% in diameters: production string 168 mm; Tubing 89 mm; productivity factor 200 cu. m / day • MPa; reservoir pressure of 1.5 MPa.
На фигуре приведены графические схемы расчетов, соответствующие пяти вариантам эксплуатации скважины. Суточный экономический эффект от использования различных вариантов эксплуатации скважин, определялся в приведенных единицах, выраженных в добыче нефти (добыча данной скважины минус затраты газлифтного газа) по следующей формуле
Э Q V • Er
где Q добыча нефти, куб.м./сут;
V расход компримированного газа, тыс. куб. метров;
Er цена газа высокого давления, выраженная в кубических метрах нефти для системы эксплуатируемых газлифтных скважинах, она показывает на сколько изменится добыча нефти в системе скважин, если суммарный расход газа изменить на одну единицу и зависит от дефицита ресурса газа высокого давления (чем больше дефицит, тем дороже газ) (куб. метров/куб.н.метров).The figure shows graphical calculation schemes corresponding to the five options for well operation. The daily economic effect of using various options for operating wells was determined in the given units expressed in oil production (production of a given well minus gas-lift gas costs) according to the following formula
E QV • Er
where Q is oil production, cubic meters / day;
V consumption of compressed gas, thousand cubic meters meters;
Er the price of high-pressure gas, expressed in cubic meters of oil for the system of exploited gas-lift wells, it shows how much oil production in the system of wells will change if the total gas flow rate is changed by one unit and depends on the shortage of the resource of high-pressure gas (the larger the deficit, the more expensive gas) (cubic meters / cubic meters).
В таблице приведены результаты пяти вариантов эксплуатации данной скважины: 1-ый вариант (с УЭЦП); 2-ой вариант (газлифт); 3, 4, 5 варианты комбинированной установки с различными давлениями на прием насоса соответственно 8.5, 9.5, 7.5 МПа. The table shows the results of five options for operating this well: 1st option (with EEC); 2nd option (gas lift); 3, 4, 5 variants of a combined installation with different pressures at the pump intake, respectively 8.5, 9.5, 7.5 MPa.
Рассмотрим более подробно некоторые варианты. Let's consider some options in more detail.
Вариант 1. Эксплуатация скважины с помощью УЭЦН (изображен пунктирной линией). При подборе УЭЦН для данной скважины глубина его подвески для УЭЦНМ6-500-1150 составила 1200 метров. Эксплуатация такой установки при минимально-возможном забойном давлении 16 МПа и давлении на приеме 8 МПа при согласовании работы системы пласт-насос-подъемник позволяет обеспечить максимум 500 куб.м/сут, а дебит нефти 50 куб.м/сутки. То есть суточный экономический эффект от использования первого варианта эксплуатации скважин составил: Э 50 куб.м/сутки.
Вариант 2. Эксплуатация скважины с помощью газлифта (изображен сплошной линией). При максимально-углубленном расположении рабочего клапана 1600 метров, подаче газа через НКТ с давлением 9 МПа и расходом 70 тыс. куб.м/сут достигается минимально возможное забойное давление 14,5 МПа. При этом дебит жидкости составляет 1000 куб.м/сут, а дебит нефти 100 куб.м/сут. Т.е. суточный эффект от использования данного варианта эксплуатации скважин будет равен Э 100 70 • 0,6 58 (куб.м/сут). Option 2. Operation of the well using a gas lift (shown by a solid line). With a maximally in-depth location of the working valve of 1,600 meters, gas supply through the tubing with a pressure of 9 MPa and a flow rate of 70 thousand cubic meters / day, the minimum possible bottomhole pressure of 14.5 MPa is reached. In this case, the fluid flow rate is 1000 cubic meters per day, and the oil flow rate is 100 cubic meters / day. Those. the daily effect from the use of this option for well operation will be equal to 100 100 • 0.6 58 (cubic meters / day).
Вариант 3. Эксплуатация скважины комбинированной установки с помощью газлифта и УЭЦН (изображено штрихпунктирной линией). Для эксплуатации был выбран УЭЦНМ6-1000-1000. При спуске насоса на глубину 1500 метров и расположении газлифтного клапана на глубине 900 метров, подаче газа через затрубное пространство с давлением 8,5 МПа и расходом 60 тыс.куб.м/сут достигается минимально возможное забойное давление 14,5 МПа, при этом дебит жидкости составляет 1000 куб.м/сут, а дебит нефти 100 куб.м/сутки. То есть суточный экономический эффект от использования третьего предлагаемого варианта эксплуатации скважин будет равен:
Э 100 60 • 0,6 64,0 (куб.м/сутки).Option 3. Operation of a well of a combined installation using gas lift and ESP (shown by a dash-dot line). For operation, UETSNM6-1000-1000 was selected. When the pump is lowered to a depth of 1,500 meters and the gas lift valve is located at a depth of 900 meters, gas is supplied through the annulus with a pressure of 8.5 MPa and a flow rate of 60 thousand cubic meters per day, the lowest possible bottom-hole pressure of 14.5 MPa is reached, while the liquid is 1000 cubic meters per day, and the oil flow rate is 100 cubic meters per day. That is, the daily economic effect of using the third proposed option for the operation of wells will be equal to:
Из рассмотренных вариантов видно, что комбинированная установка является более предпочтительной с экономической точки зрения по сравнению с УЭЦН (1-ый вариант) и газлифтом (2-ой вариант), а среди трех рассмотренных вариантов (3, 4, 5) комбинированной установки с различными давлениями на прием насоса (8.5, 9.5, 7.5) оптимальным является 3-тий вариант с давление на приеме насоса 8.5 МПа. From the options considered, it is clear that the combined installation is more preferable from an economic point of view in comparison with the ESP (first option) and gas lift (second option), and among the three considered options (3, 4, 5) the combined installation with different The pressure at the pump inlet (8.5, 9.5, 7.5) is optimal for the 3rd option with a pressure at the pump inlet of 8.5 MPa.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5035935 RU2068492C1 (en) | 1992-04-03 | 1992-04-03 | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5035935 RU2068492C1 (en) | 1992-04-03 | 1992-04-03 | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2068492C1 true RU2068492C1 (en) | 1996-10-27 |
Family
ID=21601147
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5035935 RU2068492C1 (en) | 1992-04-03 | 1992-04-03 | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2068492C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001006125A1 (en) * | 1999-07-15 | 2001-01-25 | China Petroleum & Chemical Corporation | A mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump |
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| RU2457320C1 (en) * | 2011-03-29 | 2012-07-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Дискрит" | Well operation method |
-
1992
- 1992-04-03 RU SU5035935 patent/RU2068492C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Shaw S.F., Gas Jift Principles and Practices, Gulf Publishing Co., Houston, 1939, с. 67 - 69. Дивайн Д.Л., Идс П.Т., Ли Дж.Ф., Уинклер Х.У. Комбинированная система, включающая газлифт и погружной электроцентробежный насос. - Ж. "Нефть, газ и нефтехимия за рубежом", N 10, 1990, с. 20 - 24. * |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2001006125A1 (en) * | 1999-07-15 | 2001-01-25 | China Petroleum & Chemical Corporation | A mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump |
| US6640896B1 (en) | 1999-07-15 | 2003-11-04 | China Petroleum & Chemical Corporation | Mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump |
| RU2455469C2 (en) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Method of automatic adjustment of gas well operation mode |
| RU2457320C1 (en) * | 2011-03-29 | 2012-07-27 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Дискрит" | Well operation method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Brown | Overview of artificial lift systems | |
| US4540348A (en) | Oilwell pump system and method | |
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| AU2018333283B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
| US20090145595A1 (en) | Gas assisted downhole pump | |
| WO2001016459A1 (en) | Chemical injector for oil well treatment | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| US6182751B1 (en) | Borehole sucker-rod pumping plant for pumping out gas liquid mixtures | |
| WO2015134949A1 (en) | Downhole gas separator apparatus | |
| RU2068492C1 (en) | Method of "gas-lift and submerged pump" combined aggregate operation | |
| RU2132933C1 (en) | Combined method and equipment for operating producing well | |
| RU2007133904A (en) | METHOD FOR OIL PUMPING OUT OF WELLS WITH LARGER GAS CONTENT AND ELECTRIC SHOWER INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| US20060045781A1 (en) | Method and pump apparatus for removing liquids from wells | |
| US20060045767A1 (en) | Method And Apparatus For Removing Liquids From Wells | |
| AU2020217565B2 (en) | Double hydraulic activated receptacle pump | |
| RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
| CA2373733C (en) | Full flow tubing stationary valve pump apparatus | |
| RU2078910C1 (en) | Method of oil recovery | |
| RU2364711C1 (en) | Oil well pumping unit for extraction and pumping in of water into stratum | |
| RU2817441C1 (en) | Downhole sucker-rod pump unit for oil production in conditions of high gas factor | |
| RU2150024C1 (en) | Pumping unit for oil recovery from deep wells | |
| RU2196249C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
| RU2235904C1 (en) | Method of operation of well pumps with automatically maintaining preset dynamic level of pumping out liquid medium in well (versions) | |
| RU2812377C1 (en) | Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor | |
| RU2741173C1 (en) | Method and system for optimization of operation of water-flooded gas or gas condensate well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080404 |