RU2614553C1 - Borehole pump with gas separator - Google Patents

Borehole pump with gas separator Download PDF

Info

Publication number
RU2614553C1
RU2614553C1 RU2016110115A RU2016110115A RU2614553C1 RU 2614553 C1 RU2614553 C1 RU 2614553C1 RU 2016110115 A RU2016110115 A RU 2016110115A RU 2016110115 A RU2016110115 A RU 2016110115A RU 2614553 C1 RU2614553 C1 RU 2614553C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
pump
chamber
degassing
fluid
Prior art date
Application number
RU2016110115A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ривенер Мусавирович Габдуллин
Original Assignee
Ривенер Мусавирович Габдуллин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Ривенер Мусавирович Габдуллин filed Critical Ривенер Мусавирович Габдуллин
Priority to RU2016110115A priority Critical patent/RU2614553C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2614553C1 publication Critical patent/RU2614553C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Details Of Reciprocating Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: borehole pump contains a gas separator. The pump housing is divided by a partition into two cavities. The water seal is formed between the lower part of the housing and the partition. The input window for pumped downhole fluid is located on the housing above the water seal. The degassing chamber is formed between the input window and the water seal. The input window for the pumped borehole fluid is at the same time the output window for the separated free gas from the degassing chamber. The degassing chamber is equipped with the degassing device of forced degassing.
EFFECT: increase or decrease in the borehole fluid flow cross section in the form of alternating partitions, perforated grills or flow swirl, increase of the pump efficiency and reduction of the gas generation in the pump chamber, it can work with any type of downhole plunger pumps manufactured.
3 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти при большом содержании растворенного газа в откачиваемой жидкости.The invention relates to the oil industry and can be used for oil production with a high content of dissolved gas in the pumped liquid.

Известен скважинный газосепаратор, содержащий корпус с газозащитной камерой, которая имеет каналы для прохода скважинной жидкости и дегазационную камеру, которая имеет газовыпускной клапан. Дегазационная камера установлена последовательно с газозащитной камерой. В дегазационной камере размещена всасывающая труба. Она выполнена с возможностью гидравлической связи с насосом. Верхнюю часть дегазационной камеры и нижнюю часть газозащитной камеры соединяет подводящая труба. При этом газозащитная камера выполнена с возможностью концентричного размещения в ней подводящей трубы. Она установлена эксцентрично относительно дегазационной камеры. Обе трубы выполнены с нижними торцевыми заглушками. Диаметр подводящей трубы выполнен из условия пропуска за цикл всасывания объема скважинной жидкости, равного 60-75% объема жидкости, отбираемой насосом. Диаметр газозащитной камеры выполнен из условия, что площадь ее кольцевого сечения не меньше площади проходного сечения подводящей трубы (патент РФ №2079649, 30.06.1994).Known borehole gas separator containing a housing with a gas protection chamber, which has channels for the passage of the borehole fluid and a degassing chamber, which has a gas outlet valve. The degassing chamber is installed in series with the gas protection chamber. A suction pipe is located in the degassing chamber. It is made with the possibility of hydraulic communication with the pump. The inlet pipe connects the upper part of the degassing chamber and the lower part of the gas protection chamber. In this case, the gas protection chamber is configured to concentrically place a supply pipe therein. It is mounted eccentrically relative to the degassing chamber. Both pipes are made with lower end caps. The diameter of the supply pipe is made from the condition of skipping for the suction cycle of the volume of the well fluid equal to 60-75% of the volume of fluid taken by the pump. The diameter of the gas protection chamber is made from the condition that the area of its annular section is not less than the area of the inlet section of the supply pipe (RF patent No. 2079649, 06/30/1994).

Недостатком этого скважинного газосепаратора является то, что применена система газоотделения в виде резкого изменения направления потока жидкости, которая недостаточна и не очень эффективна для газоотделения из откачиваемой жидкости, а направления потоков откачиваемой жидкости и отделившегося свободного газа совпадают и направлены снизу вверх. Кроме того, чем больше удельный вес материала запорного органа газовыпускного клапана, тем больше свободного газа в виде газовой шапки будет оставаться в верхней части дегазационной камеры при закрытом газовыпускном клапане. При определенных условиях газовыпускной клапан может не открыться совсем.The disadvantage of this downhole gas separator is that a gas separation system is used in the form of a sharp change in the direction of fluid flow, which is insufficient and not very effective for gas separation from the pumped liquid, and the directions of the pumped liquid and separated free gas flows coincide and are directed from the bottom up. In addition, the greater the specific gravity of the material of the locking member of the gas outlet valve, the more free gas in the form of a gas cap will remain in the upper part of the degassing chamber with the gas outlet valve closed. Under certain conditions, the gas outlet valve may not open at all.

Известен скважинный штанговый насос с газосепаратором, содержащий подводящий патрубок с отверстиями в верхней части и завихрителем потока, сепарационную камеру с газовыпускным клапаном, всасывающий коллектор, сообщающийся с нижней частью сепарационной камеры. Верхняя часть подводящего патрубка с завихрителем потока концентрично размещена в сепарационной камере. Эта камера установлена во всасывающем коллекторе. Гидравлическая длина подводящего патрубка и сепарационной камеры обеспечивают гидрозатвор для предупреждения прохода газа (патент РФ №2159330, 13.05.1999).A well-known sucker-rod pump with a gas separator, comprising a supply pipe with holes in the upper part and a flow swirl, a separation chamber with a gas outlet valve, a suction manifold in communication with the lower part of the separation chamber. The upper part of the inlet pipe with a flow swirl is concentrically placed in the separation chamber. This chamber is installed in the intake manifold. The hydraulic length of the inlet pipe and separation chamber provide a water seal to prevent the passage of gas (RF patent No. 2159330, 05/13/1999).

Недостатком этого скважинного штангового насоса с газосепаратором является то, что применена система газоотделения в виде резкого изменения направления потока жидкости, которая недостаточна и не очень эффективна для газоотделения из откачиваемой жидкости, а направления потоков откачиваемой жидкости и отделившегося свободного газа совпадают и направлены снизу вверх, особенно после завихрителя. Кроме того, чем больше удельный вес материала запорного органа газовыпускного клапана, тем больше свободного газа в виде газовой шапки будет оставаться в верхней части сепарационной камеры при закрытом газовыпускном клапане. При определенных условиях газовыпускной клапан может не открыться совсем.The disadvantage of this borehole sucker rod pump with gas separator is that a gas separation system is applied in the form of a sharp change in the direction of fluid flow, which is insufficient and not very effective for gas separation from the pumped liquid, and the directions of the pumped liquid and separated free gas flows coincide and are directed upward, after the swirl. In addition, the greater the specific gravity of the material of the shut-off element of the gas outlet valve, the more free gas in the form of a gas cap will remain in the upper part of the separation chamber when the gas outlet valve is closed. Under certain conditions, the gas outlet valve may not open at all.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан. Всасывающий клапан установлен в нижней части насосной камеры. Насос снабжен перепускным каналом с поплавковым клапаном, выполненным с запорным поплавковым элементом и расположенным над ним седлом. Цилиндр выполнен со стороны внутренней поверхности ступенчатым, а перепускной канал с запорным поплавковым элементом выполнен в нижней части меньшей ступени цилиндра над насосной камерой. Одно отверстие канала соединено с верхней частью насосной камеры, а другое отверстие канала соединено со скважиной (патент РФ №2440513, 29.09.2010).The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a borehole sucker rod pump containing a cylinder with a hollow plunger placed in it, in the lower part of which a discharge valve is installed. A suction valve is installed at the bottom of the pump chamber. The pump is equipped with a bypass channel with a float valve, made with a shut-off float element and a seat located above it. The cylinder is made stepped on the side of the inner surface, and the bypass channel with a shut-off float element is made in the lower part of the lower cylinder stage above the pump chamber. One channel hole is connected to the upper part of the pump chamber, and the other channel hole is connected to the well (RF patent No. 2440513, 09/29/2010).

Недостатком этого скважинного штангового насоса является то, что применен ступенчатый цилиндр, что ведет к изменению конструкции стандартного скважинного штангового насоса, а также использован нестандартный поплавковый клапан.The disadvantage of this borehole sucker rod pump is that a stepped cylinder is used, which leads to a change in the design of a standard borehole sucker rod pump, and a non-standard float valve is also used.

Задачей настоящего изобретения является принудительное газоотделение из скважинной жидкости с последующим удалением образовавшегося свободного газа до его попадания в насосную камеру насоса с использованием широко применяемых стандартных погружных насосов, а также обеспечение противопотока скважинной жидкости и отделившегося свободного газа.The present invention is the forced gas separation from the wellbore fluid, followed by removal of the generated free gas before it enters the pump chamber using commonly used standard submersible pumps, as well as providing a counterflow of the wellbore fluid and separated free gas.

Технический результат - повышение КПД насоса и уменьшение негативного влияния газового фактора на его работу.The technical result is an increase in the efficiency of the pump and a decrease in the negative effect of the gas factor on its operation.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинном погружном насосе с газосепаратором, содержащим цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан, имеющим насосную камеру с всасывающим клапаном, соединенную с газосепаратором, согласно изобретению корпус газосепаратора разделен перегородкой на две полости, между нижней частью корпуса и перегородкой образован гидрозатвор, входное окно для откачиваемой скважинной жидкости расположено на корпусе выше гидрозатвора, а между входным окном и гидрозатвором образована камера дегазирования, причем входное окно для откачиваемой скважинной жидкости является одновременно и выходным окном для отделившегося свободного газа из камеры дегазирования.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that in a well submersible pump with a gas separator containing a cylinder with a hollow plunger placed in it, in the lower part of which there is a discharge valve having a pump chamber with a suction valve connected to the gas separator, according to the invention the gas separator case is divided by a partition into two cavities, a water seal is formed between the lower part of the case and the partition, the inlet window for the pumped down well fluid is located on sensor body above the water seal, and between the input window and the water seal is formed by degassing chamber, wherein the inlet window for the wellbore fluid is pumped simultaneously and exit window for the separated free gas from the degassing chamber.

Предпочтительно, что камера дегазирования снабжена устройством принудительного дегазирования, выполненным в виде геометрических элементов для резкого увеличения или уменьшения сечения потока скважинной жидкости.It is preferable that the degassing chamber is provided with a forced degassing device made in the form of geometric elements for a sharp increase or decrease in the cross section of the flow of the well fluid.

Кроме того, геометрические элементы для резкого увеличения или уменьшения сечения потока скважинной жидкости выполнены в виде чередующихся перегородок, перфорированных решеток или завихрителя потока.In addition, the geometric elements for a sharp increase or decrease in the cross section of the borehole fluid flow are made in the form of alternating partitions, perforated gratings, or a swirl flow.

На фиг. 1 - показан скважинный погружной насос с газосепаратором в начале процесса всасывания, на фиг. 2 - скважинный погружной насос с газосепаратором в конце процесса нагнетания. Сплошными стрелками показаны потоки жидкости, а пунктирными - показаны газовые потоки.In FIG. 1 shows a well submersible pump with a gas separator at the beginning of the suction process, FIG. 2 - a borehole submersible pump with a gas separator at the end of the injection process. Solid arrows indicate fluid flows, and dashed arrows indicate gas flows.

Скважинный погружной насос с газосепаратором (фиг. 1) состоит из корпуса 1, внутренний объем которого разделен вертикальной перегородкой 2 на две полости, первая из которых является насосной полостью 3, а вторая - представляет собой камеру дегазирования 4. Корпус 1 установлен в нижней части штангового глубинного насоса 5, который состоит, в свою очередь, из полого плунжера 6, находящегося подвижно в цилиндре 7. На нижнем конце плунжера 6 установлен нагнетательный клапан 8. В нижней части цилиндра 7 расположен всасывающий клапан 9. Насосная полость 3 соединена гидравлически через всасывающий клапан 9 с насосной камерой 10 штангового глубинного насоса 5, а камера дегазирования 4 соединена гидравлически со скважинной полостью 11, с находящейся в ней скважинной жидкостью 12 через входное окно 13. Насосная полость 3 и дегазационная камера 4 гидравлически соединены между собой в нижней части корпуса 1 с образованием гидрозатвора 14. В дегазационной камере 4 установлено устройство принудительного дегазирования 15, состоящее из чередующихся перегородок 16 и\или перфорированных решеток 17 и\или завихрителя потока 18. Расстояние H1 от нижнего среза перегородки 2 гидрозатвора 14 до нижней части устройства принудительного дегазирования 15 и расстояние Н2 от нижнего среза перегородки 2 гидрозатвора 14 до нижнего среза входного окна 13 являются расчетными величинами и зависят от свойств скважинной жидкости 12, характеристик штангового глубинного насоса 5, параметров откачивания и т.д. Вид устройства принудительного дегазирования 15 (чередующиеся перегородки 16, перфорированные решетки 17, завихритель потока 18 или иные геометрические элементы и физические устройства для провоцирования выделения из потока скважинной жидкости 12 растворенного в нем газа), его конфигурация, количество газоотделяющих элементов и т.д. определяются расчетно-опытным путем. Устройство принудительного газообразования 15 обеспечивает гораздо более значительные условия (перепады давления, скорость потока и т.д.) для выделения свободного газа из скважинной жидкости 12, чем те, которые возникают при прохождении скважинной жидкости 12 через всасывающий клапан 9, а именно через отверстие седла 19 и кольцевое пространство вокруг запорного органа 20 всасывающего клапана 9. В качестве запорного органа 20 может быть применен стандартный массивный металлический шар или золотниковый элемент.A well submersible pump with a gas separator (Fig. 1) consists of a housing 1, the internal volume of which is divided by a vertical partition 2 into two cavities, the first of which is the pump cavity 3, and the second is a degassing chamber 4. The housing 1 is installed in the lower part of the rod a deep pump 5, which, in turn, consists of a hollow plunger 6, which is movably in the cylinder 7. At the lower end of the plunger 6 there is a discharge valve 8. At the bottom of the cylinder 7 there is a suction valve 9. Pump cavity 3 is connected hydraulically through the suction valve 9 to the pump chamber 10 of the sucker rod pump 5, and the degassing chamber 4 is connected hydraulically to the borehole cavity 11, with the borehole fluid 12 located therein through the inlet 13. The pump cavity 3 and the degassing chamber 4 are hydraulically interconnected in the lower part of the housing 1 with the formation of a water seal 14. In the degassing chamber 4 there is a forced degassing device 15, consisting of alternating partitions 16 and / or perforated gratings 17 and / or zavis flow scuffer 18. The distance H1 from the lower cut of the baffle plate 2 of the water trap 14 to the lower part of the forced degassing device 15 and the distance H2 from the lower cut of the baffle 2 of the water trap 14 to the lower cut of the inlet window 13 are calculated values and depend on the properties of the borehole fluid 12, the characteristics of the deep well rod pump 5, pumping parameters, etc. Type of forced degassing device 15 (alternating partitions 16, perforated gratings 17, flow swirl 18 or other geometric elements and physical devices to provoke the release of gas dissolved in it from the well fluid 12), its configuration, the number of gas separating elements, etc. determined by calculation and experimental means. The forced gas generation device 15 provides much more significant conditions (pressure drops, flow rate, etc.) for the release of free gas from the borehole fluid 12 than those that occur when the borehole fluid 12 passes through the suction valve 9, namely through the opening of the seat 19 and the annular space around the shut-off member 20 of the suction valve 9. As the shut-off member 20, a standard massive metal ball or spool element can be used.

Скважинный погружной насос с газосепаратором работает следующим образом. В начале процесса всасывания (фиг. 1), когда плунжер 2 начинает движение вверх, идет расширение объема насосной камеры 10 с падением давления (РР), и когда давление (PW) скважинной жидкости 12 в скважинной полости 11 превысит давление (РР), в насосной камере 10 открывается запорный орган 20, через который скважинная жидкость 12 поступает в насосную камеру 10. Скважинная жидкость 12 сначала поступает в камеру дегазирования 4 через входное окно 13 и проходит через устройство принудительного дегазирования 15, где свободный газ отделяется из скважинной жидкости 12 и идет наверх против потока скважинной жидкости 12, идущего вниз. Дойдя до входного окна 13, свободный газ выходит через него в скважинную полость 11 и поднимается дальше по ней вверх. Отгазированная скважинная жидкость 12 поступает из дегазационной камеры 4 через гидрозатвор 14 в насосную полость 3 и далее в насосную камеру 10 уже без свободного газа. Если к началу движения плунжера 6 вниз в дегазационной камере 4 остается свободный газ, то он продолжает выходить из нее в скважинную полость 11 через входное окно 13. Так как образование свободного газа происходит в основном при прохождении скважинной жидкости 12 через запорный орган 20 под действием перепада давления (PW) в скважинной полости 11 и давления (РР) в насосной камере 10, учитывая, что весь свободный газ образовался при прохождении скважинной жидкости 12 через устройство принудительного дегазирования 15, которое создало для скважинной жидкости 12 гораздо более значительные условия для выделения свободного газа, чем те, которые возникают при прохождении скважинной жидкости 12 через всасывающий клапан 9, а именно через отверстие седла 19 и кольцевое пространство вокруг запорного органа запорного органа 20, то в скважинной жидкости 12, поступающей в насосную камеру 10, свободный газ будет уже отсутствовать.A well submersible pump with a gas separator operates as follows. At the beginning of the suction process (Fig. 1), when the plunger 2 begins to move upward, the volume of the pump chamber 10 expands with a pressure drop (P P ), and when the pressure (P W ) of the borehole fluid 12 in the borehole 11 exceeds the pressure (P P ), a shut-off element 20 opens in the pump chamber 10, through which the borehole fluid 12 enters the pump chamber 10. The borehole fluid 12 first enters the degassing chamber 4 through the inlet 13 and passes through the forced degassing device 15, where free gas is separated from the borehole bone 12 and goes upward against the flow of drilling fluid 12 coming down. Having reached the inlet window 13, free gas exits through it into the borehole 11 and rises further up it. The vented well fluid 12 enters from the degassing chamber 4 through a water trap 14 into the pump cavity 3 and then into the pump chamber 10 already without free gas. If free gas remains in the degassing chamber 4 by the beginning of the movement of the plunger 6 downward, it continues to exit from it into the borehole 11 through the inlet 13. Since the formation of free gas occurs mainly when the borehole fluid 12 passes through the shut-off element 20 under the influence of a differential pressure (P W) in the well 11 and the cavity pressure (P P) in the pumping chamber 10, given that all of the free gas formed by passing the wellbore fluid 12 through forced degassing vessel 15, which has created a device for wells fluid 12 is much more significant conditions for the release of free gas than those that occur when the borehole fluid 12 passes through the suction valve 9, namely through the hole of the seat 19 and the annular space around the shut-off element of the shut-off member 20, then in the borehole fluid 12 entering pump chamber 10, free gas will already be absent.

В начале процесса вытеснения (нагнетания) (фиг. 2) плунжер 6 начинает движение вниз, запорный орган 20 закрыт, а давление (РТ) столба скважинной жидкости 12, находящейся выше нагнетательного клапана 8, держит его закрытым. При дальнейшем движении вниз плунжера 6 возрастающее давление (РР) в насосной камере 10, достигнув значения давления жидкости (РТ) выше нагнетательного клапана 8, а затем и превысив его, открывает нагнетательный клапан 8 и скважинная жидкость 12 из насосной камеры 10 начинает поступать через открытый нагнетательный клапан 8 в полость плунжера 6. При достижении плунжером 6 своего крайнего нижнего положения вектор движения плунжера 6 меняется на противоположный и цикл повторяется.At the beginning of the displacement (injection) process (Fig. 2), the plunger 6 begins to move downward, the shut-off member 20 is closed, and the pressure (P T ) of the column of the well fluid 12 above the pressure valve 8 keeps it closed. With a further downward movement of the plunger 6, the increasing pressure (P P ) in the pump chamber 10, having reached a fluid pressure (P T ) above the pressure valve 8, and then exceeding it, opens the pressure valve 8 and the well fluid 12 from the pump chamber 10 begins to flow through the open discharge valve 8 into the cavity of the plunger 6. When the plunger 6 reaches its extreme lower position, the motion vector of the plunger 6 is reversed and the cycle repeats.

Вышеизложенное позволяет увеличить заполнение насоса, что улучшает его эффективность. Газоотделение происходит при любой длине хода плунжера и при любом числе его двойных ходов. Газосепаратор может быть исполнен как отдельный узел, который может устанавливаться, например, на резьбе на любой стандартный штанговый глубинный насос.The above allows you to increase the filling of the pump, which improves its efficiency. Gas separation occurs at any stroke length of the plunger and at any number of its double strokes. The gas separator can be implemented as a separate unit, which can be installed, for example, on the thread on any standard sucker rod pump.

Преимущество изобретения состоит в том, что устройство принудительного газообразования может устанавливаться на всасывающем коллекторе других типов и видов объемных или лопастных насосов, где имеется проблема с образованием свободного газа при откачке скважинной жидкости с наличием растворенного газа с целью дегазирования поступающей во всасывающий коллектор насоса скважинной жидкости.An advantage of the invention is that the forced gas generation device can be installed on the suction manifold of other types and types of volumetric or vane pumps, where there is a problem with the formation of free gas during pumping of the wellbore fluid with the presence of dissolved gas in order to degass the wellbore fluid entering the pump manifold.

Claims (3)

1. Скважинный погружной насос с газосепаратором, содержащий цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан, насосную камеру с всасывающим клапаном, соединенную с газосепаратором, отличающийся тем, что корпус газосепаратора разделен перегородкой на две полости, между нижней частью корпуса и перегородкой образован гидрозатвор, входное окно для откачиваемой скважинной жидкости расположено на корпусе выше гидрозатвора, а между входным окном и гидрозатвором образована камера дегазирования, причем входное окно для откачиваемой скважинной жидкости является одновременно и выходным окном для отделившегося свободного газа из камеры дегазирования.1. A well submersible pump with a gas separator, comprising a cylinder with a hollow plunger located in it, at the bottom of which a pressure valve is installed, a pump chamber with a suction valve connected to the gas separator, characterized in that the gas separator body is divided by a partition into two cavities, between the lower part a water seal is formed, and the inlet window for the pumped-out well fluid is located on the body above the water seal, and a decontamination chamber is formed between the inlet window and the water seal anija, wherein the input window for the wellbore fluid is pumped simultaneously and exit window for the separated free gas from the degassing chamber. 2. Насос по п. 1, отличающийся тем, что камера дегазирования снабжена устройством принудительного дегазирования, выполненным в виде геометрических элементов для резкого увеличения или уменьшения сечения потока скважинной жидкости.2. The pump according to claim 1, characterized in that the degassing chamber is equipped with a forced degassing device made in the form of geometric elements for a sharp increase or decrease in the cross section of the flow of well fluid. 3. Насос по п. 2, отличающийся тем, что геометрические элементы для резкого увеличения или уменьшения сечения потока скважинной жидкости выполнены в виде чередующихся перегородок, перфорированных решеток или завихрителя потока.3. The pump according to claim 2, characterized in that the geometric elements for a sharp increase or decrease in the cross section of the borehole fluid flow are made in the form of alternating partitions, perforated gratings, or a swirl flow.
RU2016110115A 2016-03-21 2016-03-21 Borehole pump with gas separator RU2614553C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016110115A RU2614553C1 (en) 2016-03-21 2016-03-21 Borehole pump with gas separator

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016110115A RU2614553C1 (en) 2016-03-21 2016-03-21 Borehole pump with gas separator

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2614553C1 true RU2614553C1 (en) 2017-03-28

Family

ID=58506515

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016110115A RU2614553C1 (en) 2016-03-21 2016-03-21 Borehole pump with gas separator

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2614553C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU804818A1 (en) * 1976-12-09 1981-02-15 Государственный Институт По Проектированиюи Исследовательским Работам Внефтяной Промышленности Down-hole gas separator
RU2079649C1 (en) * 1994-06-30 1997-05-20 Хаким Хасанович Гумерский Well gas separator
RU2101471C1 (en) * 1996-01-31 1998-01-10 Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" Deep well rod pumping unit
RU2159330C1 (en) * 1999-05-13 2000-11-20 Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи Down-hole gas separator
RU2440513C1 (en) * 2010-09-29 2012-01-20 Ривенер Мусавирович Габдуллин Bottom-hole oil pump
RU2561961C1 (en) * 2014-05-07 2015-09-10 АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "Центральный научно-исследовательский институт автоматики и гидравлики" (АО "ЦНИИАГ") Piston pump with gas intake suction valve

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU804818A1 (en) * 1976-12-09 1981-02-15 Государственный Институт По Проектированиюи Исследовательским Работам Внефтяной Промышленности Down-hole gas separator
RU2079649C1 (en) * 1994-06-30 1997-05-20 Хаким Хасанович Гумерский Well gas separator
RU2101471C1 (en) * 1996-01-31 1998-01-10 Товарищество с ограниченной ответственностью "Инженерный сервис" Deep well rod pumping unit
RU2159330C1 (en) * 1999-05-13 2000-11-20 Некоммерческое партнерство Институт системных исследований процессов нефтегазодобычи Down-hole gas separator
RU2440513C1 (en) * 2010-09-29 2012-01-20 Ривенер Мусавирович Габдуллин Bottom-hole oil pump
RU2561961C1 (en) * 2014-05-07 2015-09-10 АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "Центральный научно-исследовательский институт автоматики и гидравлики" (АО "ЦНИИАГ") Piston pump with gas intake suction valve

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2440513C1 (en) Bottom-hole oil pump
CA2355500A1 (en) Wellbore pump
RU2567571C1 (en) Device intended for gas withdrawal from annular space in oil well
RU2415253C1 (en) Immersed pump with cleaned in well filter
US6182751B1 (en) Borehole sucker-rod pumping plant for pumping out gas liquid mixtures
RU2340792C1 (en) Well rod pump
RU2614553C1 (en) Borehole pump with gas separator
RU2531228C1 (en) Well operation installation
RU2312985C1 (en) Gas separator of insert oil-well pump
RU2680028C1 (en) Compressor unit
RU65964U1 (en) DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER
RU2317443C1 (en) Sucker-rod pumping unit
RU2677772C1 (en) Oil well pump
RU2393367C1 (en) Bottom-hole unit
RU99111983A (en) WELL PRODUCTION METHOD AND DEPTH PUMP DEVICES FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2646522C1 (en) Bottom-hole pump
RU159692U1 (en) SUBMERSIBLE BARBED ELECTRIC PUMP FOR PUMPING A CARBONED LIQUID FROM A WELL
RU2293215C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit
RU165961U1 (en) INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL
RU57812U1 (en) DEVICE FOR OIL PRODUCTION FROM WATERFUL PRODUCED LAYER
RU108102U1 (en) DEVICE FOR SEQUENTIAL SELECTION OF OIL AND WATER FROM A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU2536521C1 (en) Unit for operation of water supply wells
RU2825379C1 (en) Sucker-rod pumping unit for oil production from wells with presence of sump in conditions of high gas factor
RU2762817C1 (en) Borehole rod pump
US20220389806A1 (en) Downhole gas separator

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200322