RU2447264C2 - Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation - Google Patents
Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2447264C2 RU2447264C2 RU2010112730/03A RU2010112730A RU2447264C2 RU 2447264 C2 RU2447264 C2 RU 2447264C2 RU 2010112730/03 A RU2010112730/03 A RU 2010112730/03A RU 2010112730 A RU2010112730 A RU 2010112730A RU 2447264 C2 RU2447264 C2 RU 2447264C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- borehole fluid
- string
- reagent
- fluid
- line
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи вязкой нефти, особенно при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки.The invention relates to the oil industry and can be used for the production of viscous oil, especially when operating fields at a late stage of development.
В настоящее время применяется периодическая откачка скважинной жидкости на месторождениях, продуцирующих вязкие скважинные флюиды в ограниченном количестве [Уразаков К.Р и др. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин/Под ред. М.Д. Валеева. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. С.279]. При прерывистой откачке неньютоновских жидкостей их приток из пласта в скважину существенно затрудняется, так как при остановках движения начальное напряжение сдвига препятствует свободному перемещению жидкостей в пласте. В результате коэффициент продуктивности пласта при извлечении жидкостей в осложненных условиях значительно снижается. Особенно нежелательным является периодическое откачивание жидкостей на поздней стадии разработки месторождения, так как вязкость жидкости возрастает, а дебит скважины существенно снижается.Currently, periodic pumping of borehole fluid is used in fields producing viscous borehole fluids in a limited amount [K. Urazakov et al. Pump production of high-viscosity oil from deviated and flooded wells / Ed. M.D. Valeeva. - M.: Nedra-Business Center LLC, 2003. P.279]. During intermittent pumping of non-Newtonian fluids, their inflow from the formation into the well is significantly hindered, since at the stops of movement the initial shear stress prevents the free movement of liquids in the formation. As a result, the reservoir productivity coefficient during fluid recovery under complicated conditions is significantly reduced. Particularly undesirable is the periodic pumping of fluids at a late stage of field development, since the viscosity of the fluid increases and the flow rate of the well decreases significantly.
Известна винтовая насосная установка для добычи жидкости, включающей песок, в состав которой входит приводная колонна полых штанг (Патент RU 2326267, публ. 10.06.2008). В состав винтовой насосной установки входит поверхностный привод, винтовой насос, подъемные насосно-компрессорные трубы и колонна полых штанг, через которую предполагается извлечение жидкости с большой скоростью подъема в трубе для предотвращения оседания песчинок как в насосной установке, так и в полости скважины.Known screw pump installation for the production of liquids, including sand, which includes a drive string of hollow rods (Patent RU 2326267, publ. 10.06.2008). The screw pump installation includes a surface drive, a screw pump, lifting tubing and a hollow rod string, through which it is supposed to extract liquid at a high lifting speed in the pipe to prevent sand grains from settling both in the pump installation and in the well cavity.
Однако применение колонны полых штанг не предусматривает ее использование для контроля за количеством отбираемой жидкости. В этом случае возможно снижение динамического уровня до приема насоса, что приведет к выходу из строя винтовой пары из-за перегрева резины статора при отсутствии циркуляции откачиваемой жидкости. Кроме этого, применение указанных насосных установок не позволяет производить воздействие на скважинную полость с помощью специальных реагентов. В данной винтовой насосной установке возможность регулировать количество жидкости, отбираемой в процессе эксплуатации скважины, практически отсутствует, так как нет способов возврата жидкости в скважину.However, the use of a hollow rod string does not provide for its use to control the amount of fluid withdrawn. In this case, it is possible to reduce the dynamic level before receiving the pump, which will lead to failure of the screw pair due to overheating of the stator rubber in the absence of circulation of the pumped liquid. In addition, the use of these pumping units does not allow the impact on the well cavity using special reagents. In this screw pump installation, the ability to control the amount of fluid withdrawn during the operation of the well is practically absent, since there are no ways to return the fluid to the well.
Известен патент РФ, в котором осуществляют подъем жидкости винтовым скважинным насосом по колонне полых штанг, концентрично установленных внутри насосно-компрессорных труб, с одновременной подачей маловязкой жидкости (реагента) в колонну полых штанг для образования кольцевого пограничного слоя маловязкой жидкости и вращения колонны штанг. В качестве маловязкой жидкости в нее подают жидкость с плотностью, превышающей плотность вязкой пластовой жидкости. В качестве маловязкой жидкости используют минерализованную воду. Установка для реализации указанного способа содержит устьевое оборудование с линией сбора, дроссели, наземный привод, соединенный со скважинным насосом посредством колонны полых штанг, насосно-компрессорные трубы (НКТ), внутри которых расположена колонна полых штанг с насосом и средство для подачи маловязкой жидкости. При этом установка снабжена завихрителем потока, размещенным над скважинным насосом в колонне полых штанг с возможностью вращения с последней, и отделителем маловязкой жидкости. В установке предусмотрен возврат технической воды обратно в ствол скважины по линии возврата (Патент РФ №1654549, публ. 07.06.1991).A patent of the Russian Federation is known in which the liquid is lifted by a helical borehole pump through a column of hollow rods concentrically installed inside the tubing, while a low-viscosity fluid (reagent) is fed into the column of hollow rods to form an annular boundary layer of low-viscosity liquid and rotate the rod string. As a low-viscosity fluid, a fluid with a density higher than the density of a viscous reservoir fluid is supplied to it. Mineralized water is used as a low-viscosity liquid. The installation for implementing this method contains a wellhead equipment with a collection line, throttles, a ground drive connected to the borehole pump through a string of hollow rods, tubing (tubing), inside which is a column of hollow rods with a pump and means for supplying a low-viscosity fluid. In this case, the installation is equipped with a flow swirl placed above the borehole pump in the column of hollow rods with the possibility of rotation with the latter, and a low-viscosity liquid separator. The installation provides for the return of process water back to the wellbore along the return line (RF Patent No. 1654549, publ. 07.06.1991).
Указанные способ и устройство не позволяют контролировать отбор жидкости из скважины по строго заданной программе, так как не обеспечивают возможность возвращать часть скважинной жидкости в скважину для регулирования и стабилизации динамического уровня жидкости в скважине, что снижает эффективность добычи.The indicated method and device do not allow controlling the selection of fluid from the well according to a strictly specified program, since it does not provide the ability to return part of the well fluid to the well to regulate and stabilize the dynamic level of the fluid in the well, which reduces production efficiency.
Коэффициент отдачи пласта можно существенно увеличить при непрерывном способе откачивания скважинного флюида из пласта при добыче нефти. В этом случае предусматривается непрерывная работа насосной установки с отбором строго ограниченного количества скважинной жидкости за счет регулирования отбираемого потока в процессе работы насосной установки.The recovery coefficient of the formation can be significantly increased with a continuous method of pumping downhole fluid from the formation during oil production. In this case, continuous operation of the pump installation is provided with the selection of a strictly limited amount of well fluid due to the regulation of the selected flow during the operation of the pump installation.
Дополнительно непрерывный отбор жидкости из скважины позволяет снизить затраты энергии на откачивание жидкостей насосной установкой, так как в этом случае начальное напряжение сдвига не влияет на работу насосной установки.Additionally, the continuous selection of fluid from the well reduces energy costs for pumping fluids from the pump unit, since in this case the initial shear stress does not affect the operation of the pump unit.
Предлагаемая группа изобретений решает задачу повышения эффективности добычи скважинной жидкости, преимущественно вязкой нефти, на поздней стадии разработки месторождений (осложненные условия).The proposed group of inventions solves the problem of increasing the efficiency of production of well fluid, mainly viscous oil, at a late stage of field development (complicated conditions).
Указанная задача решается тем, что способ добычи скважинной жидкости в осложненных условиях включает откачку скважинной жидкости винтовым насосом посредством колонны полых штанг, размещенных внутри насосно-компрессорных труб - НКТ, с подачей реагента для снижения вязкости скважинной жидкости, отличающийся тем, что в процессе откачки поток скважинной жидкости разделяют на две части, одну часть которого направляют в выкидную линию, а другую - в линию возврата в ствол скважины, для чего верхний конец колонны полых штанг снабжают разделителем потока двухдроссельного типа, нижний конец этой колонны снабжают перфорированной муфтой, а внутри эту колонну снабжают водоструйной муфтой, при этом реагент для снижения вязкости скважинной жидкости подают в НКТ или в колонну полых штанг, перемешивают его там со скважинной жидкостью и подают через водоструйную муфту и частично через перфорированную муфту в колонну полых штанг или НКТ.This problem is solved in that the method of producing well fluid in difficult conditions involves pumping the well fluid with a screw pump through a string of hollow rods located inside tubing, tubing, with a reagent to reduce the viscosity of the well fluid, characterized in that the flow during pumping the borehole fluid is divided into two parts, one part of which is directed to the flow line and the other to the return line to the wellbore, for which the upper end of the hollow rod string is provided with a separator the flow of the double-throttle type, the lower end of this column is provided with a perforated coupling, and inside this column is equipped with a water-jet coupling, while the reagent for reducing the viscosity of the well fluid is fed into the tubing or into the hollow rod string, mixed there with the well fluid and fed through the water-jet coupling and partially through a perforated sleeve into a hollow rod string or tubing.
Указанная задача решается также и тем, что устройство для добычи скважинной жидкости в осложненных условиях включает винтовой насос, колонну полых штанг, размещенную внутри насосно-компрессорных труб, агрегат по подаче реагента, для снижения вязкости скважинной жидкости, в скважину с нагнетательной линией, линию возврата в ствол скважины, отличающееся тем, что оно снабжено разделителем потока скважинной жидкости двухдроссельного типа, который установлен на верхнем конце колонны полых штанг, нижний конец которых снабжен перфорированной муфтой, а внутри эта колонна снабжена водоструйной муфтой для всасывания реагента для снижения вязкости скважинной жидкости, при этом разделитель потока скважинной жидкости выполнен с двумя коническими полостями, расположенным в них штоком с двумя конусами, имеющими возможность перемещения, и двумя отводами для распределения скважинной жидкости в выкидную линию и линию возврата в ствол скважины, а нагнетательная линия имеет возможность подачи реагента для снижения вязкости скважинной жидкости в НКТ или колонну полых штанг.This problem is also solved by the fact that the device for producing well fluid in difficult conditions includes a screw pump, a string of hollow rods placed inside the tubing, a reagent supply unit, to reduce the viscosity of the well fluid, into the well with an injection line, a return line into the wellbore, characterized in that it is equipped with a two-throttle-type borehole fluid flow separator that is mounted on the upper end of the hollow rod string, the lower end of which is perforated a sleeve, and inside this column is equipped with a water-jet sleeve for reagent suction to reduce the viscosity of the well fluid, while the well fluid flow separator is made with two conical cavities, a rod with two cones that can be moved in them, and two branches for distributing the well fluid in flow line and return line to the wellbore, and the injection line has the ability to supply a reagent to reduce the viscosity of the wellbore fluid into the tubing or string of hollow rods.
На фиг.1 представлено устройство для добычи скважинной жидкости в осложненных условиях.Figure 1 shows a device for producing well fluid in complicated conditions.
На фиг.2 дана конструкция разделителя двухдроссельного.Figure 2 shows the design of the two-throttle separator.
На фиг.3 представлена водоструйная муфта.Figure 3 presents the water-jet coupling.
Принципиальная схема устройства (см. фиг.1) содержит привод с электродвигателем 1, устьевой сальник 2, колонну полых штанг 3 с установленной в ней водоструйной муфтой 4 и колонны НКТ 5. Верхний конец колонны полых штанг снабжен разделителем двухдроссельного типа 6, а нижний конец - перфорированной муфтой 7. Устройство снабжено скважинным винтовым насосом, включающим винт 8 и статор 9. Выкидная линия 10 и линия возврата 11 снабжены вентилями 12 и 13 и расходомерами 14 и 15. Две нагнетательные линии 16 и 17, предназначенные для нагнетания из источника для подачи реагента, снижающего вязкость скважинной жидкости, (реагента) 18 в скважину, снабжены вентилем 19 и 20. Выкидная линия 21 снабжена вентилем 22. Для предотвращения выброса скважинной жидкости в источник для подачи реагента установлен обратный клапан 23. В качестве реагента может быть использован, например, «Пральт-16 марка Б» (Чичканов С.В. Разработка и опыт применения химических реагентов для борьбы с АСПО. - Инженерная практика, 2011, №2, С.105), сивушные масла, «Демульфер F-919» (Телин А.Г. и др. Регулирование вязкости водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов. - Нефтепромысловое дело - 1995, №8, С.72), Qp - направление подачи реагента в НКТ, Q′p - направление подачи реагента в колонну полых штанг, Q′с - направление подачи скважинной жидкости в выкидную линию, Qв - направление подачи скважинной жидкости обратно в ствол скважины по линии возврата 11.A schematic diagram of the device (see Fig. 1) contains a drive with an electric motor 1, a
Разделитель двухдроссельного типа (см. фиг.2) состоит из верхнего корпуса 24 и нижнего корпуса 25, в котором установлен полый шпиндель 26 на радиально-упорных подшипниках 27. Шпиндель уплотнен снизу сальниковым уплотнением 28, сверху саморегулирующимся сальниковым уплотнением 29. Разделитель имеет два дросселя, снабженных левым отводом 30 с патрубком 31 и правым отводом 32 с патрубком 33. Левый отвод 30 с патрубком 31 соединен с нагнетательной линией 17 (фиг.1), а правый отвод 32 с патрубком 33 соединен с линией возврата скважинной жидкости в ствол скважины 11. Подвижный шток 34 имеет два конуса 35 и 36, перемещаемых в конических полостях отводов 30 и 32, соответственно, и маховик 37, для перемещения подвижного штока с винтовым соединением. Шток уплотнен сальниковым уплотнением 38. На правый отвод навинчена герметизирующая заглушка 39. Выноска А - шкала риски подвижного штока 34.The double-throttle type separator (see Fig. 2) consists of an
Водоструйная муфта предназначена для ввода реагента и устанавливается в колонне полых штанг на динамическом уровне жидкости в скважине. Водоструйная муфта состоит из корпуса 40, имеющего два отверстия, внутри которого размещены сопло 41 и диффузор 42. Сверху и снизу на корпус 40 навинчены переводники 43 и 44 для соединения с колонной полых штанг 3, причем нижний переводник 44 снабжен резиновым центратором 45. Поз. Б - отверстие приемной камеры в объеме между диффузором 42 и срезом сопла - поз.В.The water-jet coupling is designed to introduce reagent and is installed in the column of hollow rods at a dynamic liquid level in the well. The water-jet coupling consists of a
Реализация способа осуществляется в процессе эксплуатации устройства, которое позволяет работать в двух режимах.The implementation of the method is carried out during operation of the device, which allows you to work in two modes.
При первом режиме, при вращении колонны полых штанг 3 с помощью привода 1, рабочий орган скважинного насоса - винт 8 подает скважинную жидкость в НКТ 5. Вместе с этим, расположенный на поверхности источник реагента 18 через нагнетательную линию 16 нагнетает в НКТ 5 реагент, который, перемешиваясь со скважинной жидкостью, через водоструйную муфту 4 и частично через перфорированную муфту 7 поступает в колонну полых штанг 3. Через разделитель двухдроссельного типа 6, скважинная жидкость распределяется на выкидную линию 10 и при необходимости в линию возврата 11 в ствол скважины. При этом вентили 20 и 22 закрыты. Подача скважинной жидкости определяется расходомером 14, а расход возвращаемой жидкости - расходомером 15.In the first mode, when the column of hollow rods 3 is rotated by means of drive 1, the working element of the borehole pump -
При втором режиме устройство работает следующим образом. При вращении колонны полых штанг 3 с помощью привода 1, рабочий орган скважинного насоса - винт 8 подает скважинную жидкость в НКТ 5. Вместе с этим расположенный на поверхности источник реагента 18 через нагнетательную линию 17 подает реагент в разделитель двухдроссельного типа 6. При этом вентили 12 и 19 закрыты, а разделитель двухдроссельного типа 6 направляет реагент только в колонну полых штанг 3. Через перфорированную муфту 7 и частично через водоструйную муфту 4 реагент попадает в НКТ 5, где, смешиваясь со скважинной жидкостью и уменьшая ее вязкость, поступает на выкидную линию 21.In the second mode, the device operates as follows. When the column of hollow rods 3 is rotated by means of actuator 1, the working element of the well pump —
Разделитель двухдроссельного типа работает следующим образом. Скважинная жидкость, через вращающийся полый шпиндель 26, поступает в полость верхнего корпуса 24, где распределяется в левый 30 и правый 32 отводы, из которых они поступают в патрубки 31 и 33, соединенные с нагнетательной линией 17 и линией возврата 11 соответственно. При вращении маховика 37 посредством винтового соединения шток 34 движет конусы вправо или влево. Количество указанной скважинной жидкости, распределяемой в левый или правый отвод, соответственно, в нагнетательную линию или в линию возврата, определяется при помощи рисок, нанесенных на штоке.The two-throttle type separator operates as follows. Downhole fluid, through a rotating
Муфта водоструйная для всасывания реагента работает следующим образом. Скважинная жидкость, нагнетаемая скважинным винтовым насосом, поднимается по колонне полых штанг 3 и через переводник 44 попадает в сопло 41, в котором часть потенциальной энергии потока скважинной жидкости переходит в кинетическую. При этом струя скважинной жидкости, вытекающая из сопла 41, понижает давление в приемной камере (объем между диффузором и срезом сопла В), вследствие чего часть инжектируемой жидкости (реагента) через отверстие Б попадает в приемную камеру, подмешивается к струе скважинной жидкости и поступает в диффузор 42. В диффузоре 42 происходит плавное снижение кинетической энергии смешанного потока и рост его потенциальной энергии. Далее смешанный поток через переводник 43 подается в колонну полых штанг. Резиновый центратор 45 предназначен для уменьшения проходного сечения между колонной полых штанг и НКТ, чтобы воспрепятствовать движению скважинной жидкости в этом сечении.The water-jet coupling for reagent suction works as follows. The borehole fluid pumped by the borehole screw pump rises along the column of hollow rods 3 and through the
Применение предлагаемых способа и устройства позволяет существенно повысить эффективность добычи нефти за счет снижения количества необходимого оборудования для откачки скважинной жидкости и снижения потерь реагента при его закачке через специальные каналы в межтрубное пространство, дает возможность длительное время эксплуатировать скважину без замены насосного оборудования, так как при необходимости, при снижении дебита скважины, можно уменьшить отбор скважинной жидкости из скважины за счет возврата части этой жидкости в полость скважины.The application of the proposed method and device can significantly increase the efficiency of oil production by reducing the amount of necessary equipment for pumping the wellbore fluid and reducing reagent losses when it is pumped through special channels into the annulus, it makes it possible to operate the well for a long time without replacing pumping equipment, as if necessary , while reducing the flow rate of the well, it is possible to reduce the withdrawal of well fluid from the well by returning part of this fluid to the cavity wells.
Кроме того, используя заявленные способ и устройство, можно исключить применение периодического способа включения в работу известных насосных установок, осложняющее эксплуатацию скважин и вызывающее необходимость применения автоматизированных устройств регулирования режима откачки.In addition, using the claimed method and device, it is possible to exclude the use of a periodic method of including known pumping units into operation, which complicates the operation of wells and necessitates the use of automated devices for regulating the pumping mode.
Источники информацииInformation sources
1. Уразаков К.Р., Богомольный Е.И., Сейтпагамбетов Ж.С., Газаров А.Г. Насосная добыча высоковязкой нефти из наклонных и обводненных скважин / Под ред. М.Д.Валеева. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. - 303 с.1. Urazakov K.R., Bogomolny E.I., Seytpagambetov Zh.S., Gazarov A.G. Pump production of high viscosity oil from deviated and flooded wells / Ed. M.D. Valeeva. - M .: Nedra-Business Center LLC, 2003. - 303 p.
2. Патент RU 2326267, Б.И. №16, 2008 г.2. Patent RU 2326267, B.I. No. 16, 2008
3. Патент SU 1654549, БИ №21, 1991 г.3. Patent SU 1654549, BI No. 21, 1991.
4. Чичканов С.В. Разработка и опыт применения химических реагентов для борьбы с АСПО. - Инженерная практика, 2011, №2, С. 103-106.4. Chichkanov S.V. Development and experience in the use of chemicals to combat paraffin. - Engineering Practice, 2011, No. 2, pp. 103-106.
5. Телин А.Г. и др. Регулирование вязкости водонефтяных эмульсий с использованием химических реагентов. - Нефтепромысловое дело. - 1995, №8, С.70-73.5. Telin A.G. et al. Regulation of viscosity of oil-water emulsions using chemical reagents. - Oilfield business. - 1995, No. 8, S.70-73.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010112730/03A RU2447264C2 (en) | 2010-04-01 | 2010-04-01 | Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010112730/03A RU2447264C2 (en) | 2010-04-01 | 2010-04-01 | Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2010112730A RU2010112730A (en) | 2011-10-20 |
RU2447264C2 true RU2447264C2 (en) | 2012-04-10 |
Family
ID=44998584
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010112730/03A RU2447264C2 (en) | 2010-04-01 | 2010-04-01 | Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2447264C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2669972C1 (en) * | 2017-08-15 | 2018-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Device for supplying a liquid surfactant to the downhole gas wells |
RU2678284C2 (en) * | 2017-03-01 | 2019-01-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4386654A (en) * | 1981-05-11 | 1983-06-07 | Becker John A | Hydraulically operated downhole oil well pump |
SU1654549A1 (en) * | 1989-03-14 | 1991-06-07 | Molchanov Aleksandr G | Method for producing viscous formation fluid and relevant recovery plant |
RU2246049C1 (en) * | 2003-12-19 | 2005-02-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Well pumping unit for operation in horizontal wells |
RU2005127211A (en) * | 2005-08-30 | 2007-03-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | METHOD AND DEVICE FOR WELL TESTING USING SUBMERSIBLE PUMPING EQUIPMENT |
RU2326267C2 (en) * | 2005-04-27 | 2008-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нафтасервис" | Screw-type pumping unit for sand-containing oil production |
-
2010
- 2010-04-01 RU RU2010112730/03A patent/RU2447264C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4386654A (en) * | 1981-05-11 | 1983-06-07 | Becker John A | Hydraulically operated downhole oil well pump |
SU1654549A1 (en) * | 1989-03-14 | 1991-06-07 | Molchanov Aleksandr G | Method for producing viscous formation fluid and relevant recovery plant |
RU2246049C1 (en) * | 2003-12-19 | 2005-02-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Well pumping unit for operation in horizontal wells |
RU2326267C2 (en) * | 2005-04-27 | 2008-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Нафтасервис" | Screw-type pumping unit for sand-containing oil production |
RU2005127211A (en) * | 2005-08-30 | 2007-03-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. (Nl) | METHOD AND DEVICE FOR WELL TESTING USING SUBMERSIBLE PUMPING EQUIPMENT |
RU2321740C2 (en) * | 2005-08-30 | 2008-04-10 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method and device for well testing with the use of submersed pumping equipment |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2678284C2 (en) * | 2017-03-01 | 2019-01-25 | Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" | Device for extraction of high-viscosity oil from deep wells |
RU2669972C1 (en) * | 2017-08-15 | 2018-10-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ноябрьск" | Device for supplying a liquid surfactant to the downhole gas wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2010112730A (en) | 2011-10-20 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US6343653B1 (en) | Chemical injector apparatus and method for oil well treatment | |
CN111512017B (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
US20070231158A1 (en) | Artificial lift with additional gas assist | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
US11098566B2 (en) | Pulse hydraulic fracturing tool and method for coiled tubing dragging with bottom packer | |
US7770637B2 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
CN102791956A (en) | Valve system | |
US6123149A (en) | Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump | |
US20150167652A1 (en) | Submersible pumping system and method | |
CN108119100B (en) | Oil well lifting system and oil pumping method thereof | |
US20150000926A1 (en) | Gas lift system for oil production | |
US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
CN1356451A (en) | Reverse cycle drilling method and equipment for oil well or gas well | |
CN103334709A (en) | Casing pipe annular gas injection technology | |
CN104948149B (en) | A kind of multimedium dispensing system suitable in mining site complexity oil reservoir | |
RU2447264C2 (en) | Method for production of borehole fluid under complicated conditions and device for its realisation | |
CN201273285Y (en) | Fluid-blending viscosity-reducing system of screw pump | |
RU115408U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
RU2705654C1 (en) | Method to reduce pressure of associated oil gas in annular space of production oil wells | |
RU2490436C1 (en) | Well operation method | |
WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
CN1118614C (en) | Sand-discharge oil production method and equipment | |
WO2013130908A1 (en) | Well fluid extraction jet pump providing access through and below packer | |
US10508514B1 (en) | Artificial lift method and apparatus for horizontal well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130402 |