RU2595032C1 - Downhole pump unit for production of bituminous oil - Google Patents
Downhole pump unit for production of bituminous oil Download PDFInfo
- Publication number
- RU2595032C1 RU2595032C1 RU2015116405/03A RU2015116405A RU2595032C1 RU 2595032 C1 RU2595032 C1 RU 2595032C1 RU 2015116405/03 A RU2015116405/03 A RU 2015116405/03A RU 2015116405 A RU2015116405 A RU 2015116405A RU 2595032 C1 RU2595032 C1 RU 2595032C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- string
- oil
- multiplier
- rod string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей.The present invention relates to the oil industry and can be used in the thermal method for the production of heavy, highly viscous and tar oils.
Для разработки залежи с битуминозной нефтью известен способ, включающий бурение в пласте двух горизонтальных скважин, расположенных параллельно друг другу (патент RU №2287677, Е21В 43/24, опубл. Бюлл. №32 от 20.11.2006 г.). В верхнюю скважину осуществляют закачку пара, а из нижней производят отбор продукции.To develop deposits with bituminous oil, a method is known that includes drilling in a formation of two horizontal wells located parallel to each other (patent RU No. 2287677, EV 43/24, publ. Bull. No. 32 from 11/20/2006). Steam is injected into the upper well, and production is taken from the lower well.
Недостатки такого парогравитационного метода состоят в существенных потерях тепла в тонких продуктивных пластах и сложности проводки двух параллельно расположенных горизонтальных скважин.The disadvantages of this steam-gravity method are the significant heat losses in thin productive formations and the difficulty of wiring two parallel horizontal wells.
Известен способ добычи тяжелой высоковязкой нефти периодической закачкой пара в добывающую скважину (например, А.с. СССР №1272788, Е21В 43/24. Способ добычи тяжелой высоковязкой нефти, заявл. 26.10.84 г., опубл. 22.07.86 г.). На период закачки пара, осуществляемой через затрубное пространство скважины, насосное оборудование останавливают. После прогрева призабойной зоны пласта глубинный насос запускают в работу и откачивают нефть до существенного охлаждения призабойной зоны пласта.A known method of producing heavy high-viscosity oil by periodically injecting steam into a production well (for example, AS USSR No. 1272788, ЕВВ 43/24. Method for producing heavy high-viscosity oil, declared. 10.26.84, publ. 22.07.86) . For the period of steam injection through the annulus of the well, the pumping equipment is stopped. After heating the bottom-hole zone of the formation, the downhole pump is put into operation and the oil is pumped out until the bottom-hole zone of the formation is substantially cooled.
Недостаток способа состоит в значительных потерях тепла в околоскважинное пространство.The disadvantage of this method is the significant loss of heat in the near-wellbore space.
Известен способ разработки залежей тяжелых нефтей и природных битумов, основанный на закачке пара, создании паровой камеры, совместной закачке пара и углеводородного растворителя и отборе продукции (Патент РФ №2342955, Е21В 43/24, опубл. 04.10.2002 г.). Недостатком способа является значительная потеря тепла в околоскважинное пространство при подаче теплоносителя на забой по затрубному пространству.A known method of developing deposits of heavy oils and natural bitumen, based on the injection of steam, the creation of a steam chamber, the combined injection of steam and hydrocarbon solvent and the selection of products (RF Patent No. 2342955, EV 43/24, publ. 04.10.2002). The disadvantage of this method is a significant loss of heat in the near-wellbore space when the coolant is supplied to the bottomhole in the annulus.
Известно устройство для осуществления способа добычи тяжелой и битуминозной нефти (Патент РФ №2399754, Е21В 43/24, опубл. 20.09.2010 г.), позволяющее производить закачку пара в продуктивный пласт и отбор продукции. В скважину спускают колонну труб, оборудованную снизу эжектором-смесителем с камерой низкого давления. В колонне труб в подпакерное пространство производят закачку воды, нагретой до температуры, превышающей температуру парообразования при пластовом давлении, и под давлением, превышающим давление парообразования. Переход воды в парообразное состояние и перемешивание ее с нефтью позволяют закачивать смесь в продуктивный пласт с повышением давления в пласте на 10…30%. После прекращения закачки пара переходят к отбору продукции пласта с помощью штангового насоса, который позволяет, благодаря наличию дополнительного концентрического канала, закачивать перегретую воду в скважину или отбирать из скважины продукцию.A device is known for implementing a method for producing heavy and bituminous oil (RF Patent No. 2399754, ЕВВ 43/24, published on 09/20/2010), which allows steam injection into a reservoir and product selection. A pipe string is lowered into the well, equipped from below with an ejector-mixer with a low-pressure chamber. In the pipe string, under-packer space is injected with water heated to a temperature higher than the vaporization temperature at reservoir pressure and at a pressure higher than the vaporization pressure. The transition of water to a vaporous state and its mixing with oil allow the mixture to be pumped into a productive formation with an increase in pressure in the formation by 10 ... 30%. After the injection is stopped, the steam proceeds to the selection of formation products using a rod pump, which allows, thanks to the presence of an additional concentric channel, to pump superheated water into the well or to take products from the well.
Недостаток устройства для осуществления способа состоит в необходимости строительства дополнительной вертикальной скважины, в которую спускается штанговый насос, поскольку работа такого насоса в горизонтальной или наклонной скважине с большим зенитным углом наклона невозможна.The disadvantage of the device for implementing the method is the need to build an additional vertical well into which the sucker rod pump descends, since the operation of such a pump in a horizontal or inclined well with a large zenith angle is impossible.
Известно устройство для осуществления способа разработки залежи высоковязкой нефти или битума (Патент РФ №2339805, Е21В 43/24, заявл. 22.03.2007 г., опубл. 27.11.2008 г. ). В горизонтальный ствол двухустьевой скважины проводят дополнительный наклонный ствол для отбора продукции скважины. В этот ствол спускают винтовой насос с приводом от вращающейся колонны штанг с расположением привода на устье. Закачку водяного пара с температурой 200°С производят попеременно с двух крайних устьев. Отбор жидкости из дополнительного среднего ствола производят постоянно.A device is known for implementing a method for developing a deposit of highly viscous oil or bitumen (RF Patent No. 2339805, ЕВВ 43/24, filed March 22, 2007, published on November 27, 2008). An additional inclined shaft is drawn into the horizontal wellbore of the double-well well to select well production. A screw pump driven by a rotating column of rods with the drive located on the mouth is lowered into this barrel. The injection of water vapor with a temperature of 200 ° C is carried out alternately from the two extreme estuaries. The selection of fluid from the additional middle barrel is performed continuously.
Недостаток устройства для осуществления способа состоит в низкой надежности работы винтового насоса при высоких температурах. Эластомер статора винтового насоса при этом теряет эластичность и разрушается при контакте со стальным ротором.The disadvantage of the device for implementing the method is the low reliability of the screw pump at high temperatures. In this case, the stator elastomer of the screw pump loses its elasticity and collapses upon contact with the steel rotor.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для реализации способа добычи высоковязкой нефти из наклонно-направленной скважины методом циклической закачки пара в пласт (Патент РФ №2436943 C1, Е21В 43/24, заявл. 03.06.2010 г., опубл. 20.12.2011 г.). В наклонную часть ствола скважины спускаются теплоизолированные насосно-компрессорные трубы для подачи пара, а также электроцентробежный насос. После закачки пара в ствол меньшего диаметра с восходящей траекторией производят откачку разогретой продукции пласта электроцентробежным насосом. Восходящая траектория ствола с меньшим диаметром и углом подъема не менее 5-8° необходима для стока разогретой массы нефти к зоне спуска насоса.The closest in technical essence is a device for implementing a method of producing highly viscous oil from a directional well by cyclic injection of steam into the formation (RF Patent No. 2436943 C1, EV 43/24, filed June 3, 2010, published on December 20, 2011 .). Heat-insulated tubing for supplying steam, as well as an electric centrifugal pump, descend into the inclined part of the wellbore. After steam is injected into a smaller bore with an ascending path, the heated formation products are pumped out by an electric centrifugal pump. An upward trajectory of the barrel with a smaller diameter and an angle of elevation of at least 5-8 ° is necessary for the drain of the heated mass of oil to the zone of pump descent.
Недостаток устройства для осуществления такого способа состоит в низкой работоспособности электроцентробежного насоса при высоких температурах. Наиболее подверженными отказам узлами насоса являются погружной электродвигатель с неметаллическими элементами и его гидрозащита.A disadvantage of the device for implementing this method is the low efficiency of the electric centrifugal pump at high temperatures. The most failure-prone pump components are a submersible motor with non-metallic elements and its hydraulic protection.
Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности работы центробежного насоса в наклонной части ствола скважины при термических методах воздействия на продуктивный пласт.The technical task of the invention is to increase the reliability of the centrifugal pump in the inclined part of the wellbore with thermal methods of exposure to the reservoir.
Решение технической задачи достигается тем, что в известном устройстве, включающем колонны насосно-компрессорных труб с пакером в нижней части и штанг, спущенных в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины и содержащий набор ступеней, собранных в цилиндрическом корпусе и состоящих из рабочих колес и неподвижных направляющих аппаратов, колонну труб на приеме центробежного насоса, спущенную в горизонтальный участок ствола скважины и снабженную на конце фильтром с центрирующим фиксатором положения, согласно изобретению центробежный насос соосно соединен с выходным валом маслозаполненного мультипликатора повышения оборотов штанговой колонны, содержащего также входной и промежуточный валы с шестернями и периферийные сквозные каналы для перетока добываемой жидкости, сообщающие полости центробежного насоса и насосно-компрессорных труб, причем шлицевый входной вал мультипликатора выполнен удлиненным, а на нижнем конце колонны штанг установлен колокол с внутренними шлицами, образующий с входным валом мультипликатора телескопическую пару.The solution to the technical problem is achieved by the fact that in the known device, including tubing strings with a packer in the lower part and rods lowered into the inclined section of the wellbore, a ground drive for rotating the string of rods, a centrifugal pump deflated into the inclined section of the wellbore and containing a set of steps assembled in a cylindrical body and consisting of impellers and fixed guiding devices, a pipe string at the centrifugal pump intake, lowered into a horizontal section of the wellbore and The centrifugal pump, which is crimped at the end with a filter with a centering position lock, according to the invention, is coaxially connected to the output shaft of the oil-filled multiplier for increasing the speed of the rod string, which also contains the input and intermediate shafts with gears and peripheral through channels for the flow of the produced fluid, communicating cavities of the centrifugal pump and the compressor pipes, and the splined input shaft of the multiplier is elongated, and a bell with internal persons forming the input shaft of the telescopic multiplier pair.
На рисунках 1, 2 и 3 представлены схемы скважинной насосной установки для добычи битуминозной нефти из горизонтальных скважин при термическом воздействии на пласт.Figures 1, 2, and 3 show the diagrams of a well pumping unit for producing bituminous oil from horizontal wells during thermal treatment of a formation.
В наклонный участок ствола скважины 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен центробежный насос 3, вал которого соединен с выходным валом маслозаполненного мультипликатора 4 повышения оборотов. В частном случае, насосно-компрессорные трубы могут быть теплоизолированы. Мультипликатор 4 имеет удлиненный шлицевый входной вал 5. В колонну насосно-компрессорных труб 2 спущена колонна штанг 6 с центраторами 7. На нижнем конце колонны штанг 6 установлен колокол 8 с внутренними шлицами, образующий со шлицевым входным валом 5 телескопическую пару. На конце колокола 8 выполнено коническое расширение. Прием центробежного насоса соединен с колонной труб 9, меньшего в сравнении с трубами 2 диаметра и пропущенной в горизонтальный участок ствола скважины 1 на необходимое расстояние.A
На устье скважины установлен привод 10 для вращения колонны штанг, задвижки 11 колонны труб 2 и 12 затрубного пространства скважины. Выходной вал 13 мультипликатора 4 также со шлицами на конце (рис. 2) соединен с помощью муфты 14 с валом 15 центробежного насоса 3.At the wellhead, a
Эксцентрично корпусу 4 в мультипликаторе расположен промежуточный вал 16, имеющий две шестерни 17 и 18, сочлененные с шестернями 19 и 20 валов 5 и 13 (рис. 3). Геометрические параметры шестерен 17, 18, 19 и 20 обеспечивают кратное увеличение оборотов входного вала 5 и, соответственно, колонны штанг 6. Корпус мультипликатора 4 с обеих сторон имеет торцевые крышки 21 и 22 для опорных подшипников валов (на рис. не обозначены), закрытые фланцами 23 и 24.An
На периферии мультипликатора 4 выполнены сквозные каналы 25 и 26, соединяющие полости центробежного насоса 3 и насосно-компрессорных труб 2. Для герметизации полости мультипликатора валы 5 и 13 проходят через сальниковые устройства 27 и 28. Масло, заполняющее мультипликатор, выбирается из условий отсутствия объемного расширения при высоких температурах в скважине. На конце колонны труб 9 установлены фильтр 29 и центрирующий фиксатор положения 30. Пространство между скважиной 1 и колонной труб 2 в нижней ее части перекрыто пакером 31. В горизонтальной части ствола скважины выполнены перфорационные отверстия 32.On the periphery of the
Работа скважинной насосной установки состоит в следующем. Вначале в наклонную часть скважины 1 спускается подземное оборудование, включающее колонну насосно-компрессорных труб 2 с пакером 31, центробежный насос 3 с мультипликатором 4, колонну труб 9 с фильтром 29 и центрирующим фиксатором 30. Диаметр труб 9 подбирается таким образом, чтобы они свободно проходили через искривленный участок, соединяющий наклонный и горизонтальный участки ствола скважины 1. Длина колонны труб 9 подбирается с учетом достижения необходимой зоны дренирования битуминозной нефти в горизонтальной части скважины 1. Центрирующий фиксатор 30 позволяет, во-первых, удерживать фильтр 29 в центре поперечного сечения скважины 1, во-вторых, снижать вибрацию и колебания насосной установки при вращении колонны штанг 6. Конструкция центрирующего фиксатора 30 может быть различной и в описании не приводится.The operation of a downhole pump installation is as follows. First, underground equipment is lowered into the inclined part of the
После пакеровки оборудования в колонну насосно-компрессорных труб 2 спускается колонна штанг 6 с центраторами 7 и колоколом 8 на нижнем конце. После спуска штанг и зацепления колокола 8 с входным валом 5 мультипликатора на устье скважины устанавливается в наклонном положении привод 10 для вращения колонны штанг 6, а также задвижки 11 на колонне труб и 12 затрубного пространства скважины.After packing the equipment, a string of
После этого через задвижку 11 производят закачку пара или перегретой воды в колонну насосно-компрессорных труб 2. Теплоноситель из колонны труб 2 поступает в периферийные каналы 25 и 26 мультипликатора 4, далее через внутреннюю полость насоса 3, трубы 9 и фильтр 29 поступает в горизонтальный ствол скважины, прогревая околоскважинное пространство. Установка пакера 31 и применение теплоизолированных труб колонны 2 позволяют без существенных путевых потерь тепла прогревать продуктивный пласт. При прогреве пласта реализуется парогравитационный режим дренирования битуминозной нефти. Разогретая ее масса стекает в ствол скважины через перфорационные отверстия 32, смешиваясь с конденсатом пара. Образуется так называемая «прямая» эмульсия нефти в воде. Вязкость такой эмульсии невелика, что позволяет откачивать ее центробежным насосом на поверхность.After that, through the
После достаточного прогрева пласта насосная установка запускается в работу включением привода 10 вращения колонны штанг 6. Запуск установки производят постепенным увеличением оборотов колонны штанг от нулевого до рабочего значения. Постепенное увеличение оборотов производится во избежание поломки штанг при использовании мультипликатора 4 повышения числа оборотов штанг. Увеличенное число оборотов передается выходным валом 13 валу 15 центробежного насоса. Установка мультипликатора необходима в связи с небольшим числом оборотов привода 10 штанг 6. Для вращения колонны штанг 6 используется стандартный привод скважинного винтового насоса с максимальной частотой вращения порядка 400 мин-1. Такая частота вращения еще недостаточна для развития напора и подачи центробежного насоса. Кратное увеличение оборотов вала 15 насоса 3 позволяет получить напор, достаточный для подъема жидкости на дневную поверхность. К примеру, увеличение частоты вращения вала 15 с 400 до 1600 мин-1 позволяет достичь роста напора до 30% от номинального для данного центробежного насоса. К примеру, при соответствующем подборе рабочих ступеней насоса применение мультипликатора позволяет развить около 500 м напора. Этого напора вполне достаточно, чтобы поднять жидкость на поверхность и перекачать до пункта сбора.After a sufficient warming up of the formation, the pump installation is started up by turning on the
Достигается это также благодаря небольшой глубине залегания пластов с битуминозной нефтью (150-250 м).This is also achieved due to the small depth of bedding with tar oil (150-250 m).
Число оборотов штанговой колонны, передаточное отношение мультипликатора, а также типоразмер и количество рабочих ступеней центробежного насоса подбираются из учета обеспечения необходимых параметров откачки жидкости - напора и подачи.The number of revolutions of the rod string, the gear ratio of the multiplier, as well as the size and number of working stages of the centrifugal pump, are selected taking into account the provision of the necessary parameters for pumping liquid - pressure and flow.
Установка центраторов 7 предупреждает износ колонны труб 2 и штанг 6 при их вращении.Installation of
Выполнение шлицевого конца вала 5 удлиненным позволяет сохранить его зацепление с колоколом 8 при упругих растяжениях и сжатиях штанг в процессе вращения.The implementation of the splined end of the
В процессе отбора продукции из скважины (конденсат пара с каплями размягченного битума) при пароциклическом воздействии из-за охлаждения пласта количество отбираемого битума будет снижаться.In the process of production selection from the well (steam condensate with drops of softened bitumen) due to the steam cycle due to the cooling of the formation, the amount of bitumen taken will decrease.
Повторное нагнетание пара в скважину производится после остановки насоса без подъема насосного оборудования на поверхность. При этом пар также будет закачиваться в колонну НКТ 2, проходить через каналы 25 и 26 мультипликатора, каналы рабочих колес насоса 3 и трубы 9, доставляясь до необходимой зоны нагрева пласта. После прогрева пласта установка вновь запускается на откачку жидкости из скважины и т.д.Re-injection of steam into the well is performed after the pump stops without lifting the pump equipment to the surface. In this case, the steam will also be pumped into the
Применение фильтра 29 позволяет снизить поступление песка в насос 3 и его износ. Промывка фильтра производится при термической обработке скважины скоростным напором пара или перегретой воды изнутри.The use of
Технико-экономическим преимуществом предлагаемого изобретения является возможность эксплуатации подземного оборудования при высоких температурах добываемой среды.The technical and economic advantage of the invention is the ability to operate underground equipment at high temperatures of the extracted environment.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015116405/03A RU2595032C1 (en) | 2015-04-29 | 2015-04-29 | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015116405/03A RU2595032C1 (en) | 2015-04-29 | 2015-04-29 | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2595032C1 true RU2595032C1 (en) | 2016-08-20 |
Family
ID=56697600
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015116405/03A RU2595032C1 (en) | 2015-04-29 | 2015-04-29 | Downhole pump unit for production of bituminous oil |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2595032C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2708475C1 (en) * | 2019-04-15 | 2019-12-09 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Submersible pump inlet filter |
RU2724701C1 (en) * | 2019-12-18 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Downhole pumping unit for bituminous oil extraction |
RU2773651C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU885621A1 (en) * | 1980-03-26 | 1981-11-30 | Уфимский Нефтяной Институт | Submersible electric centrifugal pump |
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2244852C2 (en) * | 2002-12-27 | 2005-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Поиск" | Well pumping unit |
RU2339805C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high viscous oil or bitumen deposits |
RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
-
2015
- 2015-04-29 RU RU2015116405/03A patent/RU2595032C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU885621A1 (en) * | 1980-03-26 | 1981-11-30 | Уфимский Нефтяной Институт | Submersible electric centrifugal pump |
US5289881A (en) * | 1991-04-01 | 1994-03-01 | Schuh Frank J | Horizontal well completion |
RU2244852C2 (en) * | 2002-12-27 | 2005-01-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Поиск" | Well pumping unit |
RU2339805C1 (en) * | 2007-03-22 | 2008-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of high viscous oil or bitumen deposits |
RU2436943C1 (en) * | 2010-06-03 | 2011-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2708475C1 (en) * | 2019-04-15 | 2019-12-09 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Submersible pump inlet filter |
RU2724701C1 (en) * | 2019-12-18 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Downhole pumping unit for bituminous oil extraction |
RU2773651C1 (en) * | 2021-08-05 | 2022-06-06 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2663526C1 (en) | Method of development of deposits of high viscosity oil with the use of steam horizontal wells | |
RU2407884C1 (en) | Development method of heavy oil or bitumen mine field with control of well production extraction | |
RU2436943C1 (en) | Procedure for extraction of high viscous oil from deviating hole by method of steam cyclic pumping into reservoir | |
RU2496979C1 (en) | Development method of deposit of high-viscosity oil and/or bitumen using method for steam pumping to formation | |
RU2546685C2 (en) | Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions) | |
RU2595032C1 (en) | Downhole pump unit for production of bituminous oil | |
RU103845U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPING DEPOSITS OF HIGH-VISCOUS OIL OR BITUMEN | |
RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
RU2435948C1 (en) | Procedure for development of high viscous and heavy oil deposit by thermal treatment | |
RU2339807C1 (en) | Method of extraction of heavy and high viscous hydrocarbons from undeground deposits | |
RU2526047C1 (en) | Development of extra-heavy crude oil | |
US20150159474A1 (en) | Hydrocarbon production apparatus | |
RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
RU2713290C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
RU2339808C1 (en) | Method for extraction of heavy and high viscous hydrocarbons out of underground deposit | |
RU2690588C2 (en) | Method of super-viscous oil field development | |
RU2516077C1 (en) | Method for construction and operation of vertical well for steam assisted gravity drainage of high-viscosity oil or bitumen | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
US20050047944A1 (en) | Surface driven well pump | |
RU2773651C1 (en) | Borehole pumping unit for the extraction of bituminous oil | |
RU2726013C1 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations | |
Goswami et al. | Artificial lift to boost oil production | |
RU2483204C1 (en) | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200430 |