RU2553110C2 - Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation - Google Patents
Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2553110C2 RU2553110C2 RU2014119062/03A RU2014119062A RU2553110C2 RU 2553110 C2 RU2553110 C2 RU 2553110C2 RU 2014119062/03 A RU2014119062/03 A RU 2014119062/03A RU 2014119062 A RU2014119062 A RU 2014119062A RU 2553110 C2 RU2553110 C2 RU 2553110C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- ejector
- gas
- centrifugal pump
- liquid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобыче, и может быть использована для добычи флюида, преимущественно с повышенным содержанием газа, из однопластовой скважины.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to oil production, and can be used to produce fluid, mainly with a high gas content, from a single-layer well.
Известен способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами, включающий эксплуатацию нефтяной скважины электроцентробежным насосом и связанным с ним струйным насосом, последний установлен на насосно-компрессорных трубах выше установившегося динамического уровня, который при прохождении через него добываемой нефти откачивает газ из межтрубного пространства скважины (Патент RU №2081998 С1. Способ снятия избыточного давления газа из межтрубного пространства скважины при эксплуатации погружными электронасосами. - МПК: E21B 43/00. - 20.06.1997).There is a method of relieving excess gas pressure from the annular space of a well during operation by submersible electric pumps, which includes operating an oil well by an electric centrifugal pump and an associated jet pump, the latter being installed on tubing above a steady-state dynamic level, which, when the produced oil passes through it, pumps gas from annulus of the well (Patent RU No. 2081998 C1. Method for relieving excess gas pressure from the annulus of the well during operation by submersible electric pumps. - IPC: E21B 43/00. - 06/20/1997).
Известна насосно-эжекторная установка для добычи нефти, включающая последовательно расположенные погружной электродвигатель, центробежный сепаратор механических примесей со шнеком с переменным шагом в виде втулки с лопастями, снабженный, как минимум, одной насосной ступенью, установленной на входе, центробежный насос и струйный насос, к приемной камере которого подведена соединительная трубка для откачки отделенных частиц из сепаратора (Патент RU №138787 U1. Погружная насосно-эжекторная установка для добычи нефти. - МПК: F04D 13/08. - 20.03.2014).Known pump-ejector installation for oil production, including a sequentially located submersible electric motor, a centrifugal separator of mechanical impurities with a screw with a variable pitch in the form of a sleeve with blades, equipped with at least one pump stage installed at the inlet, a centrifugal pump and a jet pump, to the receiving chamber of which has a connecting pipe for pumping the separated particles from the separator (Patent RU No. 138787 U1. Submersible pumping and ejector unit for oil production. - IPC:
Известна струйная скважинная насосная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб с установленными на ней верхним пакером выше верхнего пласта, нижним пакером между верхним и нижним пластами скважины и струйным насосом, сопло последнего со стороны входа в него сообщено с колонной труб ниже струйного насоса и с наружной стороны - с верхним пластом. К нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб присоединен центробежный насос. Нижний пакер расположен не более 10 м ниже подошвы верхнего пласта, а верхний пакер - не более 10 м выше его кровли (Патент RU №2278996 C1. Струйная скважинная насосная установка. - МПК: F04F 5/54. - 20.03.2014).Known jet borehole pump installation containing a tubing string with an upper packer installed on it above the upper layer, a lower packer between the upper and lower layers of the well and the jet pump, the nozzle of the latter from the input side is communicated with the pipe string below the jet pump and the outer side - with the upper layer. A centrifugal pump is attached to the lower end of the tubing string. The lower packer is located no more than 10 m below the sole of the upper layer, and the upper packer is no more than 10 m above its roof (Patent RU No. 2278996 C1. In-line well pumping unit. - IPC:
Недостатком известных технических решений является возникновение турбулентности в потоке жидкости на выходе центробежного насоса, приводящей к вспениванию нагнетаемой жидкости и колебанию давления на входе в сопло струйного насоса, и, как следствие, к отключению установки.A disadvantage of the known technical solutions is the occurrence of turbulence in the fluid stream at the outlet of the centrifugal pump, leading to foaming of the injected fluid and pressure fluctuations at the inlet to the nozzle of the jet pump, and, as a result, to shut down the installation.
Наиболее близким аналогом заявляемой группы технических решений является способ добычи нефти, включающий откачку продукции из пласта в скважину, частичную сепарацию свободного газа от жидкости и поступление части свободного газа в затрубное пространство, диспергирование газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием, последующее поступление газожидкостной смеси с остаточным газосодержанием в насос и нагнетание ее в сопло струйного аппарата струей, которой придают форму, предотвращающую звуковое запирание сопла, эжектирование струйным аппаратом части продукции скважины в насосно-компрессорные трубы с поступлением части свободного газа из затрубного пространства и регулированием давления газа в затрубном пространстве, и подъем газожидкостной смеси на поверхность. Известно устройство для осуществления вышеописанного способа, содержащее спущенные в скважину на насосно-компрессорных трубах насос и струйный аппарат, снабженный соплом диафрагменного типа. Выше струйного аппарата на насосно-компрессорных трубах установлен перепускной клапан. На входе в насос установлен газосепаратор-диспергатор (Патент RU №2274731 C2. Способ добычи нефти и устройство для его осуществления. - МПК: E21B 43/00, F04F 5/54. - 20.04.2006). Данные технические решения приняты за прототипы.The closest analogue of the claimed group of technical solutions is a method of oil production, including pumping products from the formation into the well, partial separation of free gas from the liquid and the flow of part of the free gas into the annulus, dispersing the gas-liquid mixture with the residual gas content, the subsequent flow of the gas-liquid mixture with the residual gas content in the pump and its injection into the nozzle of the jet apparatus by a jet, which is shaped to prevent sound locking of the nozzle, ejection with by a blasting apparatus of a part of a well’s production into tubing with a part of the free gas coming from the annulus and regulating the gas pressure in the annulus, and raising the gas-liquid mixture to the surface. A device for implementing the above method is known, comprising a pump and an inkjet apparatus provided with a diaphragm type nozzle lowered into a well on tubing. Above the inkjet apparatus, a bypass valve is installed on the tubing. A gas separator-disperser is installed at the pump inlet (Patent RU No. 2274731 C2. Method for oil production and a device for its implementation. - IPC: E21B 43/00,
Недостатком известных технических решений, принятых за прототипы, является возникновение турбулентности в потоке жидкости на выходе центробежного насоса, приводящей к вспениванию нагнетаемой жидкости и колебанию давления на входе в сопло струйного насоса, и, как следствие, к отключению установки, что снижает эффективность добычи и отрицательно влияет на срок службы электропривода центробежного насоса.A disadvantage of the known technical solutions adopted for the prototypes is the occurrence of turbulence in the fluid stream at the outlet of the centrifugal pump, leading to foaming of the injected fluid and pressure fluctuations at the inlet to the nozzle of the jet pump, and, as a result, to shutdown the installation, which reduces production efficiency and negatively affects the service life of the electric centrifugal pump.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение эффективности эксплуатации скважин путем исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to increase the efficiency of well operation by eliminating failures in the operation of a liquid ejector.
Техническим результатом является повышение эффективности эксплуатации скважин за счет исключения сбоев в работе жидкоструйного эжектора.The technical result is to increase the efficiency of well operation by eliminating malfunctions in the operation of a liquid-jet ejector.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известном способе добычи однопластового скважинного флюида, включающем откачку пластового флюида центробежным насосом из забоя в устье скважины, вначале которой флюид подвергают сепарации и выделенный газ отправляют в затрубное пространство, а сепарированную жидкость нагнетают центробежным насосом по трубе в сопло жидкоструйного эжектора, последний устанавливают на колонне насосно-компрессорных труб выше динамического уровня скважинного флюида, затем эжектором одновременно с сепарированной жидкостью отсасывают газ из затрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб, согласно предложенному техническому решению сепарированную жидкость нагнетают в сопло жидкоструйного эжектора ламинарным течением потока, а добычу скважинного флюида производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и на работу жидкоструйного эжектора с учетом глубины динамического уровня скважинного флюида, при этом проходные сечения сопла и камеры смешения жидкоструйного эжектора задают прямо пропорционально дебиту и объему газа и обратно пропорционально глубине динамического уровня скважинного флюида.The specified technical result is achieved by the fact that, in the known method of producing a single-layer well fluid, including pumping the formation fluid with a centrifugal pump from the bottom of the wellhead, at the beginning of which the fluid is separated and the gas released is sent to the annulus, and the separated fluid is pumped by a centrifugal pump through the pipe into a liquid jet ejector nozzle, the latter being installed on the tubing string above the dynamic level of the borehole fluid, then the ejector simultaneously with gas is sucked from the annulus of the well into the tubing string by the separated liquid, according to the proposed technical solution, the separated liquid is pumped into the nozzle of the liquid jet ejector by a laminar flow, and the production of the well fluid is carried out by a centrifugal pump with a pressure specified from the distribution of pressure on the mass lift of the gas-liquid mixture along the tubing string and the separated fluid through the pipe between the centrifugal pump and the liquid jet ejector and a work fluid jet ejector with the depth of the borehole fluid dynamic level, while communicating the nozzle and the mixing chamber define fluid jet ejector is directly proportional to flow rate and volume of the gas and inversely proportional to the depth of the dynamic level of the well fluid.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной насосно-эжекторной установке для добычи однопластового скважинного флюида, содержащей спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах электроприводной центробежный насос и жидкоструйный эжектор, соединенные между собой трубой, на входе центробежного насоса установлен газовый сепаратор, а в канале подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру эжектора - обратный клапан, согласно предложенному техническому решениюThe specified technical result is achieved by the fact that in the known pump-ejector installation for the production of a single-layer borehole fluid containing electric drive centrifugal pump and a liquid jet ejector that are lowered into the well on tubing, connected by a pipe, a gas separator is installed at the inlet of the centrifugal pump, and in the channel for supplying the pumped medium from the annulus of the well to the receiving chamber of the ejector is a check valve, according to the proposed technical solution
на выходе центробежного насоса установлен ресивер с обратным клапаном, при этом жидкоструйный эжектор выполнен с проходными сечениями сопла и камеры смешения, прямо пропорциональными дебиту и объему газа и обратно пропорциональными глубине динамического уровня скважинного флюида, а центробежный насос выбран с напором из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и на работу жидкоструйного эжектора;a receiver with a non-return valve is installed at the outlet of the centrifugal pump, while the liquid-jet ejector is made with passage sections of the nozzle and mixing chamber directly proportional to the flow rate and volume of the gas and inversely proportional to the depth of the dynamic level of the well fluid, and the centrifugal pump is selected with a pressure from the distribution of the lift pressure masses of gas-liquid mixture along the tubing string and the separated liquid through the pipe between the centrifugal pump and the liquid jet ejector and to the liquid a young ejector;
на колонне насосно-компрессорных труб может быть установлен пакер с кабельным вводом выше канала подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства скважины в приемную камеру жидкоструйного эжектора.a packer with a cable entry above the channel for supplying the pumped medium from the annulus of the well into the receiving chamber of the liquid ejector can be installed on the tubing string.
Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторной установки для его осуществления, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant has made it possible to establish that there are no analogs characterized by sets of features identical to all the features of the claimed method for producing a single-layer borehole fluid and a pump-ejector installation. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, каждое из заявляемых технических решений соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototypes of the claimed technical solutions have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, each of the claimed technical solutions meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленные технические решения могут быть реализованы на предприятиях машиностроения из общеизвестных материалов и технологии и использованы на скважинах нефтедобывающей отрасли для добычи флюида из однопластовой скважины. Следовательно, заявляемые технические решения соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions can be implemented at engineering enterprises from well-known materials and technologies and used at wells in the oil industry to produce fluid from a single-layer well. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретений, поскольку заявленные способ добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторная установка для его осуществления предназначены для повышения эффективности добычи однопластового скважинного флюида. Заявленные технические решения решают одну и ту же задачу - повышение эффективности добычи однопластового скважинного флюида.In this patent application, the requirement of unity of inventions is met, since the claimed method for producing a single-layer well fluid and a pump-ejector installation for its implementation are intended to increase the efficiency of production of a single-layer well fluid. The claimed technical solutions solve the same problem - increasing the efficiency of production of a single-layer borehole fluid.
На фиг.1 схематично показана насосно-эжекторная установка для добычи однопластового скважинного флюида; на фиг.2 - то же, оснащенная пакером с кабельным вводом.Figure 1 schematically shows a pump-ejector installation for the production of a single-layer borehole fluid; figure 2 is the same equipped with a packer with cable entry.
Сущность предложенного способа добычи однопластового скважинного флюида заключается в следующем.The essence of the proposed method for the production of single-layer well fluid is as follows.
Центробежный насос с жидкоструйным эжектором устанавливают в скважине на колонне насосно-компрессорных труб, причем жидкоструйным эжектором выше динамического уровня скважинного флюида, а на приеме центробежного насоса установлен газовый сепаратор. Затем производят откачку пластового флюида из забоя скважины в газовый сепаратор, в котором пластовый флюид подвергают сепарации и выделенный газ отправляют в затрубное пространство, а сепарированную жидкость нагнетают ламинарным течением потока по трубе в сопло жидкоструйного эжектора. Одновременно с сепарированной жидкостью жидкоструйным эжектором отсасывают газ из затрубного пространства скважины в колонну насосно-компрессорных труб. Добычу скважинного флюида производят центробежным насосом с напором, задаваемым из условия распределения давления, создаваемого центробежным насосом, на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб и сепарированной жидкости по трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором и потерю давления на работу жидкоструйного эжектора:A centrifugal pump with a liquid jet ejector is installed in the well on a tubing string, the liquid jet ejector being higher than the dynamic level of the well fluid, and a gas separator is installed at the centrifugal pump intake. Then, the formation fluid is pumped from the bottom of the well into a gas separator, in which the formation fluid is separated and the released gas is sent to the annulus, and the separated fluid is injected by the laminar flow through the pipe into the nozzle of the liquid ejector. Simultaneously with the separated liquid, a gas jet ejector sucks the gas from the annulus of the well into the tubing string. Well fluid is produced by a centrifugal pump with a pressure set from the distribution of the pressure created by the centrifugal pump to lift the masses of gas-liquid mixture along the tubing string and the separated fluid through the pipe between the centrifugal pump and the liquid ejector and to lose pressure on the operation of the liquid ejector:
Рэцн≥mмнс+mнкт+pстр,P ≥m MHC ESP + m + p p tubing,
где Рэцн - напор сепарированной жидкости, создаваемый центробежным насосом;where R etsn - the pressure of the separated fluid created by a centrifugal pump;
mмнс - масса сепарированной жидкости в трубе между центробежным насосом и жидкоструйным эжектором;m mms is the mass of the separated liquid in the pipe between the centrifugal pump and the liquid jet ejector;
mнкт - масса газожидкостной смеси в колонне насосно-компрессорных труб;m tubing is the mass of the gas-liquid mixture in the tubing string;
pcтр - потеря давления на работу жидкоструйного эжектора.p Page - pressure loss on the work fluid jet ejector.
Проходное сечение сопла жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным дебиту и обратно пропорциональным глубине динамического уровня скважинного флюида и определяется по формулеThe bore of the nozzle of the liquid jet ejector is made by a size directly proportional to the flow rate and inversely proportional to the depth of the dynamic level of the well fluid and is determined by the formula
где Sc - площадь проходного сечения сопла жидкоструйного эжектора,where S c - the area of the orifice of the nozzle of the liquid jet ejector,
Q - дебит скважины,Q is the flow rate of the well,
Н - глубина динамического уровня скважинного флюида,N is the depth of the dynamic level of the well fluid,
K1 - коэффициент пропорциональности.K 1 - coefficient of proportionality.
Проходное сечение камеры смешения жидкоструйного эжектора выполнено размером, прямо пропорциональным дебиту и объему газа и обратно пропорциональным глубине динамического уровня скважинного флюида и определяется по формулеThe bore of the mixing chamber of the liquid jet ejector is made in a size directly proportional to the flow rate and volume of the gas and inversely proportional to the depth of the dynamic level of the well fluid and is determined by the formula
где Sк - площадь проходного сечения камеры смешения жидкоструйного эжектора,where S to - the flow area of the mixing chamber of the liquid jet ejector,
Q - дебит скважины,Q is the flow rate of the well,
V - объем газа в скважине,V is the volume of gas in the well,
Н - глубина динамического уровня скважинного флюида,N is the depth of the dynamic level of the well fluid,
K2 - коэффициент пропорциональности.K 2 - coefficient of proportionality.
Насосно-эжекторная установка для добычи однопластового скважинного флюида содержит спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 центробежный насос 2 с погружным электроприводом 3, последний герметично соединен с силовым кабелем 4, и жидкоструйный эжектор 5, соединенные между собой трубой 6. На входе центробежного насоса 2 установлен газовый сепаратор 7. В канале 8 подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства 9 скважины в приемную камеру 10 жидкоструйного эжектора 5 установлен обратный клапан 11. На выходе центробежного насоса 2 установлен ресивер 12 с обратным клапаном 13 (Фиг.1). Центробежный насос 2 выбран с напором из условия распределения давления на подъем масс газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб 1 и сепарированной жидкости по трубе 6 между центробежным насосом 2 и жидкоструйным эжектором 5 и потерю давления на работу жидкоструйного эжектора 5. Проходные сечения сопла 14 и камеры смешения 15 жидкоструйного эжектора 5 выполнены с размерами, прямо пропорциональными дебиту Q и объему газа V и обратно пропорциональными глубине Н динамического уровня скважинного флюида. Установка может быть снабжена пакером 16 с кабельным вводом, установленным на колонне насосно-компрессорных труб 1 выше канала подвода перекачиваемой среды из затрубного пространства 9 скважины в приемную камеру 10 жидкоструйного эжектора 5 не более 10 м (Фиг.2).A pump-ejector installation for the production of a single-layer borehole fluid contains a
Пример осуществления способа добычи однопластового скважинного флюида с помощью насосно-эжекторной установки для его осуществления.An example implementation of a method of producing a single-layer borehole fluid using a pump-ejector installation for its implementation.
Пластовый флюид откачивают из забоя скважины в устье скважины центробежным насосом 2 с напором, задаваемым из условия распределения давления Рэцн на подъем массы mнкт газожидкостной смеси по колонне насосно-компрессорных труб 1, массы mмнс сепарированной жидкости по трубе 6 между центробежным насосом 2 и жидкоструйным эжектором 5 и потерю давления рстр на работу жидкоструйного эжектора 5 из условия:Formation fluid is pumped from the bottom of the well by the centrifugal pump to the
Рэцн≥mмнс+Мнкт+pстр.P ESP ≥m MHC M + + p p tubing.
Проходное сечение Sc сопла 14 жидкоструйного эжектора 5 выполнено прямо пропорциональным дебиту Q и обратно пропорциональным глубине H динамического уровня скважинного флюида и определяется по формулеThe cross section S c of the nozzle 14 of the
Проходное сечение Sк камеры смешения 15 жидкоструйного эжектора 5 выполнено прямо пропорциональным дебиту Q и объему V газа и обратно пропорциональным глубине H динамического уровня скважинного флюида и определяется по формулеThe cross section S to the mixing
На входе в центробежный насос 2 в газовом сепараторе 7 производится сепарация газа от пластового флюида и выделенная часть газа отправляется в затрубное пространство 9, а сепарированная жидкость - в центробежный насос 2. При наличии в установке пакера 16 с кабельным вводом выделенная сепарацией часть газа отправляется в затрубное пространство 9 ниже пакера 16, образуя под ним газовую шапку. Из центробежного насоса 2 жидкость турбулентным течением потока перетекает в ресивер 12, в котором происходит сглаживание колебаний давления жидкости, вызываемых пульсирующей подачей и прерывистым потоком жидкости из центробежного насоса 2, и перетекает ламинарным течением через обратный клапан 13 ресивера 12 с напором по трубе 6 в сопло 14 жидкоструйного эжектора 5, установленного выше динамического уровня, и далее через приемную камеру 10 в камеру смешения 15 жидкоструйного эжектора 5. Одновременно с сепарированной жидкостью жидкоструйным эжектором 5 отсасывают газ из затрубного пространства 9 скважины через обратный клапан 11 по каналу 8 и приемную камеру 10 жидкоструйного эжектора 5 в колонну насосно-компрессорных труб 1. При наличии пакера 16 с кабельным вводом газ отсасывают из газовой шапки затрубного пространства 9 под пакером 16. Из камеры смешения 15 жидкоструйным эжектором 5 газожидкостная смесь флюида поднимается по колонне насосно-компрессорных труб 1 в устье скважины, где из скважинного флюида окончательно сепарируют газ, получая чистую продукцию. После выключения работы насосно-эжекторной установки газожидкостная смесь в колонне насосно-компрессорных труб 1 под воздействием собственного веса устремляется обратно в скважину и перекрывает обратный клапан 11 в канале 8 после жидкоструйного эжектора 5 и обратный клапан 13 ресивера 12 перед центробежным насосом 2.At the inlet of the
Использование предлагаемых способа добычи однопластового скважинного флюида и насосно-эжекторной установки для его осуществления позволит повысить эффективность эксплуатации скважин и исключить сбои в работе насосно-эжекторной установки, особенно в скважине с повышенным содержанием газа.Using the proposed method for the production of a single-layer borehole fluid and a pump-ejector installation for its implementation will improve the efficiency of well operation and eliminate malfunctions in the pump-ejector installation, especially in a well with a high gas content.
Claims (3)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014119062/03A RU2553110C2 (en) | 2014-05-12 | 2014-05-12 | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014119062/03A RU2553110C2 (en) | 2014-05-12 | 2014-05-12 | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2014119062A RU2014119062A (en) | 2014-08-10 |
RU2553110C2 true RU2553110C2 (en) | 2015-06-10 |
Family
ID=51355059
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014119062/03A RU2553110C2 (en) | 2014-05-12 | 2014-05-12 | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2553110C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2718553C1 (en) * | 2019-09-11 | 2020-04-08 | Олег Сергеевич Николаев | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation |
RU2738189C1 (en) * | 2020-02-18 | 2020-12-09 | Амельченко Леонид Владимирович | Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1588924A1 (en) * | 1988-10-17 | 1990-08-30 | Научно-производственное объединение "Техника и технология добычи нефти" | Downhole pumping unit |
US5961282A (en) * | 1996-05-07 | 1999-10-05 | Institut Francais Du Petrole | Axial-flow and centrifugal pumping system |
RU2274731C2 (en) * | 2004-02-24 | 2006-04-20 | ЗАО "Новомет-Пермь" | Oil production method and facility |
RU2278996C1 (en) * | 2005-02-10 | 2006-06-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Jet well pumping unit |
RU2295631C1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-03-20 | Александр Николаевич Дроздов | Immersed pump-ejector system for extracting oil |
RU2405918C1 (en) * | 2009-06-08 | 2010-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Method of garipov for oil production and device for its realisation |
-
2014
- 2014-05-12 RU RU2014119062/03A patent/RU2553110C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1588924A1 (en) * | 1988-10-17 | 1990-08-30 | Научно-производственное объединение "Техника и технология добычи нефти" | Downhole pumping unit |
US5961282A (en) * | 1996-05-07 | 1999-10-05 | Institut Francais Du Petrole | Axial-flow and centrifugal pumping system |
RU2274731C2 (en) * | 2004-02-24 | 2006-04-20 | ЗАО "Новомет-Пермь" | Oil production method and facility |
RU2278996C1 (en) * | 2005-02-10 | 2006-06-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Jet well pumping unit |
RU2295631C1 (en) * | 2005-06-22 | 2007-03-20 | Александр Николаевич Дроздов | Immersed pump-ejector system for extracting oil |
RU2405918C1 (en) * | 2009-06-08 | 2010-12-10 | Олег Марсович Гарипов | Method of garipov for oil production and device for its realisation |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2718553C1 (en) * | 2019-09-11 | 2020-04-08 | Олег Сергеевич Николаев | Pumping-ejector plant for downhole fluid transfer from lower to upper formation |
RU2738189C1 (en) * | 2020-02-18 | 2020-12-09 | Амельченко Леонид Владимирович | Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2014119062A (en) | 2014-08-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
RU2620667C1 (en) | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer | |
RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
RU2553110C2 (en) | Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation | |
WO2013124625A2 (en) | Improved gas lift system for oil production | |
RU2008140641A (en) | METHOD FOR PREPARING AND PUMPING HETEROGENEOUS MIXTURES INTO THE PLAST AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2405918C1 (en) | Method of garipov for oil production and device for its realisation | |
RU2550613C2 (en) | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
US8936091B2 (en) | Well jet pumping assembly for degassing coal beds | |
RU184051U1 (en) | DEVICE FOR GAS PUMPING FROM ANOTHER WELL SPACE | |
RU2698785C1 (en) | Method for reduction of annular pressure of mechanized wells and device for its implementation | |
RU165135U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU127416U1 (en) | DIFFERENTIAL SUBMERSIBLE REMAINED ELECTRIC PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE WATER PUMPING IN SEVERAL PRODUCTIVE LAYERS | |
RU157399U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF A PRODUCTIVE STRING SUBJECT TO HYDRAULIC BREAKING | |
RU159692U1 (en) | SUBMERSIBLE BARBED ELECTRIC PUMP FOR PUMPING A CARBONED LIQUID FROM A WELL | |
RU159378U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF A WELL OF A PUMP UNIT WITH A FREQUENCY-REGULATED DRIVE | |
CN107816337B (en) | Sand-carrying oil production method based on hydraulic jet pump | |
RU2821075C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
CN204327504U (en) | Water inlet single suction submersible pump in the middle of a kind of | |
RU2538181C1 (en) | Submersible jet pump | |
RU2499133C2 (en) | Electrically drive pump unit for oil extraction and fluid injection in bed | |
RU125250U1 (en) | SUBMERSHIP PUMP INSTALLATION | |
RU132502U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170513 |