RU2334079C1 - Well pump facility for oil production and water injection to stratum - Google Patents
Well pump facility for oil production and water injection to stratum Download PDFInfo
- Publication number
- RU2334079C1 RU2334079C1 RU2007107266/03A RU2007107266A RU2334079C1 RU 2334079 C1 RU2334079 C1 RU 2334079C1 RU 2007107266/03 A RU2007107266/03 A RU 2007107266/03A RU 2007107266 A RU2007107266 A RU 2007107266A RU 2334079 C1 RU2334079 C1 RU 2334079C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- pump
- oil
- channel
- inlet
- Prior art date
Links
Landscapes
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти и утилизации попутно добываемой воды.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for oil production and disposal of produced water.
Известно устройство для добычи нефти из обводненного продуктивного пласта (патент RU №2190094, МПК 7 Е21В 43/38, С02F 1/48, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2002 г.), содержащее колонну насосно-компрессорных труб, два винтовых насоса с общим валом, приемную камеру, размещенную напротив продуктивного интервала, пакер, изолирующий продуктивный пласт, при этом устройство снабжено омагничивателями, установленными в приемной камере, куда поступает водогазонефтяная смесь из продуктивного пласта, при этом общий вал винтовых насосов выполнен магнитным, при этом омагничиватели винтовых насосов обладают разными магнитными свойствами, для чего они выполнены со ступенчатой внутренней поверхностью и установлены на верхнем насосе расширенной частью вверх, а на нижнем насосе - расширенной частью вниз, при этом омагничиватели установлены каждый с возможностью ограниченного осевого перемещения и фиксации относительно приема насоса, причем длина входного омагничивателя выбрана не менее длины перфорированной части обсадной колонны.A device for producing oil from an irrigated reservoir is known (patent RU No. 2190094, IPC 7 ЕВВ 43/38, С02F 1/48, published in Bulletin No. 27 of 09/27/2002), containing two tubing strings screw pumps with a common shaft, a receiving chamber located opposite the production interval, a packer isolating the reservoir, the device is equipped with magnetizers installed in the receiving chamber, where the gas-oil mixture from the reservoir is supplied, while the common shaft of the screw pumps is made magnetic, while omagni Ateliers of screw pumps have different magnetic properties, for which they are made with a stepped inner surface and are installed on the upper pump with the extended part up, and on the lower pump with the expanded part down, with each magnetizer installed with the possibility of limited axial movement and fixing relative to the pump intake, moreover, the length of the input magnetizer selected at least the length of the perforated part of the casing.
Наиболее близкой по технической сущности является скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт (патент RU №2284410, МПК 7 Е21В 43/40, 43/14, опубл. в бюл. №27 от 27.09.2006 г.), содержащая насосы с возможностью их последовательного расположения в скважине и имеющих входные и выходные устройства, привод насосов и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, один из которых с водонефтяной смесью, а другой, нижний, - для приема воды, при этом скважинная насосная установка содержит винтовые насосы с их приводом на поверхности и полированный шток с сальником, соединяющим червячный вал верхнего насоса с червячным валом нижнего насоса, входное устройство которого имеет радиальные отверстия для поступления водной фазы из водонефтяной смеси, и пазы, при этом нижний насос имеет кожух, образующий канал для нагнетания воды в нижний пласт через этот канал, и пазы входного устройства нижнего насоса при том же вращении червячного вала.The closest in technical essence is a downhole pumping unit for oil production and water injection into the reservoir (patent RU No. 2284410, IPC 7 ЕВВ 43/40, 43/14, published in bulletin No. 27 dated 09/27/2006), containing pumps with the possibility of their sequential location in the well and having input and output devices, a pump drive and a packer having the ability to be located between the layers in the well, one of which is with a water-oil mixture, and the other, the lower one, is for receiving water, while the downhole pumping unit contains screw pumps with their drive on Surfaces and a polished rod with an oil seal connecting the worm shaft of the upper pump with the worm shaft of the lower pump, the input device of which has radial holes for the aqueous phase from the oil-water mixture, and grooves, while the lower pump has a casing forming a channel for pumping water into the lower layer through this channel, and the grooves of the input device of the lower pump with the same rotation of the worm shaft.
Как аналогу, так и прототипу в той или иной степени присущи общие недостатки:Both analog and prototype have, to one degree or another, common flaws:
во-первых, необходимо заранее подбирать соотношение подач винтовых насосов, которые не регулируются в процессе эксплуатации в зависимости от соотношения долей нефти и воды в пластовой жидкости, которые изменяются в процессе эксплуатации, а это не позволяет эффективно вести отбор продукции, то есть в добываемой нефти может быть вода и, наоборот, в воде, которую закачивают в пласт, может быть нефть;firstly, it is necessary to pre-select the ratio of the flow of screw pumps, which are not regulated during operation, depending on the ratio of the shares of oil and water in the reservoir fluid, which change during operation, and this does not allow efficient selection of products, i.e., in produced oil there may be water and, conversely, in the water that is pumped into the reservoir, there may be oil;
во-вторых, низкая степень скважинной сепарации водогазонефтяной смеси, которая происходит только в межколонном пространстве скважины на приеме насоса, что не позволяет качественно разделить водогазонефтяную смесь на легкую (нефть) и тяжелую (воду) жидкие фазы;secondly, the low degree of borehole separation of the gas-oil mixture, which occurs only in the annulus of the well at the pump intake, which does not allow a high-quality separation of the gas-oil mixture into light (oil) and heavy (water) liquid phases;
в-третьих, высокое потребление электроэнергии винтовыми насосами.thirdly, high electricity consumption by screw pumps.
Технической задачей изобретения является повышение качества скважинной сепарации водогазонефтяной смеси на жидкие фазы, а также снижение затрат на потребляемую электроэнергию с возможностью регулируемого отбора нефти из скважины.An object of the invention is to improve the quality of downhole separation of the gas-oil mixture into liquid phases, as well as reducing the cost of electricity consumed with the possibility of controlled selection of oil from the well.
Поставленная техническая задача решается скважинной насосной установкой для добычи нефти и закачки воды в пласт, содержащая насосы с возможностью их последовательного расположения в скважине и имеющие входные и выходные устройства, устьевой привод насосов, соединенный штоками с ними, и пакер, имеющий возможность расположения между пластами в скважине, один из которых с водонефтяной смесью, а другой, нижний, - для приема воды, при этом входное устройство расположено ниже верхнего насоса, а выходное устройство нижнего насоса выполнено в виде канала, проходящего через пакер, для нагнетания воды в нижний пласт.The stated technical problem is solved by a borehole pumping unit for oil production and water injection into a formation containing pumps with the possibility of their sequential location in the well and having input and output devices, a wellhead pump drive connected by rods to them, and a packer having the ability to be located between the layers in well, one of which is with a water-oil mixture, and the other, the lower one, is for receiving water, while the input device is located below the upper pump, and the output device of the lower pump is made in de channel passing through the packer to inject water into the lower layer.
Новым является то, что насосы выполнены плунжерными, привод - с возможностью осуществления возвратно-поступательного перемещения, причем входное устройство верхнего насоса выполнено в виде цилиндрической емкости с водоотталкивающим покрытием изнутри, верхним боковым отверстием и герметично вставленным внутрь сверху входным патрубком верхнего насоса, при этом нижний насос выполнен в виде цилиндра, герметично вставленного в канал пакера, с полым плунжером, полый шток которого жестко соединен с емкостью, причем входное устройство нижнего насоса выполнено из двух устройств, первое из которых выполнено в виде канала, сообщающего полый шток с емкостью, а второе - в виде заглушенного сверху патрубка с боковым каналом вверху, сообщающим полый шток с входным патрубком верхнего насоса выше емкости, при этом площадь кольцевого сечения между входным патрубком и емкостью выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде не более чем в два раза, а минимальный объем входного патрубка между боковым каналом заглушенного патрубка и верхним насосом должен быть не менее половины объема жидкости, поступающей в насос при всасывании.What is new is that the pumps are plunger-driven, the drive is capable of reciprocating movement, and the input device of the upper pump is made in the form of a cylindrical tank with a water-repellent coating from the inside, the upper side opening and the inlet pipe of the upper pump sealed inwardly from above, while the lower the pump is made in the form of a cylinder, hermetically inserted into the channel of the packer, with a hollow plunger, the hollow rod of which is rigidly connected to the tank, and the input device is lower about the pump is made of two devices, the first of which is made in the form of a channel communicating a hollow rod with a tank, and the second is in the form of a pipe muffled from above with a side channel at the top communicating a hollow rod with an inlet pipe of the upper pump above the tank, while the annular cross-sectional area between the inlet pipe and the tank is selected in such a way that the maximum flow rate of the oil-water mixture down in this section exceeds the rate of rise of oil in water by no more than two times, and the minimum volume of the inlet pipe between the sides m channel of the plugged pipe and the upper pump must be at least half the volume of fluid entering the pump during suction.
На чертеже схематично изображена конструкция предлагаемой скважинной насосной установки для добычи нефти и закачки воды в пласт.The drawing schematically shows the design of the proposed downhole pumping unit for oil production and water injection into the reservoir.
Скважинная насосная установка для добычи нефти и закачки воды в пласт содержит насосы 1 и 2, выполненные плунжерными с возможностью их последовательного расположения в скважине 3, причем устьевой привод (не показано) насосов 1 и 2 выполнен с возможностью осуществления возвратно-поступательного перемещения.The downhole pumping unit for oil production and water injection into the formation contains pumps 1 and 2, made plunger with the possibility of their sequential location in the well 3, and wellhead drive (not shown) of pumps 1 and 2 is made with the possibility of reciprocating movement.
Каждый из плунжерных насосов 1 и 2 имеет входные 4 и 5, а также выходные 6 и 7 устройства соответственно, а также штоки 8 и 9 соответственно. Установка также содержит пакер 10, имеющий возможность расположения между пластами 11 и 12, причем верхний 11 - это обводненный продуктивный пласт, откуда производится добыча водогазонефтяной смеси, а нижний 12 - пласт для приема воды.Each of the plunger pumps 1 and 2 has input 4 and 5, as well as output 6 and 7 devices, respectively, as well as rods 8 and 9, respectively. The installation also contains a packer 10, which can be positioned between formations 11 and 12, with the top 11 being a waterlogged producing formation, from which the gas-oil mixture is produced, and the bottom 12 is a formation for receiving water.
Входное устройство 4 расположено ниже верхнего насоса 1 и выполнено в виде цилиндрической емкости с водоотталкивающим покрытием 13 изнутри и верхним боковым отверстием 14 и герметично вставленным внутрь сверху входным патрубком 15 верхнего насоса 1, то есть нижняя часть входного патрубка является частью цилиндической емкости 4 и также покрыта снаружи водоотталкивающим покрытием.The inlet device 4 is located below the upper pump 1 and is made in the form of a cylindrical tank with a water-repellent coating 13 from the inside and the upper side hole 14 and the inlet pipe 15 of the upper pump 1 sealed inwardly from above, that is, the lower part of the inlet pipe is part of the cylinder tank 4 and is also covered outside with a water-repellent coating.
Внутреннее водоотталкивающее покрытие 13 цилиндрической емкости 4 ускоряет разделение водогазонефтяной смеси на фракции (газ, воду, нефть).The internal water-repellent coating 13 of the cylindrical tank 4 accelerates the separation of the gas-oil mixture into fractions (gas, water, oil).
Нижний насос 2 выполнен в виде цилиндра 16, герметично вставленного в канал 17 пакера 10 с полым плунжером 18, шток 9 которого выполнен полым и жестко соединен с цилиндрической емкостью 4. Входное устройство 5 нижнего насоса 2 выполнено из двух устройств, первое из которых выполнено в виде канала 19, сообщающего полый шток 9 с цилиндрической емкостью 4, а второе - в виде заглушенного сверху патрубка 20 с боковым каналом 21 вверху, сообщающим полый шток 9 с входным патрубком 14 верхнего насоса 1 выше емкости 4.The lower pump 2 is made in the form of a cylinder 16, hermetically inserted into the channel 17 of the packer 10 with a hollow plunger 18, the rod 9 of which is hollow and rigidly connected to the cylindrical tank 4. The input device 5 of the lower pump 2 is made of two devices, the first of which is made in the form of a channel 19, communicating a hollow rod 9 with a cylindrical tank 4, and the second in the form of a pipe 20 blanked from above with a side channel 21 at the top, communicating a hollow rod 9 with an inlet pipe 14 of the upper pump 1 above the tank 4.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Сначала в скважину 3, например, на технологической колонне насосно-компрессорных труб (не показано) спускают цилиндр 16 нижнего насоса 2, на наружной поверхности которого герметично и жестко зафиксирован пакер 10, и устанавливают его между пластом 11, из которого производят откачку обводненной продукции (водогазонефтяной смеси), и пластом 12, в который производят закачку воды (например, поглощающим). После этого производят посадку и запакеровку пакера 10, после чего технологическую колонну насосно-компрессорных труб извлекают из скважины 3.First, a cylinder 16 of the lower pump 2 is lowered into the well 3, for example, on a tubing string (not shown), on the outer surface of which the packer 10 is hermetically and rigidly fixed, and it is installed between the reservoir 11 from which the water-cut product is pumped out ( water-gas mixture), and reservoir 12, which produce the injection of water (for example, absorbing). After that, the packer 10 is planted and packaged, after which the tubing casing is removed from the well 3.
Далее в скважину 3 на колонне НКТ 22 в сборе спускают оставшуюся часть устройства до тех пор, пока полый плунжер 18 нижнего насоса 2 герметично не войдет в цилиндр 15 нижнего насоса 2 и не упрется в его верхний торец 23 пакера 10.Next, the remaining part of the device is lowered into the well 3 on the tubing string 22 until the hollow plunger 18 of the lower pump 2 seals tightly into the cylinder 15 of the lower pump 2 and abuts against its upper end 23 of the packer 10.
Запускают устройство в работу, при этом в качестве плунжерных насосов 1 и 2 применяются обычные штанговые глубинные насосы (ШГН) любой известной конструкции, причем плунжер (не показано) верхнего насоса 1, соединенный со штоком 8, под действием привода совершает осевое возвратно-поступательное перемещение.The device is put into operation, while conventional plunger deep-well pumps (SHG) of any known design are used as plunger pumps 1 and 2, and the plunger (not shown) of the upper pump 1, connected to the rod 8, undergoes an axial reciprocating movement .
Полый плунжер 17 нижнего насоса 2 жестко соединен с колонной насосно-компрессорных труб 22 посредством полого штока 9, емкости 4 и входного патрубка 14 с корпусом верхнего насоса 1 и совершает осевое возвратно-поступательное перемещение за счет растяжения-сжатия колонны насосно-компрессорных труб 22, происходящего в результате работы устройства, при этом цилиндр 16 нижнего насоса 2 остается неподвижным благодаря пакеру 10, который запакерован в скважине 3.The hollow plunger 17 of the lower pump 2 is rigidly connected to the tubing string 22 by means of the hollow rod 9, the reservoir 4 and the inlet pipe 14 with the upper pump housing 1 and performs axial reciprocating movement due to tension-compression of the tubing string 22, resulting from the operation of the device, while the cylinder 16 of the lower pump 2 remains stationary thanks to the packer 10, which is packaged in the well 3.
В процессе работы устройства водогазонефтяная смесь из обводненного продуктивного пласта 11 поступает во внутрискважинное пространство 24 скважины 3, где под действием сил гравитации происходит разделение водогазонефтяной смеси на жидкие фазы и газ. Газ по внутрискважинному пространству 24 между колонной насосно-компрессорных труб 22 и скважиной 3 поднимается на поверхность.During the operation of the device, the gas-oil mixture from the flooded productive formation 11 enters the downhole space 24 of the well 3, where, under the influence of gravity, the gas-oil mixture is divided into liquid phases and gas. Gas in the downhole space 24 between the tubing string 22 and the well 3 rises to the surface.
Жидкие фазы разделяются, причем более тяжелая жидкая фаза (вода) оседает вниз, а более легкая (нефть) поднимается наверх. Нефть вместе с остатками воды, неотделившейся от нефти, во внутрискважинном пространстве 24 через верхнее боковое отверстие 14 попадает в емкость 4 и по кольцевому сечению s между наружной стенкой емкости 4, выполненной с водоотталкивающим покрытием 13 изнутри, и входным патрубком 15 верхнего насоса 1 опускается вниз, при этом водоотталкивающее (гидрофобное) покрытие 13 отталкивает воду, что улучшает процесс разделения водогазонефтяной смеси. При этом часть тяжелой фракции (воды), отделившейся от водогазонефтяной смеси в кольцевом сечении s между наружной стенкой емкости 4, выполненной с водоотталкивающим покрытием 13 изнутри, и нижней частью входного патрубка 15, наружная часть которого также покрыта водоотталкивающим покрытием 13, опускается вниз и через канал 19 попадает во входное устройство 5 нижнего насоса 2.The liquid phases are separated, with the heavier liquid phase (water) settling down, and the lighter (oil) rising up. Oil, together with the remaining water that is not separated from the oil, in the downhole space 24 through the upper side hole 14 enters the tank 4 and the annular cross section s between the outer wall of the tank 4, made with a water-repellent coating 13 from the inside, and the inlet pipe 15 of the upper pump 1 is lowered while water-repellent (hydrophobic) coating 13 repels water, which improves the process of separation of the gas-oil mixture. At the same time, part of the heavy fraction (water) separated from the gas-oil mixture in an annular section s between the outer wall of the tank 4, made with a water-repellent coating 13 from the inside, and the lower part of the inlet pipe 15, the outer part of which is also covered with a water-repellent coating 13, goes down and through channel 19 enters the input device 5 of the lower pump 2.
В определенный момент основной поток сепарируемой в цилиндрической емкости 4 водогазонефтяной смеси изменяет направление движения на 360° и попадает в кольцевое пространство между нижней частью входного патрубком 15 и заглушенным сверху патрубком 20, по которому поднимается вверх до тех пор, пока не выйдет из емкости 4 и не попадет внутрь входного патрубка 15 верхнего насоса 1, при этом нефть, как более легкая фракции, всплывает вверх и попадает на прием верхнего насоса 1, а вода, как более тяжелая фракция, оседает вниз и через боковой канал 21, в который она поступает только сверху, поступает внутрь заглушенного сверху патрубка 20, по которому опускается вниз и поступает во входное устройство 5 внутрь полого штока 9 нижнего насоса 2. Из полого штока 9 вода опускается вниз, заполняет полый плунжер 18 и поступает на прием нижнего насоса 2. Работа устройства продолжается, при этом верхний насос 1 осуществляет откачку нефти из входного парубка 15, которая поднимается вверх по колонне насосно-компрессорных труб 22 на поверхность, а нижний насос 2 осуществляет откачку воды из полого штока 9 в пласт 12.At a certain moment, the main flow of the oil-gas mixture separated in the cylindrical container 4 changes the direction of movement by 360 ° and enters the annular space between the lower part of the inlet pipe 15 and the pipe 20 which is muffled from above, which rises up until it leaves the tank 4 and will not get inside the inlet pipe 15 of the upper pump 1, while oil, as a lighter fraction, floats up and enters the intake of the upper pump 1, and water, as a heavier fraction, settles down and through the side channel 21, to which comes only from above, enters the pipe 20, which is muffled from above, through which it goes down and enters the input device 5 into the hollow rod 9 of the lower pump 2. From the hollow rod 9, the water goes down, fills the hollow plunger 18 and is received by the lower pump 2 The operation of the device continues, with the upper pump 1 pumping oil from the inlet pipe 15, which rises up the tubing string 22 to the surface, and the lower pump 2 pumping water from the hollow rod 9 into the plaz t 12.
В процессе хода полого плунжера 18 вверх относительно цилиндра 16 нижнего насоса 2 его всасывающий клапан 25 открыт, а нагнетательный клапан 26 закрыт. В результате вода из полого плунжера 18 попадает внутрь цилиндра 16 под всасывающий клапан 25, то есть происходит цикл «всасывания». При ходе полого плунжера 18 вниз относительно цилиндра 16 нижнего насоса 2 всасывающий клапан 25 закрыт, а нагнетательный клапан 26 открыт. В результате вода из цилиндра 16 нижнего насоса 2 через нагнетательный клапан 26 поступает в пласт 12, который поглощает откачиваемую воду. В дальнейшем цикл работы устройства повторяется.During the stroke of the hollow plunger 18 upward relative to the cylinder 16 of the lower pump 2, its suction valve 25 is open, and the discharge valve 26 is closed. As a result, water from the hollow plunger 18 enters the cylinder 16 under the suction valve 25, that is, a cycle of "suction". When the hollow plunger 18 moves downward relative to the cylinder 16 of the lower pump 2, the suction valve 25 is closed and the discharge valve 26 is open. As a result, water from the cylinder 16 of the lower pump 2 through the discharge valve 26 enters the reservoir 12, which absorbs the pumped water. In the future, the cycle of the device is repeated.
Непопадание нефти, как более легкой фракции, в канал 19 можно решить установкой на входе во входное устройство 5 нижнего насоса 2 обратного клапана (не показано), плотность которого меньше плотности воды, но больше плотности нефти, тогда при снижении уровня воды до канала 19 последний будет перекрыт.Missing oil, as a lighter fraction, in channel 19 can be solved by installing at the inlet of the input device 5 a lower pump 2 of a check valve (not shown), the density of which is lower than the density of water, but higher than the density of oil, then when the water level drops to channel 19, the latter will be blocked.
Непопадание нефти в боковой канал 21 заглушенного патрубка 20 в процессе работы установки обеспечивается конструктивными размерами установки, а именно площадь кольцевого сечения s между входным патрубком 15 и емкостью 4 выбрана таким образом, что максимальная скорость течения водонефтяной смеси вниз в этом сечении превышает скорость всплытия нефти в воде не более чем в два раза, а минимальный объем входного патрубка 15 между боковым каналом 21 заглушенного сверху патрубка 20 и верхним насосом 1 должен быть не менее половины объема жидкости V, поступающей в верхний насос 1 при всасывании.Oil non-penetration into the side channel 21 of the plugged pipe 20 during the operation of the installation is ensured by the design dimensions of the installation, namely, the annular cross-sectional area s between the inlet pipe 15 and the capacity 4 is selected so that the maximum flow rate of the oil-water mixture downward in this section exceeds the oil ascent rate in water no more than twice, and the minimum volume of the inlet pipe 15 between the side channel 21 of the pipe 20 plugged at the top and the upper pump 1 should be at least half the volume of liquid V, p flowing into the upper pump 1 during suction.
С целью снижения отрицательного влияния воды на обводненный продуктивный пласт 11 цилиндрическая емкость 4 должна находится ниже обводненного продуктивного пласта 11, откуда производится добыча водогазонефтяной смеси.In order to reduce the negative impact of water on the flooded reservoir 11, the cylindrical tank 4 should be below the flooded reservoir 11, from which the gas-oil mixture is produced.
В зависимости от доли нефти, поступающей на прием верхнего насоса 1, приводом (например, станком-качалкой), установленным на устье скважины, регулируют длину хода верхнего насоса 1, то есть с увеличением обводненности водогазонефтяной смеси, поступающей во внутрискважинное пространство 24, уменьшают длину хода штока 8 и соответственно хода плунжера (не показано) верхнего насоса 1 и наоборот.Depending on the proportion of oil supplied to the intake of the upper pump 1, the stroke length of the upper pump 1 is controlled by a drive (for example, a rocking machine) installed at the wellhead, i.e., with an increase in the water content of the gas-oil mixture entering the downhole space 24, the length is reduced stroke of the rod 8 and, accordingly, the stroke of the plunger (not shown) of the upper pump 1 and vice versa.
Предлагаемое устройство позволяет повысить эффективность скважинной сепарации (разделения) водогазонефтяной смеси на жидкие фазы благодаря возможности сепарации во входном устройстве верхнего насоса, а также снизить затраты на потребляемую электроэнергию из-за использования плунжерных насосов. Кроме того, установка позволяет регулировать отбор нефти из скважины за счет подбора длины хода плунжера верхнего насоса на устье скважины в зависимости от доли нефти в пластовой жидкости.The proposed device allows to increase the efficiency of downhole separation (separation) of the gas-oil mixture into liquid phases due to the possibility of separation in the input device of the upper pump, as well as reduce the cost of electricity consumed due to the use of plunger pumps. In addition, the installation allows you to adjust the selection of oil from the well by selecting the stroke length of the plunger of the upper pump at the wellhead depending on the proportion of oil in the reservoir fluid.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107266/03A RU2334079C1 (en) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | Well pump facility for oil production and water injection to stratum |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107266/03A RU2334079C1 (en) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | Well pump facility for oil production and water injection to stratum |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2334079C1 true RU2334079C1 (en) | 2008-09-20 |
Family
ID=39867997
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007107266/03A RU2334079C1 (en) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | Well pump facility for oil production and water injection to stratum |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2334079C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443859C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Electric centrifugal pump installation for oil production and pumping of associated water to formation |
| RU2485293C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration |
-
2007
- 2007-02-26 RU RU2007107266/03A patent/RU2334079C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443859C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Electric centrifugal pump installation for oil production and pumping of associated water to formation |
| RU2485293C1 (en) * | 2011-12-22 | 2013-06-20 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9784087B2 (en) | Down-hole sand and solids separator utilized in producing hydrocarbons | |
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| RU2272906C2 (en) | Gas separator with automatic level control | |
| US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
| WO2020251921A1 (en) | Sand and solids bypass separator | |
| US6123149A (en) | Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump | |
| RU2339794C1 (en) | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed | |
| RU2447269C1 (en) | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation | |
| RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
| RU2334079C1 (en) | Well pump facility for oil production and water injection to stratum | |
| CN108071365B (en) | Coal bed gas production, drainage and water injection integrated tubular column | |
| WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
| RU65964U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU2443858C2 (en) | Device for extraction of well product and water pumping to formation | |
| RU2228433C2 (en) | Method for oil extraction from watering wells and device realizing said method | |
| CN107558931B (en) | A kind of full pit shaft Gravity Separation sucker rod pump same well production-injection method and process pipe string | |
| RU2189433C2 (en) | Method of recovery of well products and deep-well pumping devices for method embodiment (versions) | |
| RU63864U1 (en) | INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP | |
| RU2284410C2 (en) | Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation | |
| RU2001109157A (en) | METHOD FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFILLING WELLS AND A DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU57814U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU57812U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU99111983A (en) | WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2114282C1 (en) | Method and device for lifting gas-liquid mixture in wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100227 |