RU2099508C1 - Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment - Google Patents
Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2099508C1 RU2099508C1 RU95108838A RU95108838A RU2099508C1 RU 2099508 C1 RU2099508 C1 RU 2099508C1 RU 95108838 A RU95108838 A RU 95108838A RU 95108838 A RU95108838 A RU 95108838A RU 2099508 C1 RU2099508 C1 RU 2099508C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- chamber
- ejector
- plunger
- liquid
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Также может быть использовано в добыче других видов жидкостей в разных отраслях народного хозяйства. The invention relates to the oil industry. It can also be used in the extraction of other types of liquids in various sectors of the economy.
Известен способ подъема жидкости из скважин путем свабирования по колонне насосно-компрессорных труб при помощи сваба (плунжера), поднимаемого на троссе, приводимого в возвратно -поступательное движение передвижным подъемным устройством (Справочник мастера по добыче нефти, ГНТИНиГТЛ, Баку, 1952, с 34). There is a method of lifting fluid from wells by swabbing a tubing string using a swab (plunger) that is lifted on a cable, driven by a mobile lifting device into reciprocating motion (Oil Production Wizard Handbook, GNTINiGTL, Baku, 1952, p. 34) .
Недостатками этого способа и используемого устройства являются:
отсутствие стационарных автоматизированных устройств;
неконцентричность подъемных насосно -компрессорных труб;
быстрый износ глубинно-насосного оборудования;
резкие изменения нагрузок на оборудование и малая их производительность.The disadvantages of this method and the device used are:
lack of stationary automated devices;
non-concentricity of lifting tubing;
rapid wear of downhole pumping equipment;
sudden changes in equipment loads and their low productivity.
Наиболее близким техническим решением является способ подъема жидкости из скважин штанговым глубинным насосом, заключающийся в откачке предварительно дегазированной жидкости у его приема, состоящим из корпуса, плунжера, всасывающего и нагнетательных клапанов, колонн насосно-компрессорных труб и штанг. The closest technical solution is the method of lifting fluid from wells with a sucker rod pump, which consists in pumping out pre-degassed fluid at its intake, consisting of a body, plunger, suction and discharge valves, tubing columns and rods.
Недостатками этого способа и используемого глубинно-насосного устройства являются:
невозможность более полного использования для подъема жидкости подъемной силы газа;
уменьшение полезного объема камеры всасывания из-за влияния утечек жидкости через плунжер и нагнетательные клапаны, объема вредного пространства, газа, изменений физико-структурных свойств жидкости, деформации труб и штанг;
прерывистость движения жидкости при возвратно-поступательном движении плунжера.The disadvantages of this method and the used deep pumping device are:
the impossibility of more fully using the lifting force of the gas to lift the liquid;
a decrease in the useful volume of the suction chamber due to the influence of fluid leaks through the plunger and pressure valves, the amount of harmful space, gas, changes in the physical and structural properties of the fluid, deformation of pipes and rods;
intermittent fluid movement during reciprocating movement of the plunger.
Целью изобретения является увеличение пропускной способности глубинно-насосных установок и снижение затрат на добычу нефти. The aim of the invention is to increase the throughput of deep-well pumping units and reduce the cost of oil production.
Поставленная цель достигается тем, что на заданной глубине в подъемной колонне насосно-компрессорных труб устанавливают двухкамерное глубинно -насосное устройство с двумя плунжерами, отделенными друг от друга разделительной перегородкой, при помощи которых при их возвратно-поступательном движении в камерах создаются разреженные пространства, способствующие дополнительному выделению из поступающей скважинной продукции газа. При ходе вверх создается разреженное пространство под верхним плунжером и в полом штоке, соединяющем верхнюю камеру с нижней и с нижним подплунжерным пространством, из нижней камеры газожидкостную смесь отжимают с заданной скоростью через сопло эжекторного устройства, находящегося в нижнем полом штоке, при этом в полом штоке образуется разреженное пространство, которое усиливают всасывающим воздействием верхнего плунжера, что сопровождается открытием нижнего нагнетательного клапана, дополнительным разгазированием жидкости в подплунжерном пространстве нижнего плунжера и усилением потока жидкости через полый шток, резким увеличением ее объема, сопровождающимся увеличением напора и открытием нагнетательного клапана на верхнем штоке и созданием газлифтного эффекта, который усиливается при ходе плунжеров вниз как за счет пропуска по полому штоку газожидкостной смеси, находящейся в подплунжерном пространстве нижнего плунжера, так и за счет дополнительного выделения газа из жидкости, поступающей в нижнюю камеру, образующегося над этим плунжером. При достаточном газосодержании жидкости образуется непрерывный поток через глубинно -насосное устройство и резко увеличивается его производительность. This goal is achieved by the fact that at a given depth in the lifting column of the tubing, a two-chamber deep-pump device is installed with two plungers separated from each other by a dividing wall, with the help of which rarefied spaces are created during their reciprocating movement, contributing to an additional the allocation of gas from incoming well production. When moving upward, a rarefied space is created under the upper plunger and in the hollow rod connecting the upper chamber with the lower and lower plunger spaces, the gas-liquid mixture is squeezed out of the lower chamber through the nozzle of the ejector device located in the lower hollow rod, while in the hollow rod a rarefied space is formed, which is enhanced by the suction effect of the upper plunger, which is accompanied by the opening of the lower discharge valve, additional gas degassing into the sub nzherny space of the lower plunger and increased fluid flow through the hollow rod, a sharp increase in its volume, accompanied by an increase in pressure and the opening of the discharge valve on the upper rod and the creation of a gas lift effect, which is amplified when the plungers move downward as a result of the passage of the gas-liquid mixture located in the hollow rod the sub-plunger space of the lower plunger, and due to the additional release of gas from the liquid entering the lower chamber formed above this plunger. With sufficient gas content of the liquid, a continuous flow is formed through the deep-pump device and its productivity sharply increases.
Поставленная цель достигается и тем, что на заданных глубинах в хвостовике устанавливают испарительно -эжекторный регулятор, при помощи которого сначала резким расширением его сечения и турбулизацией потока жидкости интенсифицируют выделение газа при входе в эжектор, а далее делят его на два потока с большим и меньшим газосодержанием, поток жидкости с большим газосодержанием пропускают через центральный патрубок эжектора в испарительную камеру, в которой осуществляют дополнительное разгазирование, откуда более легкие компоненты через верхнюю часть разделительной камеры направляют в камеру всасывания, а далее засасывают в инжекционную трубу, в которой создается разрежение вторым потоком жидкости, куда поступают также более тяжелые компоненты дегазированной жидкости из разделительной камеры через нижние ее отверстия. В приемной камере эжектора тяжелые компоненты смешиваются с новыми порциями жидкости, поступающей из хвостовика, турбулизируя ее, способствуют дополнительному выделению газа, и, проходя через сопло эжектора, подхватывают газожидкостную смесь, поступающую из разделительной камеры в камеру всасывания. This goal is achieved by the fact that at the specified depths in the shank, an evaporator-ejector controller is installed, with the help of which, first, by sharp expansion of its cross section and turbulization of the liquid flow, the gas evolution at the entrance to the ejector is intensified, and then it is divided into two streams with a higher and lower gas content , a stream of liquid with high gas content is passed through the central nozzle of the ejector into the evaporation chamber, in which additional degassing is carried out, from where the lighter components the upper part of the separation chamber is directed into the suction chamber, and further sucked into the injection tube, wherein a vacuum is created a second liquid stream, which receives also the heavier components degassed liquid from the separation chamber through its bottom opening. In the receiving chamber of the ejector, the heavy components are mixed with new portions of the liquid coming from the liner, turbulizing it, contribute to the additional gas evolution, and passing through the ejector nozzle, they pick up the gas-liquid mixture coming from the separation chamber into the suction chamber.
Поставленная цель достигается и с помощью глубинно-насосной установки, состоящей из глубинно-насосного устройства и испарительно-эжекторного регулятора, отличающейся тем, что на заданных глубинах в подъемной колонне труб устанавливают глубинно-насосное устройство, включающее две камеры, образованные двумя плунжерами, отделенными друг от друга разделительной перегородкой, сообщающиеся между собой и подъемными колоннами, расположенными выше и ниже устройства, полыми штоками с отверстиями и с обратными клапанами, соединенными друг с другом упорной муфтой; замковое устройство с уплотнителем штока, причем нижняя часть нижнего штока выполняет и роль корпуса эжектора, внутри которого размещено его направляющее сопло, и устанавливают испарительно-эжекторный регулирятор, включающий: корпус, центральный патрубок с боковыми трубчатыми окнами, испарительную камеру с верхним и нижним отверстиями, разделительную камеру, камеру всасывания с отверстиями, приемную камеру, сопла и инжекционную трубку. This goal is achieved with the help of a deep-pumping unit, consisting of a deep-pumping device and an evaporation-ejector controller, characterized in that at a given depth in the lifting pipe string, a deep-pumping device is installed, which includes two chambers formed by two plungers separated by each other from each other by a dividing wall, communicating with each other and lifting columns located above and below the device, hollow rods with holes and with check valves connected to each other angle thrust clutch; a locking device with a rod seal, and the lower part of the lower rod also acts as an ejector body, inside which its guide nozzle is placed, and an evaporator-ejector regulator is installed, including: a body, a central pipe with side tubular windows, an evaporation chamber with upper and lower holes, a separation chamber, a suction chamber with holes, a receiving chamber, nozzles and an injection tube.
Сопоставительный анализ заявленного решения с прототипом показывает, что использование двух плунжерных пар, рабочие полости которых разделены перегородкой, сообщающихся друг с другом, с под и над плунжерными пространствами подъемных насосно -компрессорных труб, исключают не только обратное движение жидкости, которое имеет место в процессе свабирования плунжерами, но создает разрежение в зоне работы плунжеров, интенсифицируя тем самым выделение легких углеводородов в виде свободного газа, расширяя область газлифтного способа подъема нефти (скважинной продукции) из скважин. A comparative analysis of the claimed solution with the prototype shows that the use of two plunger pairs, the working cavities of which are separated by a partition communicating with each other, with under and above the plunger spaces of the lifting tubing, exclude not only the reverse movement of the fluid that occurs during the swabbing process plungers, but creates a vacuum in the area of operation of the plungers, thereby intensifying the release of light hydrocarbons in the form of free gas, expanding the scope of the gas-lift lifting method oil (well products) from wells.
Отличие состоит в том, что отсутствие всасывающего клапана под плунжером в насосе и создание зоны разрежения в зоне предлагаемого устройства при помощи последовательно расположенных плунжеров и эжекторного устройства, позволяют резко уменьшить плотность поднимаемой газожидкостной смеси, непрерывно пропускать ее через устройство и резко увеличить ее производительность, устранив тем самым основные негативные факторы, присущие способу эксплуатации скважин при помощи штанговых глубинных насосов. The difference is that the absence of a suction valve under the plunger in the pump and the creation of a vacuum zone in the zone of the proposed device using sequentially located plungers and an ejector device, can drastically reduce the density of the gas-liquid mixture to be lifted, continuously pass it through the device and dramatically increase its productivity, eliminating thereby, the main negative factors inherent in the method of operating wells using sucker rod pumps.
Отличие состоит также в том, что установкой на заданных глубинах в подъемных насосно-компрессорных трубах (в хвостовике) испарительно-эжекторных устройств возможно регулировать глубину начала выделения газа из скважинной продукции и степень интенсификации его выделения в заданных интервалах этой колонны и тем самым значительно уменьшить энергозатраты на добычу нефти. The difference also lies in the fact that by installing at a predetermined depth in the riser tubing (in the liner) of the evaporator-ejector devices, it is possible to control the depth of onset of gas evolution from the well production and the degree of intensification of its evolution at predetermined intervals of this column and thereby significantly reduce energy consumption for oil production.
Сказанное позволяет сделать вывод, что заявляемые изобретения связаны между собой единым изобретательским замыслом. The foregoing allows us to conclude that the claimed invention is interconnected by a single inventive concept.
Сравнение заявляемых технических решений с прототипом позволило установить их соответствие критерию "новизна". A comparison of the claimed technical solutions with the prototype made it possible to establish their compliance with the criterion of "novelty."
При изучении других известных решений в данной области техники не были выявлены признаки, отличающие заявляемые изобретения от прототипа, и поэтому обеспечивают заявляемому техническому решению существенные отличия. In the study of other known solutions in this technical field were not identified signs that distinguish the claimed invention from the prototype, and therefore provide the claimed technical solution with significant differences.
На чертеже представлена схема установки скважинного штангового насоса. The drawing shows the installation diagram of a downhole sucker rod pump.
Глубинно-насосная установка состоит из насосно-компрессорных труб 1, глубинно-насосного устройства 2, имеющего корпус 3, двух плунжеров 4 и 5, разделительной перегородки 6, полых штоков 7, 8 с обратными клапанами 9, 10, упора 11, замкового устройства 12 с уплотнителем 13, приемного клапана 14 с приемным каналом 15, отверстий 16 и 17 на полых штоках, толкателя 18, эжектора 19, "хвостовика" 20, испарительно -эжекторного регулятора 21, состоящего из центрального патрубка 22 с боковыми трубчатыми окнами 23, испарительной камеры 24, перегородки 25, верхнего отверстия 26, разделительной камеры 27, камеры всасывания 28, нижнего отверстия 29, приемной камеры 30, сопла 31, инжекционной трубы 32 и сливного клапана 33, находящегося в верхней части глубинно-насосного устройства. The downhole pumping unit consists of tubing 1, a downhole pumping device 2 having a housing 3, two plungers 4 and 5, a dividing wall 6, hollow rods 7, 8 with check valves 9, 10, stop 11, lock device 12 with a seal 13, a receiving valve 14 with a receiving channel 15, holes 16 and 17 on the hollow rods, a pusher 18, an ejector 19, a “shank" 20, an evaporator-ejector controller 21, consisting of a central pipe 22 with side tubular windows 23, an evaporation chamber 24, septum 25, upper hole 26, p zdelitelnoy chamber 27, the suction chamber 28, the bottom opening 29 of receiving chamber 30, the nozzle 31, the injection pipe 32 and drain valve 33 located in the upper part of the downhole pump device.
Способ подъема осуществляют следующим образом. The lifting method is as follows.
Скважинная продукция, поступающая в забой скважины попадает в "хвостовик" 20, где на рациональной глубине устанавливают испарительно-эжекторный регулятор 21, при помощи которого интенсифицируют начало выделения из скважинной продукции свободного газа, образовывая газожидкостную смесь, которую далее, при необходимости усиления разгазирования, пропускают через второй испарительно-эжекторный регулятор. Downhole products entering the bottom of the well fall into the “liner” 20, where an evaporation-ejector regulator 21 is installed at a rational depth, with which they intensify the beginning of the release of free gas from the downhole production, forming a gas-liquid mixture, which is then passed, if necessary, to enhance degassing, through the second evaporation-ejector controller.
Интенсификацией выделения свободного газа из скважинной продукции уменьшают ее плотность и увеличивают скорость движения газожидкостной смеси по хвостовику 20 заданного малого диаметра, чем создают газлифтный эффект и расширяют область выноса поступающей в скважину попутной воды. Газожидкостная смесь на заданной высоте, установленной по кривой разгазирования нефти, проходит через глубинно-насосное устройство 2, непрерывность движения в котором обеспечивают двумя плунжерными парами 4 и 5, отделенными друг от друга разделительной перегородкой 6 позволяющими создать зону разрежения при ходе плунжеров 4 и 5 вверх в камере, образованной под верхним плунжером 4, а при ходе вниз в камере, образованной над нижним плунжером 5, причем при ходе вверх разрежение производят также в нижнем полом штоке 8 и под нижним плунжером 5 и усиливают эжектором 19, установленным в этом полом штоке над обратным клапаном 10. Разрежение, созданное в хвостовике 20 под нижним плунжером 5, усиливают при его ходе вверх за счет освобождения разреженного свободного пространства, позволяющего интенсифицировать выделение газа. The intensification of the release of free gas from the borehole production reduces its density and increases the speed of the gas-liquid mixture along the shank 20 of a given small diameter, which creates a gas-lift effect and widens the area of removal of associated water entering the well. The gas-liquid mixture at a predetermined height, established by the curve of oil degassing, passes through a deep-pumping device 2, the continuity of movement in which is provided by two plunger couples 4 and 5, separated from each other by a separating partition 6 allowing to create a rarefaction zone during the course of the plungers 4 and 5 up in the chamber formed under the upper plunger 4, and during the downward movement in the chamber formed above the lower plunger 5, and during the upward movement, rarefaction is also carried out in the lower hollow stem 8 and under the lower plunger 5 and Lebanon ejector 19 installed in the hollow stem above the check valve 10. The vacuum created in the liner 20 below the lower plunger 5, increase in its upstroke due to release sparse free space, allowing gas evolution to intensify.
Глубинно-насосная установка работает следующим образом. Перед пуском в работу глубинно-насосное устройство 2 находится на заданной глубине в погруженном в скважинную продукцию состоянии при нижнем положении плунжеров 4 и 5. При этом камера, образованная между разделительной перегородкой 6 и нижним плунжером 5, заполнена скважинной жидкостью, которая при ходе плунжеров 4 и 5 вверх вытесняется через сопло эжектора 19, расположенного в полом штоке 8, в верхнюю камеру, образованную между разделительной перегородкой 6 и верхним плунжером 4, что создает разрежение в полом штоке 8 нижнего плунжера 5 и под ним в цилиндре насоса в насосно-компрессорных трубах (в хвостовике 20). The downhole pumping unit operates as follows. Before putting into operation, the downhole pumping device 2 is at a predetermined depth in the state immersed in the borehole products with the lower position of the plungers 4 and 5. In this case, the chamber formed between the dividing wall 6 and the lower plunger 5 is filled with borehole fluid, which during the course of the plungers 4 and 5 upwardly displaced through the nozzle of the ejector 19, located in the hollow rod 8, into the upper chamber formed between the dividing wall 6 and the upper plunger 4, which creates a vacuum in the hollow rod 8 of the lower plunger 5 and under m in the pump cylinder in the tubing (in the shank 20).
Разрежение усиливается также и за счет верхнего плунжера 4, при ходе которого вверх происходит отсос газожидкостной смеси, выходящей как из сопла эжектора 19, так и из подъемной колонны из-под нижнего плунжера 5 через полые штоки 7 и 8. The vacuum is also enhanced by the upper plunger 4, during which the gas-liquid mixture is sucked upward, leaving both the nozzle of the ejector 19 and the lifting column from under the lower plunger 5 through hollow rods 7 and 8.
При ходе плунжеров 4 и 5 вниз скорость движения скважинной продукции через них усиливается за счет увеличения объема выделявшегося в разреженном пространстве из нефти газа и создания газлифтного режима движения газожидкостной смеси беспрерывно через устройства, а следовательно, и по всей подъемной колонне насосно-компрессорных труб 1 и хвостовик 20. When plungers 4 and 5 move downward, the speed of movement of the borehole products through them increases due to the increase in the volume of gas released from the oil in the rarefied space and the creation of a gas-lift mode for the movement of the gas-liquid mixture continuously through the devices, and therefore throughout the lifting column of the tubing 1 shank 20.
В случае необходимости уменьшения плотности газожидкостной смеси, поднимающейся по хвостовику, разгазирование скважинной продукции начинают с больших глубин, для чего в хвостовике 20 на заданной глубине (глубинах) устанавливают испарительно -эжекторные регуляторы 21. If it is necessary to reduce the density of the gas-liquid mixture rising along the liner, the degassing of the borehole production begins from great depths, for which purpose evaporator-ejector regulators 21 are installed in the liner 20 at a predetermined depth (s).
При этом скважинная продукция из хвостовика 20, имеющего сравнительно малый диаметр, поступает в испарительно эжекторный регулятор 21 с диаметром, значительно большим диаметра хвостовика 20, где ее делят на два потока. Один поток, состоящий из более легких компонентов, поднимаемых по центральной части хвостовика, направляют в центральный патрубок эжектора 22, из которого он через его боковые трубчатые отверстия 23 выходит в испарительную камеру, где в более разреженном пространстве интенсифицируют выделение газа. Выделившийся газ и часть жидкости через верхние окна 26 поднимаются в верхнюю часть (наружного кольцевого пространства) разделительной камеры 27, далее проходят в камеру всасывания 28. Более тяжелые компоненты жидкости с остаточным свободным газом стекают в низ разделительной камеры 27 и через ее нижние отверстия 29 возвращаются в приемную камеру 30, где смешиваются с новыми порциями скважинной продукции, поступившей из периферийной части хвостовика, образуя второй поток, движущийся через сопло 31 в инжекционную трубу 32 эжектора с большой скоростью, что способствует отсасыванию газожидкостной смеси из камеры всасывания, далее происходит выбрасывание выше в подъемные трубы 1.1 In this case, the borehole products from the shank 20, having a relatively small diameter, enters the evaporator-ejector controller 21 with a diameter significantly larger than the diameter of the shank 20, where it is divided into two streams. One stream, consisting of lighter components that are lifted along the central part of the shank, is sent to the central pipe of the ejector 22, from which it exits through the side tubular openings 23 into the evaporation chamber, where gas evolution is intensified in a more rarefied space. The evolved gas and part of the liquid through the upper windows 26 rise to the upper part (outer annular space) of the separation chamber 27, then pass into the suction chamber 28. Heavier liquid components with residual free gas flow down to the bottom of the separation chamber 27 and return through its lower openings 29 in the receiving chamber 30, where they are mixed with new portions of the well products received from the peripheral part of the liner, forming a second stream moving through the nozzle 31 into the injection pipe 32 of the ejector with a high speed which contributes to the suction of the gas-liquid mixture from the suction chamber, then there is a higher discharge into the lifting pipes 1.1
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95108838A RU2099508C1 (en) | 1995-05-30 | 1995-05-30 | Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95108838A RU2099508C1 (en) | 1995-05-30 | 1995-05-30 | Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU95108838A RU95108838A (en) | 1997-05-27 |
| RU2099508C1 true RU2099508C1 (en) | 1997-12-20 |
Family
ID=20168319
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95108838A RU2099508C1 (en) | 1995-05-30 | 1995-05-30 | Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2099508C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496971C1 (en) * | 2012-02-21 | 2013-10-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Automatic device for bypass of annular gas to tubing string |
| RU2531228C1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation installation |
-
1995
- 1995-05-30 RU RU95108838A patent/RU2099508C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Справочник мастера по добычи нефти. Баку, ГНТИН и ГТЛ, 1952, с. 34. * |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496971C1 (en) * | 2012-02-21 | 2013-10-27 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Automatic device for bypass of annular gas to tubing string |
| RU2531228C1 (en) * | 2013-06-18 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation installation |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95108838A (en) | 1997-05-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| RU2297521C1 (en) | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation | |
| US5431229A (en) | Method and apparatus for utilizing the pressure of a fluid column generated by a pump to assist in reciprocating the pump plunger | |
| EP0398977A1 (en) | Apparatus for removing fluid from the ground and method for same | |
| RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
| RU2099508C1 (en) | Method for lifting gas-fluid mixture from metals and deep-well pumping unit for its embodiment | |
| RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
| RU2312985C1 (en) | Gas separator of insert oil-well pump | |
| RU2443858C2 (en) | Device for extraction of well product and water pumping to formation | |
| RU2276253C1 (en) | Method for gas-and-liquid mixture lifting from well | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
| RU2114282C1 (en) | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells | |
| RU2376461C2 (en) | Method of cyclic gaslift liquid production | |
| RU2001109157A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFILLING WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU99111983A (en) | WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| CN111520116A (en) | Oil-gas lifting device and method for high oil-gas ratio oil field | |
| SU875000A1 (en) | Gas anchor | |
| RU2293215C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
| RU2762817C1 (en) | Borehole rod pump | |
| RU2790463C1 (en) | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device | |
| RU2203396C2 (en) | Process of extraction of liquid and gas from well and sucker-rod pump plant for its embodiment | |
| RU1331U1 (en) | A device for oil production from a waterlogged well | |
| RU2779508C1 (en) | Downhole rod pump unit | |
| RU2112890C1 (en) | Pumping unit for lifting liquid from oil well |