RU2445450C2 - Oil production method, and valve device for its implementation - Google Patents
Oil production method, and valve device for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2445450C2 RU2445450C2 RU2010106917/03A RU2010106917A RU2445450C2 RU 2445450 C2 RU2445450 C2 RU 2445450C2 RU 2010106917/03 A RU2010106917/03 A RU 2010106917/03A RU 2010106917 A RU2010106917 A RU 2010106917A RU 2445450 C2 RU2445450 C2 RU 2445450C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- valve device
- channel
- annulus
- channels
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Lift Valve (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к нефтяной промышленности и может быть использована для освоения нефтяных скважин и добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором и содержанием парафина.The group of inventions relates to the oil industry and can be used for the development of oil wells and oil production in fields with a high gas factor and paraffin content.
Известен способ добычи нефти с использованием глубинного насоса / RU 2065026 С1, Е21В 43/00, 1996.08.10 /. Для предотвращения коррозии обсадных труб путем исключения контакта поверхности обсадных труб с пластовой жидкостью глубинный насос устанавливают выше продуктивного пласта, соединяют с хвостовыми трубами. Хвостовые трубы спускают до забоя скважины, а в нижнем их конце размещают обратный клапан.A known method of oil production using a deep pump / RU 2065026 C1, EV 43/00, 1996.08.10 /. To prevent corrosion of the casing pipes by eliminating the contact of the surface of the casing pipes with the formation fluid, the downhole pump is installed above the reservoir, connected to the tail pipes. The tail pipes are lowered to the bottom of the well, and a check valve is placed at their lower end.
Недостатком известного способа добычи нефти является то, что на месторождениях с повышенным газовым фактором в процессе освоения скважины при отборе жидкости глушения хвостовик выполняет положительную роль, помогая быстро отобрать жидкость глушения, но во время добычи нефти наличие хвостовика негативно влияет на рост газовой шапки на приеме глубинного насоса, которая значительно снижает производительность установки штангового глубинного насоса (УШГН).The disadvantage of this method of oil production is that in fields with an increased gas factor in the process of well development during the selection of killing fluid, the liner plays a positive role in helping to quickly select the killing fluid, but during oil production, the presence of a liner negatively affects the growth of the gas cap at the deep pump, which significantly reduces the performance of the installation of a sucker rod pump (USGGN).
Известна также скважинная штанговая насосная установка для откачки эмульсионных нефтей и газожидкостных смесей / RU 2196249 С1, МПК F04В 47/00, 2003.01.10 /, содержащая колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с хвостовиком, штанговый насос с основными и дополнительными всасывающими клапанами, причем насос садится на опорное конусное седло.Also known is a downhole sucker rod pumping unit for pumping emulsion oils and gas-liquid mixtures / RU 2196249 C1, IPC F04B 47/00, 2003.01.10 /, comprising a tubing string with a shank, a sucker rod pump with main and additional suction valves, moreover, the pump sits on the supporting cone seat.
Недостатком данной насосной установки является то, что конструкция не позволяет откачать из забоя скважины имеющуюся там воду или жидкость. Кроме того, не решена проблема отвода свободного газа, скапливающегося под плунжером насоса.The disadvantage of this pump installation is that the design does not allow to pump out the water or liquid there from the bottom of the well. In addition, the problem of discharging free gas accumulating under the pump plunger has not been solved.
Известен также способ и устройство для добычи, включающее в себя колонну НКТ с хвостовиком и пакером. / RU 2088749 С1, МПК Е21В 43/00, 1997.08.27 /. Внутри НКТ установлен штанговый насос. В НКТ помещен дозирующий узел, который соединяет полость НКТ с затрубным пространством. Недостатком данного способа является то, что подача ингибиторов производится непосредственно в затрубное пространство, что ведет к их повышенному расходу. Наличие пакера ведет к увеличению эксплуатационных расходов.There is also a known method and device for production, including a tubing string with a liner and a packer. / RU 2088749 C1, IPC Е21В 43/00, 1997.08.27 /. A tubing pump is installed inside the tubing. A metering unit is placed in the tubing, which connects the tubing cavity to the annulus. The disadvantage of this method is that the supply of inhibitors is made directly into the annulus, which leads to their increased consumption. The presence of a packer leads to an increase in operating costs.
Известен способ добычи нефти / RU 2336412, МПК Е21В 43/018, Е21В 43/08, 2008.10.20 / (выбранный в качестве прототипа), включающий спуск в интервал перфорации скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый насос с корпусом, имеющим отверстия посередине, хвостовик, воздействие на призабойную зону скважины упругими колебаниями, откачку продуктов реакции с одновременным вымыванием продуктов обработки через хвостовик, клапанное устройство, штанговый насос в колонну насосно-компрессорных труб с дальнейшей подачей на устье скважины и создание знакопеременного движения жидкости в интервале перфорации, при этом компоновку в интервале перфорации оборудуют заглушенным снизу цилиндрическим щелевым фильтром с щелями. Добычу нефти осуществляют глубинным штанговым насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующей подачей на устье скважины.A known method of oil production / RU 2336412, IPC ЕВВ 43/018, ЕВВ 43/08, 2008.10.20 / (selected as a prototype), including the descent into the interval of perforation of the well on the string of tubing assembly containing a sucker rod pump with a housing, having openings in the middle, a liner, the impact on the bottom-hole zone of the well by elastic vibrations, pumping of reaction products with simultaneous washing of the processed products through the liner, valve device, sucker rod pump into the tubing string with further supply to the well mouth ins and creating alternating motion of the liquid at the perforations, the arrangement of the perforations in the bottom-equipped cylindrical slotted plugged filter with slits. Oil production is carried out by a deep-well sucker rod pump through a tubing string with subsequent supply to the wellhead.
Недостатком данного способа является то, что он не обеспечивает надежную защиту внутрискважинного оборудования в случае, если добываемый пластовый флюид содержит парафины, соли, коррозионно-активные вещества, нейтрализация которых требует одновременной подачи различных ингибиторов, кроме того, добыча нефти через хвостовик способствует выделению попутного газа в глубинном штанговом насосе, что снижает его производительность.The disadvantage of this method is that it does not provide reliable protection of downhole equipment if the produced formation fluid contains paraffins, salts, corrosive substances, the neutralization of which requires the simultaneous supply of various inhibitors, in addition, oil production through the liner contributes to the release of associated gas in a deep sucker rod pump, which reduces its performance.
Известно скважинное клапанное устройство / RU 2023865, МПК Е21В 34/06, 1994.11.30 /, включающее патрубок с проходным каналом и радиальным отверстием, соединенный с патрубком полый корпус с отверстиями для прохода жидкости и связанный гидравлически с проходным каналом патрубка, и подпружиненный затвор с хвостовиком и фиксирующим выступом, при этом корпус и затвор с хвостовиком установлены параллельно оси патрубка, корпус выполнен с дополнительной полостью, гидравлически связанной с проходным каналом патрубка, а устройство снабжено размещенными в дополнительной полости корпуса на хвостовике затвора перпендикулярно к последнему подпружиненными поршнем с кольцевой канавкой и стержнем и концентрично установленными одна относительно другой цилиндрическими внутренней и наружной втулками, причем внутренняя втулка выполнена с хвостовиком, имеющим сквозное отверстие для размещения в нем стержня.Known downhole valve device / RU 2023865, IPC ЕВВ 34/06, 1994.11.30 /, including a pipe with a passage channel and a radial hole, a hollow body connected to the pipe with holes for fluid passage and hydraulically connected to the pipe passage channel, and a spring-loaded shutter with the shank and the locking protrusion, while the housing and the shutter with the shank are installed parallel to the axis of the nozzle, the housing is made with an additional cavity hydraulically connected to the passage channel of the nozzle, and the device is equipped with additional ADDITIONAL body cavity gate in the shank perpendicular to the latter with a spring-loaded piston ring groove and the rod and mounted concentrically relative to one another by cylindrical inner and outer sleeves, the inner sleeve being provided with a shank having a through hole for receiving the rod.
Известно также скважинное клапанное устройство / RU 2121053, МПК Е21В 34/06, 1998.10.27 / (выбранное в качестве прототипа), содержащее полый корпус, установленный эксцентрично колонны насосно-компрессорных труб и выполненный с двумя отверстиями для сообщения своей полости с полостью колонны насосно-компрессорных труб и одним отверстием для сообщения своей полости с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера с манжетными уплотнениями, фиксирующими последний в верхнем положении за счет упругости материала и обеспечивающими перекрытие плунжером отверстия, сообщающего полость корпуса с затрубным пространством, за счет создания разрежения в полости корпуса под плунжером, и ограничитель хода двухпозиционного плунжера.Also known is a downhole valve device / RU 2121053, IPC ЕВВ 34/06, 1998.10.27 / (selected as a prototype), comprising a hollow body mounted eccentrically to the tubing string and made with two holes for communicating its cavity with the tubing cavity -compressor pipes and one hole for communicating their cavity with the annulus, a shutter in the form of a two-position plunger with lip seals that fix the latter in the upper position due to the elasticity of the material and provide covering with a plunger an opening communicating the body cavity with the annular space by creating a vacuum in the body cavity under the plunger, and a stroke limiter of the on / off plunger.
Недостатком вышеописанных устройств является то, что для открытия клапана необходимо, чтобы уровень жидкости в затрубном пространстве был как минимум равен уровню жидкости в колонне НКТ, чего, как правило, при механизированной добыче нефти не бывает. Кроме того, в условиях высокопроницаемых коллекторов и низких пластовых давлений практически невозможно создать в затрубном пространстве давление больше, чем гидростатическое давление в колонне НКТ, и, таким образом, открытие клапанного устройства становится невозможным.The disadvantage of the above devices is that to open the valve it is necessary that the fluid level in the annulus is at least equal to the fluid level in the tubing string, which, as a rule, does not happen with mechanized oil production. In addition, under conditions of highly permeable reservoirs and low reservoir pressures, it is almost impossible to create a pressure in the annulus greater than the hydrostatic pressure in the tubing string, and thus, opening the valve device becomes impossible.
Задачей, решаемой группой изобретений, является:The problem solved by the group of inventions is:
- повышение эффективности работ при добыче нефти;- improving the efficiency of work in oil production;
- устранение негативного влияния наличия хвостовика в процессе добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором;- elimination of the negative impact of the presence of a liner in the process of oil production in fields with a high gas factor;
- устранение парафинообразования, солеотложения, снижение коррозии внутрискважинного оборудования путем одновременной подачи соответствующих ингибиторов непосредственно на прием глубинного штангового насоса и тем самым увеличение межремонтного периода и снижение затрат на эксплуатацию месторождений нефти.- elimination of paraffin formation, scaling, corrosion reduction of downhole equipment by simultaneously supplying the appropriate inhibitors directly to receive a deep well pump, and thereby increasing the overhaul period and reducing the cost of operating oil fields.
Поставленная задача решается за счет того, что в способе добычи нефти, включающем спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб компоновки, содержащей штанговый глубинный насос, хвостовик с фильтром или без него; откачку жидкости глушения глубинным штанговым насосом через хвостовик в колонну насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины, добычу нефти глубинным штанговым насосом по колонне насосно-компрессорных труб с последующим выносом на устье скважины, согласно изобретению добычу нефти осуществляют по завершении откачки жидкости глушения; в составе компоновки для добычи нефти используют клапанное устройство, установленное между хвостовиком и глубинным штанговым насосом и выполненное с возможностью обеспечения подачи через него жидкости глушения на вход глубинного штангового насоса или нефти с динамического уровня затрубного пространства и ингибиторов с устья скважины на вход глубинного штангового насоса с обеспечением отключения хвостовика.The problem is solved due to the fact that in the method of oil production, including the descent into the well on the string of tubing assembly containing a sucker rod pump, a liner with or without a filter; pumping out the killing fluid with a deep-well sucker rod pump through the liner into the tubing string with subsequent removal to the wellhead, oil production with the deep-well sucker rod pumping in the tubing string with subsequent removal at the wellhead, according to the invention, oil production is carried out at the end of the killing fluid pumping; As part of the layout for oil production, a valve device is used that is installed between the liner and the deep-well sucker-rod pump and is configured to supply killing fluid through it to the inlet of the deep-well sucker-rod pump or oil from the dynamic level of the annulus and inhibitors from the wellhead to the inlet of the deep-well sucker-rod pump with providing shut-off of the shank.
Кроме этого, подачу ингибиторов в клапанное устройство могут осуществлять в составе рабочей жидкости, поступающей под давлением по трубопроводу от наземной насосной станции и обеспечивающей отключение хвостовика, открытие гидравлических каналов в клапанном устройстве для подачи нефти и рабочей жидкости с ингибиторами на вход глубинного штангового насоса.In addition, the supply of inhibitors to the valve device can be carried out as part of the working fluid supplied under pressure through the pipeline from the ground pump station and providing a shut-off of the liner, opening of hydraulic channels in the valve device for supplying oil and working fluid with inhibitors to the inlet of the deep-well rod pump.
Поставленная задача решается также за счет того, что в клапанном устройстве, содержащем корпус с выполненными в нем центральным и боковым каналами, по меньшей мере, двумя отверстиями для сообщения каналов и, по меньшей мере, одним отверстием для сообщения бокового канала с затрубным пространством, затвор в виде двухпозиционного плунжера, установленный с уплотнением в боковом канале с возможностью перекрытия отверстия для сообщения канала с затрубным пространством и с возможностью фиксации в верхнем положении, ограничитель хода двухпозиционного плунжера, согласно изобретению центральный канал корпуса выполнен с возможностью соединения в верхней части с глубинным штанговым насосом и в нижней части - с хвостовиком; ограничитель хода двухпозиционного плунжера выполнен с возможностью обеспечения установки плунжера в нижнем положении; в верхней части бокового канала устроен герметичный ввод, снабженный обратным клапаном, для подключения трубопровода, соединенного с наземной насосной станцией, обеспечивающей подачу под давлением рабочей жидкости, содержащей ингибиторы, в надплунжерную полость канала; в нижней части бокового канала устроен посадочный узел для установки срывного стопорящего элемента, обеспечивающего фиксацию плунжера в верхнем положении, при котором плунжером перекрыты отверстия для сообщения каналов и отверстие для сообщения с затрубным пространством; плунжер выполнен с возможностью обеспечения сообщения затрубного пространства через него, одно из отверстий для сообщения каналов с центральным каналом и надплунжерной полости через другое отверстие для сообщения каналов с центральным каналом при его установке на ограничителе хода.The problem is also solved due to the fact that in the valve device comprising a housing with central and lateral channels made therein, at least two openings for communicating the channels and at least one opening for communicating the side channel with the annular space, a shutter in the form of a two-position plunger installed with a seal in the side channel with the possibility of blocking the hole for communication of the channel with the annulus and with the possibility of fixation in the upper position, two-way travel limiter insulating plug according to the invention the central channel housing is connectable with the top of the sucker rod pump and at the bottom - with a shank; the limiter of the stroke of the on-off plunger is made with the possibility of ensuring the installation of the plunger in the lower position; in the upper part of the lateral canal, a sealed inlet equipped with a check valve is arranged to connect a pipeline connected to a ground pump station, which supplies pressurized working fluid containing inhibitors to the plunger cavity of the canal; in the lower part of the lateral channel, a landing unit is arranged for installing a detachable locking element that secures the plunger in the upper position, in which the plunger covers the openings for communicating the channels and the opening for communicating with the annulus; the plunger is configured to provide annulus communication through it, one of the openings for communicating the channels with the central channel and the supra-plunger cavity through another opening for communicating the channels with the central channel when it is installed on the travel stop.
В частном случае исполнения клапанного устройства ограничитель хода плунжера может быть выполнен в виде ступени, расположенной в нижней части бокового канала.In the particular case of the execution of the valve device, the plunger stroke limiter can be made in the form of a stage located in the lower part of the side channel.
Кроме этого, в конструкции клапанного устройства может быть предусмотрено выполнение плунжера либо с кольцевой выемкой, либо с осевой полостью и радиальными каналами для обеспечения сообщения центрального канала с затрубным пространством.In addition, the design of the valve device may include a plunger with either an annular recess, or with an axial cavity and radial channels to ensure communication of the Central channel with the annulus.
Помимо этого, в надплунжерной полости или в подплунжерной полости бокового канала клапанного устройства может быть расположена соответственно пружина сжатия или пружина растяжения, обеспечивающая фиксированное нижнее положение плунжера.In addition, in the supraplunger cavity or in the subplunger cavity of the lateral channel of the valve device, a compression spring or a tension spring can be located, respectively, providing a fixed lower position of the plunger.
Способ добычи нефти и клапанное устройство для его осуществления поясняются следующими чертежами.The method of oil production and valve device for its implementation are illustrated by the following drawings.
На фиг.1 изображена схема установки для реализации способа добычи нефти с использованием заявляемого клапанного устройства в период откачки жидкости глушения; на фиг.2 изображена схема установки в период добычи нефти; на фиг.3 - разрез клапанного устройства с размещением плунжера в нижнем положении; на фиг.4 - разрез клапанного устройства с размещением плунжера в верхнем положении.Figure 1 shows a diagram of an installation for implementing a method of oil production using the inventive valve device during the pumping period of the kill fluid; figure 2 shows a diagram of the installation during oil production; figure 3 is a section of a valve device with the placement of the plunger in the lower position; figure 4 is a section of the valve device with the placement of the plunger in the upper position.
Установка для добычи нефти включает наземную насосную станцию 1 с системами управления, в которой расположены емкости 2, 3, 4 с различными ингибиторами, входящими в состав рабочей жидкости, насосы-дозаторы 5, 6, 7, которые подсоединены к гибкому бронированному трубопроводу 8 и через него к клапанному устройству 9, установленному между глубинным штанговым насосом (ГШН) 10 и хвостовиком 11 на колонну труб НКТ 12. Хвостовик 11 оснащен всасывающим клапаном 13. Гибкий бронированный трубопровод 8 закреплен на колонне НКТ 12 при помощи клямсов 14. Всасывающий клапан 15, установленный в приемной камере 16 ГШН 10, гидравлически связан с одним из каналом клапанного устройства 9.The oil production installation includes a ground-based
Клапанное устройство 9 (фиг.3, 4) состоит из корпуса 17, в котором выполнены центральный канал 18, боковой канал 19, отверстия 20, 21 для сообщения каналов 18, 19 и отверстие 22 для сообщения бокового канала 19 с затрубным пространством скважины. На канале 18 выполнены резьбы 23 и 24 для присоединения устройства к ГШН 10 и хвостовику 11 соответственно. Внутри канала 19 с возможностью перемещения установлен двухпозиционный плунжер 25, герметизация которого внутри канала 19 обеспечивается за счет уплотнительных элементов 26. В верхней части канала 19 устроен герметичный ввод в виде полого штуцера 27 с установленной в его полости пружиной сжатия 28. Полость штуцера 27 и часть канала над плунжером 25 образуют надплунжерную полость 29. На штуцере 27 устроен обратный клапан 30 с внутренним каналом 31, диаметр которого меньше или равен внутреннему диаметру гибкого бронированного трубопровода 8, соединенного с наземной насосной станцией 1, обеспечивающей подачу рабочей жидкости под давлением в надплунжерную полость 29. Расположение плунжера 25 в верхнем положении (фиг.3), при котором отверстия 20, 21 и 22 перекрыты, обеспечивается срывным стопорящим элементом, например штифтом 32, расположенным в установочном узле 33, выполненном в нижней части канала 19. Для установки плунжера 25 в нижнем положении (фиг.4) в конструкции бокового канала 19 предусмотрено наличие ограничителя хода, выполненного в виде ступени 34 канала, а в конструкции плунжера 25 - большей ступени 35, которой он «садится» на ступень 34 бокового канала. Кроме этого, в плунжере 25 выполнена радиальная выемка 36, которая обеспечивает гидравлическую связь затрубного пространства скважины через отверстия 22 и 21 с полостью центрального канала 18 при установке плунжера 25 в нижнем положении. Помимо этого, в этом положении плунжера открывается сообщение между надплунжерной полостью 29 через отверстие 20 и полостью центрального канала 2.The valve device 9 (Figs. 3, 4) consists of a
Способ добычи нефти с использованием заявляемого клапанного устройства реализуют следующим образом (фиг.1).The method of oil production using the inventive valve device is implemented as follows (figure 1).
В начальный период освоения скважины ШГН 10 производит отбор жидкости глушения через хвостовик 11 и всасывающий клапан 13, центральный канал 18 клапанного устройства 9, всасывающий клапан 15 в приемную камеру 16 ГШН 10 и далее по колонне насосно-компрессорных труб 12 на устье скважины. Одновременно из продуктивного пласта 37 через перфорационные отверстия 38 в скважину поступает пластовый флюид, который, вследствие того что его плотность значительно ниже плотности жидкости глушения, поднимается наверх до динамического уровня 39. В процессе работы ГШН 10 происходит постепенное замещение жидкости глушения пластовым флюидом. Отбор жидкости все это время производится через хвостовик 11. При отборе жидкости глушения гибкий бронированный трубопровод 8 заполнен рабочей жидкостью под гидростатическим давлением, которое удерживается настраиваемым обратным клапаном 30, препятствуя тем самым несанкционированному срабатыванию клапанного устройства 9. Верхнее положение плунжера 25 в канале 3 (фиг.1, 3), при котором отсутствует гидравлическая связь между затрубным пространством 40 и центральным каналом 18 и надплунжерной полости 29 также с центральным каналом 18 за счет перекрытия плунжером 25 отверстий 22 и 20, зафиксировано срывным штифтом 32.In the initial period of well development, SHGN 10 selects the killing fluid through the
По завершении отбора жидкости глушения скважину переводят на добычу нефти (фиг.2, 4). Расположенные в насосной станции 1 насосы-дозаторы 5, 6, 7 совместно с рабочей жидкостью подают ингибиторы из емкостей 2, 3, 4 по гибкому бронированному трубопроводу 8 в клапанное устройство 9, повышая в нем давление, при этом происходит открытие обратного клапана 30 и давление передается на плунжер 25, который, перемещаясь вниз, срезает штифт 32 и «садится» ступенью 35 на ограничитель хода 34. Плунжер 25 занимает такое положение внутри канала 19, при котором отверстие 22 совпадает с выемкой 36 плунжера, которая, в свою очередь, совпадает с отверстием 21 для сообщения каналов 18 и 19. «Освободившаяся» пружина 28 фиксирует это положение. Появляется гидравлическая связь между затрубным пространством 40 и каналом 18 по следующему пути: отверстие 22, выемка 36 плунжера 25, отверстие 21, канал 18 и далее к приемной камере ГШН 10. Кроме этого, плунжер имеет такой вертикальный размер, чтобы при установке его в нижнем положении обеспечивалось открытие гидравлического канала между надплунжерной полостью 29 и каналом 18 через отверстие 20. Давление внутри хвостовика 11 и в затрубном пространстве 40 выравнивается, вследствие чего клапан 13 закрывается, таким образом, происходит отключение хвостовика 11. В приемную камеру 16 ГШН 10 с динамического уровня 39 затрубного пространства 40 поступает пластовый флюид, в процессе подъема до динамического уровня естественным образом освободившийся от растворенного попутного газа.Upon completion of the selection of killing fluids, the well is transferred to oil production (Fig.2, 4). Located in the
Одновременно по гибкому бронированному трубопроводу 8 насосы-дозаторы 5, 6, 7 из емкостей 2, 3, 4 соответственно через открытый гидравлический канал клапанного устройства 9 (надплунжерная полость 29 - отверстие 20 - полость центрального канала 18) совместно с рабочей жидкостью в приемную камеру 16 ГШН 10 подают ингибиторы, разрушающие асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО), препятствующие солеотложению и подавляющие коррозию и т.д.At the same time, through flexible
Смешиваясь с добываемым пластовым флюидом, они по колонне НКТ 12 поступают на устье скважины.Mixing with the produced formation fluid, they enter the wellhead through the
Таким образом, предлагаемое техническое решение позволяет значительно повысить эффективность работ при добыче нефти, устранить негативное влияние хвостовика в процессе добычи нефти на месторождениях с высоким газовым фактором, значительно облегчить разрушение АСПО путем подачи соответствующих ингибиторов непосредственно на прием глубинного штангового насоса, снизить коррозию внутрискважинного оборудования и тем самым увеличить межремонтный период и снизить затраты на эксплуатацию месторождений нефти.Thus, the proposed technical solution can significantly increase the efficiency of work in oil production, eliminate the negative impact of the liner during oil production in fields with a high gas factor, significantly ease the destruction of paraffin deposits by supplying the appropriate inhibitors directly to the intake of a sucker rod pump, reduce corrosion of downhole equipment and thereby increasing the overhaul period and reducing the cost of operating oil fields.
Claims (7)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010106917/03A RU2445450C2 (en) | 2010-02-24 | 2010-02-24 | Oil production method, and valve device for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010106917/03A RU2445450C2 (en) | 2010-02-24 | 2010-02-24 | Oil production method, and valve device for its implementation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010106917A RU2010106917A (en) | 2011-08-27 |
RU2445450C2 true RU2445450C2 (en) | 2012-03-20 |
Family
ID=44756409
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010106917/03A RU2445450C2 (en) | 2010-02-24 | 2010-02-24 | Oil production method, and valve device for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2445450C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104405301A (en) * | 2014-09-23 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Freezing and blocking-prevention production pipe column for natural gas well |
RU2781981C1 (en) * | 2022-08-25 | 2022-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2023865C1 (en) * | 1990-06-05 | 1994-11-30 | Нефтегазодобывающее управление "Елховнефть "Производственного объединения "Татнефть" | Well valve device |
RU2065026C1 (en) * | 1993-01-12 | 1996-08-10 | Региональная фирма "Лукоил-Урал" | Method for producing flooded oil |
RU2121053C1 (en) * | 1996-11-11 | 1998-10-27 | НГДУ "Бавлынефть" АО Татнефть | Downhole valve device |
RU2196249C1 (en) * | 2001-05-11 | 2003-01-10 | Кошкин Константин Иванович | Oil-well sucker-rod pumping unit |
RU2336412C1 (en) * | 2007-09-10 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well bottomhole treatment and oil recovery |
-
2010
- 2010-02-24 RU RU2010106917/03A patent/RU2445450C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2023865C1 (en) * | 1990-06-05 | 1994-11-30 | Нефтегазодобывающее управление "Елховнефть "Производственного объединения "Татнефть" | Well valve device |
RU2065026C1 (en) * | 1993-01-12 | 1996-08-10 | Региональная фирма "Лукоил-Урал" | Method for producing flooded oil |
RU2121053C1 (en) * | 1996-11-11 | 1998-10-27 | НГДУ "Бавлынефть" АО Татнефть | Downhole valve device |
RU2196249C1 (en) * | 2001-05-11 | 2003-01-10 | Кошкин Константин Иванович | Oil-well sucker-rod pumping unit |
RU2336412C1 (en) * | 2007-09-10 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well bottomhole treatment and oil recovery |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN104405301A (en) * | 2014-09-23 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Freezing and blocking-prevention production pipe column for natural gas well |
RU2781981C1 (en) * | 2022-08-25 | 2022-10-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010106917A (en) | 2011-08-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2196892C2 (en) | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds | |
RU2000116624A (en) | METHOD AND DEVICE FOR INCREASING PRODUCTION OF LIQUID FROM UNDERGROUND LAYERS | |
US20090242195A1 (en) | Top Hold Down Rod Pump with Hydraulically Activated Drain and Method of Use | |
RU2415253C1 (en) | Immersed pump with cleaned in well filter | |
CN107829710B (en) | Annular valve plate type underground safety device | |
RU2445450C2 (en) | Oil production method, and valve device for its implementation | |
RU2334866C1 (en) | Device for simultaneous-separate operation of multypay well | |
RU2539504C1 (en) | Device for injection of fluid into bed | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
RU113782U1 (en) | COMBINED DRILL VALVE | |
RU2512156C1 (en) | Device for pumping gas-liquid mixture to formation | |
RU2388901C1 (en) | Well operation device | |
US20230058581A1 (en) | Anti-rotation fluid injection dart | |
CN108798615A (en) | A kind of the dispensing completion tubular column and no killing well well-completing process of water injection well | |
NO20191139A1 (en) | Pressure control valve for downhole treatment operations | |
RU2312985C1 (en) | Gas separator of insert oil-well pump | |
RU2325513C1 (en) | Device for fluid injection in bottom formation and oil extractions from upper formation | |
RU89599U1 (en) | Borehole unit for flushing pump and compressor pipes from asphalt-resin-paraffin deposits | |
RU91369U1 (en) | WELL VALVE DEVICE | |
RU2150575C1 (en) | Well valve unit | |
RU178242U1 (en) | INHIBITOR FEEDING DEVICE | |
CN218844281U (en) | Production string of low-pressure gas well | |
RU152473U1 (en) | WELL GAS BYPASS COUPLING | |
RU2810782C1 (en) | Check valve | |
RU84056U1 (en) | INSTALLATION FOR INJECTING LIQUID INTO THE LOWER RESERVOIR AND OIL PRODUCTION FROM THE UPPER RESERVE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190225 |