RU2070278C1 - Natural pressure gas lift unit with plunger lift - Google Patents
Natural pressure gas lift unit with plunger lift Download PDFInfo
- Publication number
- RU2070278C1 RU2070278C1 RU95113398/03A RU95113398A RU2070278C1 RU 2070278 C1 RU2070278 C1 RU 2070278C1 RU 95113398/03 A RU95113398/03 A RU 95113398/03A RU 95113398 A RU95113398 A RU 95113398A RU 2070278 C1 RU2070278 C1 RU 2070278C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- gas
- chamber
- well
- lift
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам эксплуатации нефтяных скважин с периодической подачей рабочего агента в их затрубное пространство. The invention relates to the field of oil production, in particular to methods of operating oil wells with periodic supply of a working agent in their annulus.
Известна установка с плунжерным лифтом, включающая колонну НКТ, плунжер, верхний амортизатор, устанавливаемый на буфере скважины и забойный амортизатор, спускаемый в скважину с колонной НКТ под уровень жидкости [1] В известном способе перемещение плунжера в цикле нагнетания происходит под воздействием накопившегося под плунжером попутного газа. При этом величина порции подаваемой жидкости регулируется погружением забойного амортизатора под уровень, а также изменением сечения проходного канала выкидной линии скважины штуцированием или с помощью задвижки. Недостатком известного устройства является то, что при накоплении на забое скважины пластовой воды увеличивается период накопления газа под плунжером, а это приводит к уменьшению частоты рабочего хода плунжера и, соответственно, к снижению производительности установки, причем накопление в стволе скважины пластовой воды отрицательно влияет на дебит скважины. Другим ее недостатком является рост отказов из-за заклинивания плунжера, обусловленного высоким содержанием песка в откачиваемой продукции скважины. В результате снижается наработка на отказ установки и уменьшается МРП скважины. A known installation with a plunger elevator, including a tubing string, a plunger, an upper shock absorber installed on the well buffer and a bottom shock absorber, lowered into the well with a tubing string at a fluid level [1] In the known method, the plunger is moved in the injection cycle under the influence of the associated accumulated under the plunger gas. In this case, the size of the portion of the supplied fluid is regulated by immersing the bottom-end shock absorber under the level, as well as by changing the cross section of the flow channel of the flow line of the well by fitting or by means of a valve. A disadvantage of the known device is that when the accumulation of produced water at the bottom of the well increases the period of gas accumulation under the plunger, which leads to a decrease in the frequency of the stroke of the plunger and, consequently, to a decrease in the productivity of the installation, and the accumulation of produced water in the borehole negatively affects the flow rate wells. Another drawback is the increase in failures due to jamming of the plunger due to the high sand content in the pumped out well products. As a result, the mean time between failures of the installation is reduced and the well-time of the well is reduced.
Известна также установка для подъема нефти из скважины плунжерным лифтом с использованием энергии газа от внешнего источника [2] В известной установке подача газа извне под плунжер осуществляется на буфере магнитным фиксатором. Ее недостатком является то, что при подаче рабочего агента (газа) происходят порывы значительных объемов газа через открытый прием забойного амортизатора в колонну НКТ. При этом газовый поток отсекает поток поступающей из пласта жидкости, вследствие чего в значительной степени увеличивается удельный расход газа и как результат, снижается КПД установки, ухудшается эффективность известной установки добычи нефти плунжерным лифтом. Also known installation for lifting oil from the well with a plunger lift using gas energy from an external source [2] In the known installation, the gas supply from the outside under the plunger is carried out on the buffer with a magnetic lock. Its disadvantage is that when a working agent (gas) is supplied, gusts of significant volumes of gas occur through the open intake of the downhole shock absorber into the tubing string. In this case, the gas flow cuts off the flow of fluid coming from the formation, as a result of which the specific gas flow rate increases significantly and, as a result, the efficiency of the installation decreases, the efficiency of the known oil production installation with a plunger lift deteriorates.
Известна установка для периодической газлифтной эксплуатации скважин совместно с плунжерным лифтом [3] выбранная в качестве прототипа. Она содержит колонну НКТ с устьевым и забойным амортизаторами и наземный перекрыватель потока жидкости из НКТ, клапан, размещенный в корпусе под забойным амортизатором, и поршень, используемый в качестве подвижного плунжера для подъема газожидкостной смеси вверх по НКТ. Поршень снабжен хвостовиком, воздействующим на клапан в момент его посадки на забойный амортизатор. Этим самым обеспечивается перекрытие канала подачи жидкости в НКТ. Однако циклическое перекрытие канала существенно ограничивает возможность максимального использования природной энергии газа из газоносных пластов и газовых шапок нефтяных месторождений для подъема нефти. В результате снижается КПД установки и возрастают удельные расходы рабочего агента (газа), подаваемого в скважину извне. A known installation for periodic gas-lift operation of wells in conjunction with a plunger elevator [3] selected as a prototype. It contains a tubing string with wellhead and downhole shock absorbers and a ground shutoff of fluid flow from the tubing, a valve located in the housing under the downhole shock absorber, and a piston used as a movable plunger to lift the gas-liquid mixture up the tubing. The piston is equipped with a shank acting on the valve at the time of its landing on the downhole damper. This ensures that the channel for supplying fluid to the tubing is closed. However, the cyclical closure of the channel significantly limits the ability to maximize the use of natural gas energy from gas-bearing formations and gas caps of oil fields for lifting oil. As a result, the efficiency of the installation decreases and the specific costs of the working agent (gas) supplied to the well from the outside increase.
Задачами заявляемого изобретения являются максимальное использование энергии природного газа газоносных пластов и газовых шапок нефтяных месторождений, в том числе попутного газа из пласта, снижение удельного расхода газа на подъем нефти, уменьшение противодавления пластовой воды на забое скважины притоку нефти из пласта и соответственно повышение дебита скважины. The objectives of the invention are the maximum use of natural gas energy in gas-bearing strata and gas caps of oil fields, including associated gas from the reservoir, reducing the specific gas flow rate for raising oil, reducing backpressure of produced water at the bottom of the well to the influx of oil from the reservoir, and accordingly increasing the flow rate of the well.
Существенные признаки заявляемого изобретения, обеспечивающие решение поставленных задач, заключаются в том, что в установке бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом, включающей колонну подъемных труб, устьевой и забойный амортизаторы, клапан под забойным амортизатором, хвостовик, опускаемый до интервала перфорации скважины, плунжер, механизм задержки плунжера на буфере, управляемые на устье запорные устройства выкидной и нагнетательной линий скважины, согласно изобретению, между забойным амортизатором и хвостовиком предусмотрена камера с приемным клапаном, размещенным в проходном канале между хвостовиком и камерой, а на боковой стенке камеры дополнительно установлен обратный клапан с калиброванным проходным отверстием, сообщающим затрубное пространство скважины с камерой и проходным каналом забойного амортизатора. Сопоставительный анализ с прототипом показывает, что заявляемая установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом отличается тем, что между забойным амортизатором и хвостовиком предусмотрена камера с приемным клапаном, размещенным в проходном канале между хвостовиком и камерой, а на боковой стенке камеры дополнительно установлен обратный клапан с калиброванным проходным отверстием, сообщающим затрубное пространство скважины с камерой и проходным каналом забойного амортизатора. The essential features of the claimed invention, providing the solution of the tasks, are that in the installation of an uncompressed gas lift with a plunger lift, including a column of lifting pipes, wellhead and bottom-hole shock absorbers, a valve under the bottom-hole shock absorber, a liner lowered to the interval of perforation of the well, plunger, delay mechanism a plunger on a buffer, shutoff devices of flow and pressure lines of the well, controlled at the mouth, according to the invention, between the downhole damper and the liner are provided Rena receiving chamber with a valve positioned in the flow channel between the liner and the chamber, and the side wall of the chamber, a check valve is further calibrated with a through hole communicating the well annulus with the chamber and the passageway of the downhole shock absorber. Comparative analysis with the prototype shows that the inventive installation of an uncompressed gas lift with a plunger lift differs in that between the bottom-hole shock absorber and the shank there is a chamber with a receiving valve located in the passage channel between the shaft and the chamber, and a check valve with a calibrated check valve is additionally installed on the side wall of the chamber a hole communicating the annulus of the well with the chamber and the passage channel of the downhole damper.
Таким образом, указанные отличительные признаки позволяют сделать вывод, что заявляемая установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом соответствует критерию "новизна". Именно исполнение установки с камерой, содержащей приемный и дополнительный обратный клапаны, размещение камеры между забойным амортизатором и хвостовиком, сообщение затрубного пространства через калиброванные проходные отверстия обратного клапана с проходным каналом забойного амортизатора установки обеспечивают, согласно заявленному изобретению, увеличение продолжительности цикла подачи рабочего агента извне, повышение в затрубном пространстве скважины давления и оттеснение этим давлением уровня жидкости в затрубном пространстве до камеры с обратным клапаном на ее боковой стенке, далее ввод рабочего агента в камеру ниже забойного амортизатора. Этим самым обеспечивается монотонная подача рабочего агента (газа) через обратный клапан в камеру и забойный амортизатор непосредственно под плунжер. Это в свою очередь способствует разгазированию потока под плунжером, и пузырьки газа, увеличиваясь в объеме по мере их движения вверх, сообщают плунжеру дополнительную скорость. Одновременно попутный газ, содержащийся в откачиваемой жидкости, также увеличивается в объеме и этим способствует увеличению скорости подъема плунжера по колонне НКТ вверх. В итоге сокращается продолжительность цикла нагнетания, увеличивается частота рабочего хода плунжера, что обеспечивает существенное повышение производительности установки. Thus, these distinctive features allow us to conclude that the inventive installation of an uncompressed gas lift with a plunger lift meets the criterion of "novelty." Namely, the execution of the installation with a chamber containing a receiving and additional check valve, the placement of the chamber between the downhole shock absorber and the shank, the communication of the annulus through the calibrated passage openings of the check valve with the passage channel of the downhole shock absorber of the installation, according to the claimed invention, increase the duration of the working agent supply cycle from the outside, increase in pressure in the annulus of the well and the displacement by this pressure of the liquid level in the annulus tve to the chamber with a check valve on its side wall, then the input of the working agent into the chamber below the bottom shock absorber. This ensures a monotonous supply of the working agent (gas) through the check valve into the chamber and the downhole damper directly under the plunger. This in turn contributes to the degassing of the flow under the plunger, and gas bubbles, increasing in volume as they move upward, tell the plunger extra speed. At the same time, the associated gas contained in the pumped liquid also increases in volume and this contributes to an increase in the rate of rise of the plunger up the tubing string. As a result, the duration of the injection cycle is reduced, the frequency of the stroke of the plunger increases, which provides a significant increase in the productivity of the installation.
Таким образом, отличительные признаки заявляемого технического решения обеспечивают максимальное использование энергии рабочего агента (газа), подаваемого извне, и энергии попутного газа из пласта для увеличения производительности установки. В результате снижается удельный расход газа, затрачиваемый на подъем нефти из скважин. Кроме того, оттеснение уровня жидкости в затрубном пространстве до камеры и введение рабочего агента (газа) именно в полость ниже забойного амортизатора и наличие хвостовика и камеры с приемным клапаном создают условия для снижения противодавления на пласт, ускорению выноса пластовой воды из забоя скважины, тем самым, увеличению притока жидкости из пласта. В итоге повышается темп отбора продукции нефтяного пласта. Thus, the distinguishing features of the claimed technical solution provide maximum use of the energy of the working agent (gas) supplied from the outside, and the energy of the associated gas from the reservoir to increase the productivity of the installation. As a result, the specific gas consumption spent on lifting oil from wells is reduced. In addition, the displacement of the fluid level in the annulus to the chamber and the introduction of the working agent (gas) in the cavity below the bottom-hole shock absorber and the presence of a liner and chamber with a receiving valve create conditions for reducing back pressure on the formation, accelerating the removal of formation water from the bottom of the well, thereby increase the flow of fluid from the reservoir. As a result, the rate of selection of oil reservoir production increases.
Другие известные технические решения [1 2] в том числе прототип [3] не обеспечивают максимальное использование энергетических возможностей природного газа и не устраняют противодавление на пласт от столба накопившейся жидкости в колонне подъемных труб установки, что отрицательно влияет на добычу нефти на обводненных скважинах. Таким образом, на основании изложенного можно заключить, что заявленное техническое решение имеет изобретательский уровень, и он не следует из существующего уровня техники. Other well-known technical solutions [1 2] including the prototype [3] do not provide the maximum use of the energy capabilities of natural gas and do not eliminate backpressure on the formation from a column of accumulated fluid in the column of the lifting pipes of the installation, which adversely affects oil production in waterlogged wells. Thus, based on the foregoing, we can conclude that the claimed technical solution has an inventive step, and it does not follow from the existing level of technology.
На фиг. 1 3 схематично изображена предлагаемая установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом: на фиг.1 то же, в исходном положении плунжера; на фиг.2 то же, в цикле нагнетания, после оттеснения уровня жидкости в затрубном пространстве до обратного клапана на боковой стенке камеры; на фиг.3 то же, после окончания цикла нагнетания, в верхнем положении плунжера. In FIG. 1 3 schematically shows the proposed installation of an uncompressed gas lift with a plunger lift: Fig. 1 is the same, in the initial position of the plunger; in Fig.2 the same, in the discharge cycle, after the fluid level in the annulus is pushed back to the check valve on the side wall of the chamber; figure 3 the same, after the end of the injection cycle, in the upper position of the plunger.
Установка бескомпрессорного газлифта с плунжерным лифтом (фиг.1) содержит колонну подъемных труб 1, устьевой 2 и забойный 3 амортизаторы, плунжер 4 с клапаном 5, механизм задержки 6 плунжера на устье, блок управления 7 с запорными устройствами 8 и 9, установленными соответственно на выкидной линии 10 и на линии подачи рабочего агента (газа) 11 и хвостовик 12. Между забойным амортизатором 3 и хвостовиком 12 установлена камера 13 с приемным клапаном 14, при этом на боковой стенке камеры установлен обратный клапан 15 с калиброванным проходным отверстием. Через обратный клапан 5 затрубное пространство 16 скважины сообщается с камерой 13, а через нее с проходным каналом 17 забойного амортизатора 3. Installation of a non-compressor gas lift with a plunger lift (Fig. 1) contains a column of lifting pipes 1, a wellhead 2 and a bottomhole 3 shock absorbers, a plunger 4 with a
Диаметр калиброванного проходного отверстия обратного клапана 15 выбран с учетом требуемого расхода газа, необходимого для обеспечения его монотонной подачи из затрубного пространства 16 в камеру 13 под забойный амортизатор 3. К камере 13 прикреплен хвостовик 12, глубину его спуска подбирают с учетом расстояния до верхних отверстий 18 интервала перфорации скважины. The diameter of the calibrated orifice of the check valve 15 is selected taking into account the required gas flow rate necessary to ensure its monotonous supply from the annular space 16 to the chamber 13 under the downhole damper 3. A shank 12 is attached to the chamber 13, its descent depth is selected taking into account the distance to the upper holes 18 interval perforation wells.
При монтаже установки на скважине колонну подъемных труб 1 компонуют с забойным амортизатором 3, плунжером 4, камерой 13 с приемным 14 и обратным 15 клапанами, хвостовиком 12 и опускают в скважину под уровень жидкости на заданную глубину. When installing the installation on the well, the column of lifting pipes 1 is assembled with a downhole damper 3, a plunger 4, a chamber 13 with a receiving 14 and a check valve 15, a liner 12 and is lowered into the well under the liquid level to a predetermined depth.
Перед запуском установки на устье скважины запорные устройства 8 и 9 закрыты, а плунжер 4 находится в исходном положении, т.е. над забойным амортизатором 3. При этом клапан 5 плунжера закрыт. Before starting the installation at the wellhead, the shut-off devices 8 and 9 are closed, and the plunger 4 is in its initial position, i.e. above the bottom shock absorber 3. In this case, the
Работает установка следующим образом. The installation works as follows.
По команде из блока управления 7 открывают запорные устройства 8 и 9 (фиг. 2) и по линии 11 (по стрелке) в затрубное пространство 16 скважины под давлением подают рабочий агент (газ). Подачу газа продолжают до повышения в затрубном пространстве 16 давления до величины, достаточной для оттеснения уровня жидкости до места установки обратного клапана 15, т.е. до камеры 13. В процессе оттеснения уровня по затрубному пространству 16 через хвостовик 12 и приемный клапан 14 поступает из пласта нефть и часть неотсепарированного попутного газа. После полного оттеснения уровня под давлением подаваемого извне рабочего агента (газа) открывается обратный клапан 15, и газ поступает в камеру 3. Под действием напора газа и поступающей из пласта по хвостовику 12 газожидкостной смеси плунжер 4 срывается с посадочного места (на фиг. 1 3 не показан) на забойном амортизаторе 3 и поднимается по колонне подъемных труб 1 вверх. По мере движения вверх плунжер 4 проталкивает перед собой жидкость. Одновременно с этим устанавливается монотонная подача газа из затрубного пространства 16 в камеру 13 через калиброванное проходное отверстие обратного клапана 15. Подача газа ускоряет движение плунжера вверх, при этом в колонне подъемных труб образуется разгазированный поток жидкости. At the command of the control unit 7, the shut-off devices 8 and 9 (Fig. 2) are opened and a working agent (gas) is supplied under pressure to the annular space 16 of the well along the line 11 (arrow). The gas supply is continued until the pressure in the annulus 16 rises to a value sufficient to push the liquid level to the installation location of the check valve 15, i.e. to the chamber 13. In the process of pushing the level through the annulus 16 through the liner 12 and the inlet valve 14, oil and part of the unseparated associated gas are supplied from the formation. After the level is completely pushed back under the pressure of the working agent (gas) supplied from the outside, the non-return valve 15 opens and the gas enters the chamber 3. Under the influence of gas pressure and gas-liquid mixture supplied from the formation through the liner 12, the plunger 4 breaks down from the seat (in Fig. 1 3 not shown) on the downhole shock absorber 3 and rises up the column of lifting pipes 1. As you move up, the plunger 4 pushes the liquid in front of you. At the same time, a monotonic gas supply from the annular space 16 to the chamber 13 is established through the calibrated check valve bore 15. The gas supply accelerates the upward movement of the plunger, while a degassed liquid stream is formed in the column of the lifting pipes.
При наличии в призабойной зоне ствола скважины столба накопившейся пластовой воды, благодаря хвостовику 12, установленному с камерой 13 под забойным амортизатором 3, капли воды увлекаются потоком газожидкостной смеси и поднимаются по проходному каналу хвостовика вверх. Монотонная подача рабочего агента (газа) из затрубного пространства 16 через обратный клапан 15 способствует насыщению потока жидкости в трубах 1 свободным газом, что приводит к снижению плотности столба жидкости под плунжером 5, поднимающимся вверх. При этом скорость потока, в том числе плунжера 4, возрастает. С увеличением скорости потока предотвращается гравитационное разделение капелек воды, содержащихся в откачиваемой жидкости. Это создает условия для ускоренного выноса воды из призабойной зоны скважин и, тем самым, обеспечивается снижение противодавления на пласт. If there is accumulated formation water in the bottom-hole zone of the borehole of the column, thanks to the liner 12 installed with the chamber 13 under the bottom-hole shock absorber 3, water drops are entrained by the gas-liquid mixture flow and rise upward through the liner passage channel. The monotonous supply of the working agent (gas) from the annulus 16 through the check valve 15 helps to saturate the fluid flow in the pipes 1 with free gas, which leads to a decrease in the density of the liquid column under the
После очередного выброса жидкости в выкидную линию 10 под воздействием восходящего потока плунжер 4 поднимается до устьевого амортизатора 2 и удерживается в верхнем положении механизмом задержки 6, при этом открывается клапан 5 плунжера. Одновременно с этим блок управления 7 подает сигнал на перекрытие запорного устройства 9, и по линии 11 прекращается подача рабочего агента (газа). При этом клапан 8 открыт и поэтому, после завершения цикла нагнетания очередной порции жидкости в выкидную линию 10, продолжается поступление жидкости из пласта через хвостовик 12 в колонну подъемных труб 1 и затрубное пространство 16. В результате уровень жидкости 19 поднимается вверх и сжимает газ в газовой полости 20, что приводит в закрытом положении запорного устройства 9 к повышению давления в газовой полости 20 затрубного пространства 16. Поэтому при открытом положении запорного устройства 8 повышение затрубного давления способствует адекватному повышению уровня жидкости 21 внутри колонны подъемных труб 1. В свою очередь благодаря приемному 14 и обратному 15 клапанам полностью исключается отток жидкости из труб 1 обратно в скважину и устраняется влияние давления столба жидкости в колонне труб 1 на пласт. Затем по команде из блока управления 7 срабатывает обратно механизм задержки 6, в результате чего плунжер 4 освобождается и под своим весом падает по колонне подъемных труб 1 вниз. В процессе падения плунжера его клапан 5 постоянно открыт, что позволяет плунжеру свободно опускаться через газовый слой 22 и столб жидкости в колонне подъемных труб 1 до забойного амортизатора 3. После удара плунжера об забойный амортизатор его клапан 5 закрывается и одновременно с посадкой плунжера на забойный амортизатор по команде из блока управления 7 открывается запорное устройство 9. Далее цикл нагнетания жидкости плунжером по колонне подъемных труб 1 вверх повторяется. After the next discharge of fluid into the flow line 10 under the influence of the upward flow, the plunger 4 rises to the wellhead shock absorber 2 and is held in the upper position by the delay mechanism 6, while the
Использование установки позволяет значительно снизить удельные расходы рабочего агента (газа), подаваемого извне, для подъема нефти из скважины и, тем самым, улучшить КПД установки, повысить эффективность добычи нефти плунжерным лифтом. Кроме того, при использовании заявляемой установки обеспечивается ускорение отбора нефти из обводненных скважин за счет удаления через хвостовик и камеру с приемным клапаном пластовой воды и снижения противодавления столба жидкости в скважине на пласт. После снятия противодавления увеличивается приток нефти и ускоряется отбор нефти из продуктивных пластов обводненных скважин. Using the installation can significantly reduce the specific costs of the working agent (gas) supplied from outside to lift oil from the well and, thereby, improve the efficiency of the installation, increase the efficiency of oil production by a ram lift. In addition, when using the inventive installation, acceleration of oil extraction from waterlogged wells is provided due to the removal of produced water through the liner and the chamber with a receiving valve and reducing the back pressure of the liquid column in the well onto the formation. After removal of the backpressure, the influx of oil increases and the selection of oil from the productive formations of waterlogged wells is accelerated.
По данным сравнительных расчетов на 10 скважинах, замена газлифта на компримированном газе предлагаемой установкой газлифта с плунжерным лифтом сокращает удельный расход газа на подъем нефти в среднем в 2 раза, при этом обеспечивается увеличение дебита скважин на 20 20% раза, при этом обеспечивается увеличение дебита скважин на 20 20%
Заявляемая установка включена в перечень объектов в техническом задании на проектирование обустройства кустов скважин на Комсомольском месторождении (АООТ "Пурнефтегаз") по энергосберегающей технологии добычи нефти. Планируется предложить к внедрению на Самотлорском месторождении (АООТ "Нижневартовскнефтегаз"). На основании изложенного можно заключить, что предлагаемое изобретение является промышленно применимым.According to comparative calculations for 10 wells, the replacement of a compressed gas gas lift by the proposed gas lift installation with a plunger lift reduces the average gas consumption for oil lifting by an average of 2 times, while this ensures an increase in well production by 20 20% times, while ensuring an increase in
The inventive installation is included in the list of objects in the terms of reference for the design of arrangement of well clusters at the Komsomolskoye field (AOOT "Purneftegas") using energy-saving oil production technology. It is planned to offer for implementation at the Samotlor field (AOOT Nizhnevartovskneftegaz). Based on the foregoing, we can conclude that the invention is industrially applicable.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95113398/03A RU2070278C1 (en) | 1995-07-27 | 1995-07-27 | Natural pressure gas lift unit with plunger lift |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95113398/03A RU2070278C1 (en) | 1995-07-27 | 1995-07-27 | Natural pressure gas lift unit with plunger lift |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2070278C1 true RU2070278C1 (en) | 1996-12-10 |
| RU95113398A RU95113398A (en) | 1997-07-20 |
Family
ID=20170735
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95113398/03A RU2070278C1 (en) | 1995-07-27 | 1995-07-27 | Natural pressure gas lift unit with plunger lift |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2070278C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003093636A1 (en) * | 2002-04-30 | 2003-11-13 | Vladimir Igorevich Shulyatikov | Flying valve and well production method |
| US9068443B2 (en) | 2012-10-31 | 2015-06-30 | Epic Lift Systems Llc | Plunger lift apparatus |
| US9109424B2 (en) | 2013-06-28 | 2015-08-18 | Epic Lift Systems Llc | Gas lift plunger |
| US9689242B2 (en) | 2012-10-31 | 2017-06-27 | Epic Lift Systems Llc | Dart plunger |
-
1995
- 1995-07-27 RU RU95113398/03A patent/RU2070278C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 1. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1973, с. 196, рис. 92. 2. Авторское свидетельство СССР N 619631, кл. E 21 B 43/00, 1978. 3. Авторское свидетельство СССР N 891893, кл. E 21 B 43/00, 1981. * |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2003093636A1 (en) * | 2002-04-30 | 2003-11-13 | Vladimir Igorevich Shulyatikov | Flying valve and well production method |
| US7270187B2 (en) | 2002-04-30 | 2007-09-18 | Vladimir Igorevich Shulyatikov | Flying valve and well production method |
| US9068443B2 (en) | 2012-10-31 | 2015-06-30 | Epic Lift Systems Llc | Plunger lift apparatus |
| US9689242B2 (en) | 2012-10-31 | 2017-06-27 | Epic Lift Systems Llc | Dart plunger |
| US9790772B2 (en) | 2012-10-31 | 2017-10-17 | Epic Lift Systems Llc | Plunger lift apparatus |
| US9109424B2 (en) | 2013-06-28 | 2015-08-18 | Epic Lift Systems Llc | Gas lift plunger |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2196892C2 (en) | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds | |
| CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| US4275790A (en) | Surface controlled liquid removal method and system for gas producing wells | |
| US20040129428A1 (en) | Plunger lift deliquefying system for increased recovery from oil and gas wells | |
| US7658229B2 (en) | Gas lift chamber purge and vent valve and pump systems | |
| US4662831A (en) | Apparatus for fracturing earth formations while pumping formation fluids | |
| EP1618281B1 (en) | Mandrel for a gas lift valve | |
| CN109723408A (en) | A kind of Split type intelligent plunger with pulley mechanism | |
| RU2147336C1 (en) | Device for hydraulic-pulse treatment of bed | |
| CA2775105C (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
| RU2070278C1 (en) | Natural pressure gas lift unit with plunger lift | |
| RU2373378C2 (en) | Method for well cleaning from proppant plug | |
| RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU2312985C1 (en) | Gas separator of insert oil-well pump | |
| CN103470221B (en) | Method made by the connection that pump was taken out and examined to oil pipe under underbalance, no killing well gaslift, axle | |
| CN110500264B (en) | Using method of long-plunger sand-prevention long oil well pump with sand blocking liquid passing device | |
| EP0984134A2 (en) | Method and apparatus for down-hole oil/water separation during oilwell pumping operations | |
| RU43907U1 (en) | ADJUSTABLE HYDRAULIC BOILER | |
| RU2252310C2 (en) | Face device for gas-lift operation of wells | |
| RU2297522C1 (en) | Device for simultaneous separate operation of two formations | |
| RU2052081C1 (en) | Process of periodic gas-lifting operation and device for its implementation | |
| SU1064042A1 (en) | Combined-type borehole liquid elevator | |
| RU2270334C1 (en) | Well development method | |
| RU2276253C1 (en) | Method for gas-and-liquid mixture lifting from well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20040728 |