RU2339794C1 - Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed - Google Patents
Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2339794C1 RU2339794C1 RU2007107273/03A RU2007107273A RU2339794C1 RU 2339794 C1 RU2339794 C1 RU 2339794C1 RU 2007107273/03 A RU2007107273/03 A RU 2007107273/03A RU 2007107273 A RU2007107273 A RU 2007107273A RU 2339794 C1 RU2339794 C1 RU 2339794C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- water
- pump
- oil
- well
- upper pump
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 37
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 12
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 16
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 claims description 26
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 claims description 4
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 abstract description 7
- 238000000926 separation method Methods 0.000 abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 3
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 2
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising Effects 0.000 description 1
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 pump installation contains rotary screw pumps surface 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 сепарации скважинной 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 separation of the borehole gas-oil mixture, which occurs only in the annular space of the well at the pump intake, which does not allow for a qualitative 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, содержащей 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 downhole 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 drive of the pumps 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 th channel passing through the packer for injecting water into the bottom 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 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 обратного клапана, сообщающего низ полого штока с внутрискважинным пространством, 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 трубкой 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 the upper side opening and the inlet pipe of the upper pump hermetically inserted inside from above, while the lower pump is made in the form a cylinder sealed into the packer channel with a hollow plunger, the hollow rod of which is rigidly connected to the tank, and the input device of the lower pump is made of two devices, the first of which is made in the form of a check valve that communicates the bottom of the hollow rod with the downhole space, and the second - in the form of a pipe muffled from above with a side channel at the top, which communicates the hollow rod with the inlet pipe of the upper pump above the tank, while the annular cross-sectional area between the pipe 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 oil floating in water by no more than two times, and the minimum volume of the inlet pipe m Between the side channel of the plugged pipe and the top pump there 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 показан) 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 и 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 and 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 верхнего насоса 1 расположено ниже его и выполнено в виде цилиндрической емкости с верхним боковым отверстием 13, и герметично вставленным внутрь сверху входным патрубком 14 верхнего насоса 1. Нижний насос 2 выполнен в виде цилиндра 15, герметично вставленного в канал 16 пакера 10 с полым плунжером 17, шток 9 которого выполнен полым и жестко соединен с цилиндрической емкостью 4.The input device 4 of the upper pump 1 is located below it and is made in the form of a cylindrical container with an upper side opening 13, and an inlet pipe 14 of the upper pump 1 that is hermetically inserted inward from above. The lower pump 2 is made in the form of a cylinder 15, hermetically inserted into the channel 16 of the packer 10 s a hollow plunger 17, the rod 9 of which is made hollow and rigidly connected to a cylindrical tank 4.
Входное устройство 5 нижнего насоса 2 выполнено из двух устройств, первое из которых выполнено в виде обратного клапана 18, сообщающего низ полого штока 9 с внутрискважинным пространством 19, 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 цилиндрической емкости 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 check valve 18, which communicates the bottom of the hollow rod 9 with the downhole space 19, and the second - in the form of a nozzle 20 muffled from above with a side channel 21 at the top, which informs the hollow rod 9 with the inlet pipe 14 of the upper pump 1 above the cylindrical 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 15 нижнего насоса 2, на наружной поверхности которого герметично зафиксирован пакер 10, и устанавливают его между пластом 11, из которого производят откачку обводненной продукции (водогазонефтяной смеси), и пластом 12, в которой 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 15 of the lower pump 2 is lowered into the well 3, for example, on a production string of tubing (not shown), on the outer surface of which the packer 10 is hermetically fixed, and it is installed between the reservoir 11 from which the flooded products (water-gas-oil mixture are pumped out) ), and reservoir 12, in which water is injected (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 17 нижнего насоса 2 герметично не войдет в цилиндр 15 нижнего насоса 2 и не упрется в его верхний торец 23.Next, the remaining part of the device is lowered into the well 3 on the tubing string 22 until the hollow plunger 17 of the lower pump 2 seals tightly into the cylinder 15 of the lower pump 2 and abuts against its upper end 23.
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 показан) 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 15 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 column of tubing 22, through the hollow rod 9, tank 4 and the inlet pipe 14 with the housing of the upper pump 1 and performs axial reciprocating due to the tension-compression of the string of tubing 22 resulting from the operation of the device, while the cylinder 15 of the lower pump 2 remains stationary due 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 19 скважины 3, где под действием сил гравитации происходит разделение водогазонефтяной смеси на жидкие фазы и газ. Газ по внутрискважинному пространству 19 между колонной насосно-компрессорных труб 22 и скважиной 3 поднимается на поверхность. 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 19 через верхнее боковое отверстие 13 попадает в емкость 4 и по кольцевому сечению между наружной стенкой емкости 4 и входного патрубка 14 верхнего насоса опускается вниз. В определенный момент поток жидкости изменяет направление движения на 360° и попадает в кольцевое пространство между входным патрубком 14 и заглушенным сверху патрубком 20, по которому поднимается вверх до тех пор, пока не выйдет из емкости 4 и не попадет внутрь входного патрубка 14 верхнего насоса, при этом нефть, как более легкая фракция, 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 попадает только сверху, поступает внутрь заглушенного сверху патрубка 20, по которому опускается вниз и поступает во входное устройство 5 нижнего насоса 2 внутрь полого штока 9.During the operation of the device, the gas-oil mixture from the flooded reservoir 11 enters the downhole space 19 of the well 3, where, under the influence of gravity, the gas-oil mixture is separated into liquid phases and gas. Gas in the downhole space 19 between the tubing string 22 and the well 3 rises to the surface. 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 19 through the upper lateral hole 13 enters the tank 4 and falls along the annular section between the outer wall of the tank 4 and the inlet pipe 14 of the upper pump. At a certain point, the fluid flow changes the direction of movement by 360 ° and enters the annular space between the inlet pipe 14 and the pipe 20, which is muffled from above, along which it rises up until it leaves the tank 4 and enters the inlet pipe 14 of the upper pump, 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, into which it enters only from above, enters the pipe muffled from above and 20, by which it goes down and enters the input device 5 of the lower pump 2 into the hollow rod 9.
Вода из внутрискважинного пространства 19 скважины 3 над пакером 10 через обратный клапан 18 поступает во входное устройство 5 нижнего насоса 2 внутрь полого штока 9, где соединяется с водой, поступающей из заглушенного сверху патрубка 20. Из полого штока 9 вода опускается вниз, заполняя полый плунжер 17, поступает на прием нижнего насоса 2. Для нормальной работы установки обратный клапан 18 выполнен из материала, плотность которого равна или чуть больше плотности тяжелой фракции (воды).Water from the downhole space 19 of the borehole 3 above the packer 10 through the check valve 18 enters the inlet device 5 of the lower pump 2 into the hollow rod 9, where it connects to the water coming from the pipe muffled from above 20. From the hollow rod 9, the water drops down, filling the hollow plunger 17, is received at the bottom pump 2. For normal operation of the installation, the check valve 18 is made of material whose density is equal to or slightly higher than the density of the heavy fraction (water).
Работа устройства продолжается, при этом верхний насос 1 осуществляет откачку нефти из входного парубка 14, которая поднимается вверх по колонне насосно-компрессорных труб 22 на поверхность, а нижний насос 2 осуществляет откачку воды, находящейся внутри полого штока 9 в пласт 12.The operation of the device continues, with the upper pump 1 pumping oil from the inlet pipe 14, which rises up the tubing string 22 to the surface, and the lower pump 2 pumping the water inside the hollow rod 9 into the reservoir 12.
При этом в процессе хода полого плунжера 17 вверх относительно цилиндра 15 нижнего насоса 2 его всасывающий клапан 24 открыт, а нагнетательный клапан 25 закрыт. В результате вода из полого плунжера 17 попадает внутрь цилиндра 15 под всасывающий клапан 24, то есть происходит цикл «всасывания». При ходе полого плунжера 17 вниз относительно цилиндра 15 нижнего насоса 2 всасывающий клапан 24 закрыт, а нагнетательный клапан 25 открыт. В результате вода из цилиндра 15 нижнего насоса 2 через нагнетательный клапан 25 поступает в пласт 12, который поглощает откачиваемую воду.Moreover, during the stroke of the hollow plunger 17 upward relative to the cylinder 15 of the lower pump 2, its suction valve 24 is open, and the discharge valve 25 is closed. As a result, water from the hollow plunger 17 enters the cylinder 15 under the suction valve 24, that is, there is a cycle of "suction". When the hollow plunger 17 moves downward relative to the cylinder 15 of the lower pump 2, the suction valve 24 is closed and the discharge valve 25 is open. As a result, water from the cylinder 15 of the lower pump 2 through the discharge valve 25 enters the reservoir 12, which absorbs the pumped water.
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 14 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 14 между боковым каналом 21 заглушенного патрубка 20 и верхним насосом 1 должен быть не менее половины объема жидкости - V, поступающей в верхний насос 1 при всасывании.Oil failure in the lateral 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 14 and the tank 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 14 between the side channel 21 of the muffled pipe 20 and the upper pump 1 must be at least half the volume of liquid - V, post ayuschey the upper pump 1 during suction.
В дальнейшем цикл работы устройства повторяется.In the future, the cycle of the device is repeated.
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 19, 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 by a drive (for example, a rocking machine) installed at the wellhead, the stroke length of the upper pump 1 is controlled, i.e., with an increase in the water content of the gas-oil mixture entering the downhole space 19, the stroke length is reduced rod 8 and, accordingly, the plunger stroke (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 |
|---|---|---|---|
| RU2007107273/03A RU2339794C1 (en) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007107273/03A RU2339794C1 (en) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2339794C1 true RU2339794C1 (en) | 2008-11-27 |
Family
ID=40193219
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007107273/03A RU2339794C1 (en) | 2007-02-26 | 2007-02-26 | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2339794C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443858C2 (en) * | 2010-06-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extraction of well product and water pumping to formation |
| RU2446276C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation |
| RU2447269C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation |
| RU2617761C2 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility |
-
2007
- 2007-02-26 RU RU2007107273/03A patent/RU2339794C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2443858C2 (en) * | 2010-06-03 | 2012-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extraction of well product and water pumping to formation |
| RU2446276C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Development method of deposit with forced product withdrawal, and device for its implementation |
| RU2447269C1 (en) * | 2010-12-17 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method to develop deposit with forced product offtake and device for its realisation |
| RU2617761C2 (en) * | 2015-10-05 | 2017-04-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Method for operation of wells at later stages of development of oil and gas facility |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9784087B2 (en) | Down-hole sand and solids separator utilized in producing hydrocarbons | |
| US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
| US20120093663A1 (en) | Apparatus and system to actuate and pump well bore liquids from hydrocarbon wells | |
| RU2339794C1 (en) | Well pumping fixture for oil extraction and for pumping water into bed | |
| CN103015958A (en) | Underground spiral gas-liquid separation and reinjection device as well as reinjection method | |
| US6182751B1 (en) | Borehole sucker-rod pumping plant for pumping out gas liquid mixtures | |
| RU2284410C2 (en) | Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation | |
| RU2334079C1 (en) | Well pump facility for oil production and water injection to stratum | |
| RU65964U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| CN108071365B (en) | Coal bed gas production, drainage and water injection integrated tubular column | |
| RU183876U1 (en) | Bidirectional linear submersible pump unit | |
| RU2393367C1 (en) | Bottom-hole unit | |
| RU57813U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU2010122701A (en) | DEVICE FOR PRODUCING WELL PRODUCTS AND WATER INJECTION | |
| RU57814U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU57812U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU59710U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU60618U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU59711U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU57815U1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER | |
| RU2413095C1 (en) | Bore-hole plunger pump | |
| RU99111983A (en) | WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2609036C1 (en) | Well sucker-rod pump with double-acting pump | |
| RU99534U1 (en) | Borehole screw pumping unit for the extraction of oil and pumping water into the reservoir |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100227 |