RU2470144C1 - Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons - Google Patents
Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons Download PDFInfo
- Publication number
- RU2470144C1 RU2470144C1 RU2011122069/03A RU2011122069A RU2470144C1 RU 2470144 C1 RU2470144 C1 RU 2470144C1 RU 2011122069/03 A RU2011122069/03 A RU 2011122069/03A RU 2011122069 A RU2011122069 A RU 2011122069A RU 2470144 C1 RU2470144 C1 RU 2470144C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pumps
- packer
- shaft
- pump
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Установка относится к технике добычи углеводородов и может быть использована при добыче нефти как из одного пласта, так и при одновременно-раздельной добыче нефти из нескольких изолированных друг от друга пластов с использованием одной скважины, с исключением перетоков углеводородов из одного пласта в другой.The installation relates to hydrocarbon production techniques and can be used in oil production from one reservoir, as well as in simultaneous and separate oil production from several reservoirs isolated from each other using one well, with the exception of hydrocarbon flows from one reservoir to another.
Известно устройство для одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием одной транзитной скважины (см. RU 68584 U1, МПК E21B 43/00, опубл. 27.11.2007). В этом устройстве содержится пакер для разделения двух пластов, два насоса, установленных каждый на своей колонне насосно-компрессорных труб (далее НКТ), размещенных в одной скважине коаксиально друг другу. Один насос - электроцентробежный - размещен снизу от пакера для перекачки нефти из нижнего пласта, для этого в пакере предусмотрен канал для электрического кабеля. Выше пакера размещен приемный клапан для штангового глубинного насоса с самим насосом для перекачки нефти из верхнего пласта. Электроцентробежный насос эксплуатирует нижний пласт, поднимая на поверхность жидкость, для которой предусмотрены каналы, позволяющие ей обтекать приемный клапан по кольцевому пространству между двумя НКТ. Из верхнего пласта штанговый насос через боковые окна приемного канала поднимает добываемую жидкость из верхнего пласта по своей колонне НКТ. Эта установка выбрана в качестве ближайшего аналога.A device is known for simultaneously separately operating several layers using one transit well (see RU 68584 U1, IPC E21B 43/00, published on November 27, 2007). This device contains a packer for separating two layers, two pumps installed each on its own string of tubing (hereinafter tubing), placed in the same well coaxially to each other. One pump - an electric centrifugal pump - is located below the packer for pumping oil from the lower reservoir; for this, a channel for an electric cable is provided in the packer. Above the packer there is a receiving valve for a sucker rod pump with a pump for pumping oil from the upper layer. The electric centrifugal pump operates the lower layer, lifting liquid to the surface, for which channels are provided that allow it to flow around the intake valve in the annular space between the two tubing. From the upper layer, the sucker-rod pump through the side windows of the receiving channel lifts the produced fluid from the upper layer through its tubing string. This setting is selected as the closest equivalent.
Недостатком данного устройства является использование штангового насоса с низкой производительностью и невозможность использования двух электроцентробежных насосов в одной колонне НКТ стандартного диаметра ввиду их больших габаритов. Кроме того, использование двух насосов, спущенных в скважину на своей колонне НКТ, усложняет их эксплуатацию и обслуживание с демонтажем, требует наличия клапана для разделения потоков жидкости из двух пластов, что уменьшает и так низкую производительность верхнего штангового насоса.The disadvantage of this device is the use of a sucker rod pump with low productivity and the inability to use two electric centrifugal pumps in one tubing string of a standard diameter due to their large dimensions. In addition, the use of two pumps lowered into the well on its tubing string, complicates their operation and maintenance with dismantling, requires a valve to separate the fluid flows from the two layers, which reduces the already low productivity of the upper sucker rod pump.
Другим недостатком известного устройства является невозможность отслеживания эксплуатации одного пласта в реальном режиме времени (он-лайн), а также при одновременно раздельной добыче каждого из пластов, отсутствие возможности раздельного учета добываемой жидкости и возможности регулирования режима работы насоса для каждого из разрабатываемых пластов. Если количество добываемой жидкости не соответствует прогнозируемому, либо падает добыча жидкости, либо насос начинает работать в критическом режиме, это может привести к срыву работы насоса и/или к перегреву погружного электродвигателя вследствие уменьшения количества жидкости, омывающей его. Поэтому контроль и возможность регулирования работы установки необходимы.Another disadvantage of the known device is the inability to monitor the operation of one reservoir in real time (on-line), as well as at the same time separate production of each of the layers, the lack of separate accounting of the produced fluid and the ability to control the pump operation mode for each of the developed reservoirs. If the amount of produced fluid does not match the forecast, or the production of fluid decreases, or the pump starts to operate in critical mode, this can lead to disruption of the pump and / or overheating of the submersible motor due to a decrease in the amount of fluid washing it. Therefore, control and the ability to regulate the operation of the installation are necessary.
Задачей является повышение производительности установки при тех же габаритах используемой колонны НКТ, упрощение конструкции установки, ее эксплуатации и обслуживания, обеспечение возможности раздельного учета добываемой жидкости и возможности регулирования режима работы насоса для разрабатываемого пласта.The objective is to increase the productivity of the installation with the same dimensions of the tubing string used, simplify the design of the installation, its operation and maintenance, provide the possibility of separate metering of the produced fluid and the ability to control the pump operating mode for the developed formation.
Задача решается конструкцией установки добычи углеводородов, включающей:The problem is solved by the design of a hydrocarbon production unit, including:
- электроцентробежный насос, установленный на колонне НКТ,- electric centrifugal pump mounted on the tubing string,
- электрический кабель электроцентробежного насоса, установленный в кабель-канал, проходящий вдоль колонны НКТ.- an electric cable of an electric centrifugal pump installed in a cable channel running along the tubing string.
Отличием конструкции установки от прототипа является следующее:The difference between the installation design and the prototype is the following:
- насос в нижней своей части снабжен входным модулем с фильтром или диспергатором, или газосепаратором,- the pump in its lower part is equipped with an input module with a filter or dispersant, or a gas separator,
- входной модуль насоса размещен вблизи зон притока нефти из пластов в полость скважины,- the input module of the pump is located near the zones of oil inflow from the reservoir into the well cavity,
- установка снабжена блоком геофизических датчиков (измерения давления, температуры и др.) телеметрической системы,- the installation is equipped with a block of geophysical sensors (measuring pressure, temperature, etc.) of the telemetry system,
- установка снабжена расходомером-дебитометром,- the installation is equipped with a flow meter-debitometer,
- блок геофизических датчиков и расходомер установлены у входного модуля или в полости верхнего модуля насоса, на его выходе,- a block of geophysical sensors and a flow meter are installed at the input module or in the cavity of the upper pump module, at its output,
- входной модуль насоса снабжен регулятором расхода нефти, выполненным с регулируемым проходным сечением, установленным соосно оси вращения вала насоса и связанным с сервоприводом,- the input module of the pump is equipped with an oil flow regulator made with an adjustable flow area mounted coaxially to the axis of rotation of the pump shaft and connected to the servo drive,
- блок геофизических датчиков и расходомер связаны линией передачи данных с приемным блоком телеметрической системы, установленным на дневной поверхности.- a block of geophysical sensors and a flow meter are connected by a data transmission line to a receiving block of a telemetry system mounted on a day surface.
Задача решается также вторым вариантом конструкции установки - для одновременно-раздельной добычи углеводородов, включающей:The problem is also solved by the second version of the installation design - for simultaneous and separate hydrocarbon production, including:
- пакер, герметично разделяющий два продуктивных пласта скважины,- a packer hermetically separating the two productive formations of the well,
- пакер закреплен на обсадной колонне,- the packer is mounted on the casing,
- два насоса для каждого из продуктивных пластов, установленных на колонне НКТ,- two pumps for each of the reservoirs installed on the tubing string,
- пакер установлен между нижним и верхним насосами,- the packer is installed between the lower and upper pumps,
- электрический кабель установлен в кабель-канал, проходящий в корпусе пакера вдоль колонны НКТ.- an electric cable is installed in the cable channel passing in the packer body along the tubing string.
Отличием второго варианта конструкции установки от прототипа является следующее:The difference between the second version of the installation design from the prototype is the following:
- оба насоса выполнены электроцентробежными и связаны с одним погружным электродвигателем,- both pumps are electric centrifugal and connected to one submersible electric motor,
- погружной электродвигатель размещен под пакером, в нижней части установки непосредственно у нижнего пласта, и установлен на валу, общем для обоих насосов, или электродвигатель установлен на валу и расположен между электроцентробежными насосами,- the submersible motor is located under the packer, in the lower part of the installation directly at the lower layer, and mounted on the shaft, common to both pumps, or the motor is mounted on the shaft and located between the centrifugal pumps,
- вал проходит сквозь пакер, в котором установлены дополнительные подшипниковые опоры,- the shaft passes through the packer, in which additional bearing bearings are installed,
- электродвигатель соосно связан с центробежными насосами через вал с подшипниками,- the electric motor is coaxially connected to centrifugal pumps through a shaft with bearings,
- насосы в нижней своей части каждый снабжены входным модулем с фильтром или диспергатором, или газосепаратором,- the pumps in their lower part each are equipped with an input module with a filter or dispersant, or a gas separator,
- входные модули насосов размещены вблизи зон притока нефти из пластов в полость скважины,- the input modules of the pumps are located near the zones of oil inflow from the reservoir into the well cavity,
- входной модуль верхнего насоса расположен выше пакера,- the input module of the upper pump is located above the packer,
- установка снабжена блоками геофизических датчиков (измерения давления, температуры и др.) телеметрической системы и расходомерами,- the installation is equipped with blocks of geophysical sensors (measuring pressure, temperature, etc.) of the telemetry system and flow meters,
- которые установлены у входных модулей или на выходе из насосов,- which are installed at the input modules or at the outlet of the pumps,
- входные модули насосов снабжены регуляторами расхода нефти, выполненными с регулируемым проходным сечением, установленными соосно оси вращения вала двигателя (насоса) и связанными с сервоприводами,- the input modules of the pumps are equipped with oil flow regulators, made with adjustable flow cross-section, mounted coaxially to the axis of rotation of the motor shaft (pump) and connected to the servos,
- блоки геофизических датчиков и расходомеры связаны линией передачи данных с приемным блоком телеметрической системы, установленным на дневной поверхности.- blocks of geophysical sensors and flow meters are connected by a data line with the receiving unit of the telemetry system mounted on the day surface.
Задача решается также конструкцией регулятора расхода нефти, который выполнен в виде двух соосно расположенных цилиндрических поверхностей, установленных относительно друг друга без зазора в пределах допуска изготовления, вплотную. По крайней мере одна из них выполнена с продольными отверстиями, ориентированными вдоль оси, в виде цилиндрической решетки или с иными отверстиями. Одна из поверхностей установлена неподвижно, а другая - с возможностью подвижки (скольжения) относительно другой, причем подвижка поверхности осуществлена либо вдоль их общей оси, либо поступательно по дуге окружности ее основания, с возможностью перекрытия отверстий.The problem is also solved by the design of the oil flow regulator, which is made in the form of two coaxially arranged cylindrical surfaces, mounted relative to each other without a gap within the manufacturing tolerance, closely. At least one of them is made with longitudinal holes oriented along the axis, in the form of a cylindrical lattice or with other holes. One of the surfaces is fixed, and the other with the possibility of movement (sliding) relative to the other, and the surface is moved either along their common axis, or translationally along the arc of a circle of its base, with the possibility of overlapping holes.
Возможны и другие варианты исполнения конструкции регулятора расхода. Конструкция разных вариантов исполнения регулятора расхода нефти при совершении подвижной частью скольжения вдоль оси или по дуге относительно неподвижной части обеспечивает изменение площади проходного сечения регулятора расхода нефти. Регулятор расхода нефти может быть выполнен также в виде регулятора скорости вращения вала электроцентробежных насосов с использованием блока частотного преобразователя в цепи питания погружного электродвигателя.Other design options for the flow controller are also possible. The design of different versions of the oil flow controller when the movable part is sliding along the axis or in an arc relative to the fixed part provides a change in the area of the passage section of the oil flow controller. The oil flow controller can also be made in the form of a speed controller for the shaft of electric centrifugal pumps using a frequency converter unit in the power circuit of a submersible electric motor.
Как видно из сущности изобретения, предложенные варианты установки могут быть использованы для добычи нефти из одного пласта или для одновременно-раздельной добычи нефти из нескольких пластов, разобщенных пакерным оборудованием, с возможностью регулировки расхода нефти.As can be seen from the essence of the invention, the proposed installation options can be used for oil production from one formation or for simultaneous and separate oil production from several layers separated by packer equipment, with the possibility of adjusting the oil flow.
На чертеже показан вариант установки для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разделенных пакером, снабженной погружным электродвигателем, расположенным под нижним электроцентробежным насосом. Стрелками показано движение нефти.The drawing shows a variant of the installation for simultaneous-separate oil production from two reservoirs, separated by a packer, equipped with a submersible electric motor, located under the lower electric centrifugal pump. The arrows indicate the movement of oil.
Вся установка смонтирована и спущена в скважину на одной колонне насосно-компрессорных труб.The entire installation is mounted and lowered into the well on one string of tubing.
Установка размещена в обсадной колонне 1 скважины для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов: верхнего 2 и нижнего 3. Обсадная колонна 1 скважины у залегания нефтяных пластов 2 и 3 выполнена перфорированной, как это видно из чертежа. Под верхним пластом 2 размещен пакер 4, герметично разделяющий два продуктивных пласта 2 и 3 скважины. Пакер 4 закреплен на обсадной колонне 1 с помощью пакерующего резинового узла (не показано). Непосредственно у нижнего пласта 3, под пакером 4 размещен погружной электродвигатель 5, установленный на валу 6. Электродвигатель 5 кинематически соосно связан с нижним центробежным насосом 7 через вал 6. Насос 7 в нижней своей части снабжен входным модулем 8 с узлом гидрозащиты и фильтром и с регулятором 9 расхода нефти, выполненным с регулируемым проходным сечением в виде цилиндрической решетки. Вал 6 проходит сквозь пакер 4 и далее выше, к входному модулю 10 верхнего насоса 11. Входной модуль 10 верхнего насоса также снабжен узлом гидрозащиты и фильтром и выполнен с регулятором 12 расхода нефти. Входные модули 8 и 10 насосов 7 и 11 соответственно размещены в зонах просачивания нефти из пластов 2 и 3 в полость обсадной колонны 1. В стволе пакера 4 установлены подшипники для передачи вращения от вала 6 к ротору верхнего насоса 11 (не показано). Нижний насос 7 имеет меньшую производительность, верхний насос 11 - большую производительность. Производительность нижнего насоса 7 рассчитана на потенциальный дебит нижнего продуктивного пласта 3, расчет верхнего насоса 11 учитывает суммарный дебит нижнего 3 и верхнего 2 пластов. В полостях верхних выходных модулей 13 и 14 нижнего 7 и верхнего 11 насосов соответственно установлены нижний и верхний расходомеры-дебитометры (не показано). Нижний расходомер модуля 13 предназначен для измерения дебита добычи нефти из нижнего пласта 3, верхний расходомер модуля 14 - для определения суммарного дебита добычи нефти из нижнего 3 и верхнего 2 пластов. Вся установка смонтирована и опущена в скважину на одной колонне 15 НКТ. На колонне 15 НКТ в специальных блоках 16 и 17 непосредственно у разрабатываемых пластов размещены по комплекту датчиков давления и температуры телеметрической системы (не показано). Расходомеры и датчики связаны проводной линией передачи данных с приемником телеметрической системы, установленным на дневной поверхности, с помощью кабеля 18 передачи данных, по которому передаются сигналы телеметрической системы. Электрический кабель 19 вдоль колонны 15 НКТ опущен к погружному электродвигателю 5 и соединен с ним, для чего в пакерующем элементе пакера 4 предусмотрен кабель-канал. Надпакерная полость 20 обсадной колонны 1 расположена ниже верхнего продуктивного пласта 2 и служит для сбора нефти из верхнего продуктивного пласта 2. Оба насоса, как показано на чертеже, связаны между собой не только валом, но и проходным патрубком 21, по которому нефть из нижнего пласта 3 с помощью второго насоса 11 подается вместе с нефтью из верхнего пласта 2 на поверхность.The installation is located in the
Как видно из чертежа, пакер 4 разделяет два продуктивных пласта 2 и 3 и размещен между двумя насосами 7 и 11, перекачивающими нефть из разделенных пластов. Насосы 7 и 11 и погружной электродвигатель 5 установлены на один вал 6 с использованием подшипников. Вал 6 является одним общим приводом для них и приходит во вращение от одного электродвигателя, питаемого от одного электрического кабеля 19. Всю установку собирают на дневной поверхности.As can be seen from the drawing, the
Регуляторы расхода нефти во входных модулях 8 и 10 насосов 7 и 11 соответственно каждый выполнены в виде двух соосно расположенных цилиндрических поверхностей, установленными относительно друг друга без зазора в пределах допуска изготовления, вплотную. Наружная цилиндрическая поверхность выполнена с продольными отверстиями, ориентированными вдоль оси, в виде цилиндрической решетки. Одна из поверхностей установлена неподвижно, а другая - с возможностью подвижки (скольжения) относительно первой, причем подвижка поверхностей одна относительно второй осуществлена поступательно по дуге окружности ее основания, с возможностью перекрытия отверстий. Возвратно-поступательные движения по дуге окружности подвижная цилиндрическая поверхность совершает с помощью электропривода, управляемого телеметрической системой (не показано).The oil flow regulators in the
В качестве электроцентробежных насосов были использованы: нижний - трехсекционный ЭЦНД-80-729, верхний - трехсекционный ЭЦНД-200. В качестве погружного электродвигателя - ПЭД-110 кВт. В качестве датчиков были использованы датчики типа ТМС и ТМСР (с расходомерами).The following were used as electric centrifugal pumps: lower - three-section ЭЦНД-80-729, upper - three-section ЭЦНД-200. As a submersible electric motor - PED-110 kW. As sensors were used sensors type TMS and TMSR (with flow meters).
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
В обсадную колонну 1 скважины, являющейся транзитной для верхнего пласта 2 и нижнего пласта 3 и выполненной в месте расположения пластов перфорированной, на колонне 15 насосно-компрессорных труб опускают механический пакер 4 и размещенные на общем усиленном валу 6 на подшипниках по обе стороны от пакера 4 по высоте нижний 7 и верхний 11 электроцентробежные насосы. На нижний конец вала 6 установлен погружной электродвигатель 5. Установку размещают так, чтобы электродвигатель 5 находился выше зоны перфорации обсадной колонны 1 из нижнего пласта 3, и поток жидкости омывал и охлаждал двигатель. Вместе с установкой в скважину опускается уже установленный в кабель-канал электрический кабель 19, подключенный к погружному электродвигателю 5. Пакер 4 закрепляется на внутренней поверхности обсадной колонны 1, герметично разъединяя пласты 2 и 3. Электрический кабель 19 подсоединяется к соответствующей сети, а кабель 18 передачи данных - к системе управления телеметрической системы (на чертеже не показано), работающей в автоматическом или полуавтоматическом режиме. Включается погружной электродвигатель 5, и ротор двигателя через подшипники начинает передавать вращение на единый вал 6 и далее - на нижний 7 и верхний 11 центробежные насосы. Насосы начинают отбирать жидкость из продуктивных пластов 3 и 2, нагнетая ее наверх по колонне 15 НКТ. Расходомерами верхних модулей 13 и 14 нижнего 7 и верхнего 11 насосов соответственно измеряют количество прошедшей через установку нефти из нижнего пласта 3 и суммарную из обоих пластов. Одновременно отслеживаются условия состояния скважин с помощью датчиков 16 и 17 телеметрической системы, показания которых, преобразованные в электрические сигналы, передаются наверх по кабелю 18 передачи данных в систему управления. Туда же одновременно передаются и показания расходомеров 13 и 14 также в виде электрических сигналов. Такая передача данных в процессе добычи нефти позволяет в режиме он-лайн получать информацию о состоянии скважин и величине добытой нефти. При изменении этих условий возможно регулирование работы установки. Так, при уменьшении дебита нижнего пласта и при первоначально установленной мощности подачи нефти за счет установленной скорости вращения электродвигателя/вала 6 погружной электродвигатель 5 может оказаться в условиях недостаточного количества жидкости, омывающей и охлаждающей его, он окажется в критическом режиме работы, что приведет к его перегоранию и/или к срыву подачи нефти. Датчики телеметрической системы отследят такое изменение условий работы, и, чтобы исключить последствия критического режима работы, автоматически или вручную система управления телеметрической системы подаст сигнал к соответствующим сервоприводам для увеличения проходного сечения регулятора расхода нефти во входном блоке соответствующего насоса, что приведет к нормализации условий работы насоса. Можно также изменить скорость вращения двигателя для изменения объема подачи нефти из пластов.A
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011122069/03A RU2470144C1 (en) | 2011-05-31 | 2011-05-31 | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011122069/03A RU2470144C1 (en) | 2011-05-31 | 2011-05-31 | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2470144C1 true RU2470144C1 (en) | 2012-12-20 |
Family
ID=49256557
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011122069/03A RU2470144C1 (en) | 2011-05-31 | 2011-05-31 | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2470144C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103470233A (en) * | 2013-08-20 | 2013-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Heavy oil reservoir natural gas huff-and-puff oil production process system and oil production method |
RU2602561C2 (en) * | 2015-04-20 | 2016-11-20 | Иван Викторович Грехов | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons from two productive formations |
RU196198U1 (en) * | 2019-10-02 | 2020-02-20 | Пепеляева Валентина Борисовна | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL |
RU2722174C1 (en) * | 2019-11-07 | 2020-05-28 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations |
RU210750U1 (en) * | 2021-12-14 | 2022-04-29 | Публичное Акционерное Общество "Одк-Сатурн" | Telemetric system positioning device |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2256074C2 (en) * | 2000-03-02 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | System for controlling connections and feeding of electric current, oil well for extracting oil products (variants) and method for extracting oil product from oil well |
RU2263202C2 (en) * | 2000-03-02 | 2005-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method for high-pressure trip gas usage in gas-lift well |
RU2286770C2 (en) * | 2004-11-22 | 2006-11-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Антивирал" (ЗАО "НПО "Антивирал") | Anti-influenza agent |
RU2287670C2 (en) * | 2004-09-30 | 2006-11-20 | "Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования" ("Црно") | Method for adjusting productiveness of electric centrifugal pump and device for realization of method |
RU88746U1 (en) * | 2009-07-14 | 2009-11-20 | Самуил Григорьевич Бриллиант | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS) |
US20090321072A1 (en) * | 2008-06-30 | 2009-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of downhole fluids analysis |
RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
-
2011
- 2011-05-31 RU RU2011122069/03A patent/RU2470144C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2256074C2 (en) * | 2000-03-02 | 2005-07-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | System for controlling connections and feeding of electric current, oil well for extracting oil products (variants) and method for extracting oil product from oil well |
RU2263202C2 (en) * | 2000-03-02 | 2005-10-27 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. | Method for high-pressure trip gas usage in gas-lift well |
RU2287670C2 (en) * | 2004-09-30 | 2006-11-20 | "Центр Разработки Нефтедобывающего Оборудования" ("Црно") | Method for adjusting productiveness of electric centrifugal pump and device for realization of method |
RU2286770C2 (en) * | 2004-11-22 | 2006-11-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное объединение "Антивирал" (ЗАО "НПО "Антивирал") | Anti-influenza agent |
RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
US20090321072A1 (en) * | 2008-06-30 | 2009-12-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods and apparatus of downhole fluids analysis |
RU88746U1 (en) * | 2009-07-14 | 2009-11-20 | Самуил Григорьевич Бриллиант | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS) |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103470233A (en) * | 2013-08-20 | 2013-12-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | Heavy oil reservoir natural gas huff-and-puff oil production process system and oil production method |
CN103470233B (en) * | 2013-08-20 | 2016-01-06 | 中国石油天然气股份有限公司 | A kind of heavy crude reservoir natural gas huff and puff oil recovery process system and oil production method |
RU2602561C2 (en) * | 2015-04-20 | 2016-11-20 | Иван Викторович Грехов | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons from two productive formations |
RU196198U1 (en) * | 2019-10-02 | 2020-02-20 | Пепеляева Валентина Борисовна | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL |
RU2722174C1 (en) * | 2019-11-07 | 2020-05-28 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Pump unit for simultaneous separate operation of two formations |
RU210750U1 (en) * | 2021-12-14 | 2022-04-29 | Публичное Акционерное Общество "Одк-Сатурн" | Telemetric system positioning device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2470144C1 (en) | Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons | |
EP2761130B1 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
RU2488686C1 (en) | Method for separation and control of development of deposits drains with horizontal well, and device for its implementation | |
RU2512228C1 (en) | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system | |
RU2523590C1 (en) | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs | |
US9500073B2 (en) | Electrical submersible pump flow meter | |
CN101446281B (en) | Drainage device for coal bed gas well electric submersible centrifugal pump | |
RU2011134099A (en) | WELL DEBIT REGULATION SYSTEM | |
RU2443852C2 (en) | Plant for periodic separate production of oil from two beds | |
RU2368764C1 (en) | Pump plant for simultaneous separate operation of two beds in well | |
RU138135U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED HYDROCARBON PRODUCTION | |
WO2015167895A1 (en) | Connector and gas-liquid separator for combined electric submersible pumps and beam lift or progressing cavity pumps | |
RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
RU2547190C1 (en) | Well fluid regulator | |
RU2500882C9 (en) | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit | |
RU2611786C2 (en) | Single packer pump facility for fluid production from two well formations | |
RU2542071C2 (en) | Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions) | |
US10227986B2 (en) | Pumping system for a wellbore and methods of assembling the same | |
US20160109063A1 (en) | Apparatus and method to flush esp motor oil | |
US20150083407A1 (en) | Method of removing wellbore fluid from well and water removal well | |
RU109209U1 (en) | PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU141922U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
RU2630835C1 (en) | Plant for simultaneous oil production from two formations |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20130614 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200601 |