RU2627797C1 - Method of pumping oil production with high gas factor - Google Patents

Method of pumping oil production with high gas factor Download PDF

Info

Publication number
RU2627797C1
RU2627797C1 RU2016130020A RU2016130020A RU2627797C1 RU 2627797 C1 RU2627797 C1 RU 2627797C1 RU 2016130020 A RU2016130020 A RU 2016130020A RU 2016130020 A RU2016130020 A RU 2016130020A RU 2627797 C1 RU2627797 C1 RU 2627797C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
gas
pump
working fluid
tank
annular space
Prior art date
Application number
RU2016130020A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Мурад Давлетович Валеев
Габибян Салихьянович Рамазанов
Динар Ильгизович Низамов
Светлана Магнавиевна Ганеева
Original Assignee
ООО НПП "ВМ система"
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 ООО НПП "ВМ система" filed Critical ООО НПП "ВМ система"
Priority to RU2016130020A priority Critical patent/RU2627797C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2627797C1 publication Critical patent/RU2627797C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: lateral hole is drilled below the dynamic fluid level in the mother bore by the method. The slaughter of the mother bore is cemented and equipment is lowered into it. The shank and the deep pump are lowered into the mother bore below the lateral hole insert. They are located above the lateral hole hookup. The annular space of the well is connected to the upper part of the head tank and the flow header located at the wellhead. The lower part of the head tanks is connected to a pump, the receiving part of which is connected to the supply container for the working fluid. The pumping out of the accumulating gas from the annular space is periodically performed by means of a pump that is turned on to supply the working fluid to the delivery tank with gas in the cycle of its injection into the flow header and that is turned off to drain the working fluid from the delivery tank into the delivery tank feeding in the cycle of gas supply from the annular space.
EFFECT: increased efficiency of the separated gas selection from the annular space of the well and its injection into the header.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины при добыче нефти с высоким газовым фактором.The invention relates to the oil industry and can be used to select gas from the annulus and pump it into the flow well of the well during oil production with a high gas factor.

Накопление сепарированного на приеме глубинного насоса газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи насоса.The accumulation of gas separated at the reception of the deep pump in the annulus leads to the extraction of the dynamic fluid level in the well up to the pump intake, a decrease in oil flow to the bottom due to a decrease in depression on the formation, and ultimately to a disruption of the pump supply.

Известны способы и устройства для реализации принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор.Known methods and devices for implementing forced pumping of gas from the annulus of the well into the discharge manifold.

Для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством этих скважин, причем, по крайней мере, одна из скважин соединена с общим коллектором и выкидным газопроводом компрессора через регуляторы давления (патент РФ №2102584, МПК E21B 43/00, заявл. 22.12.1995, опубл. 20.01.1998).For gas extraction from the annulus of two or more wells, an outboard compressor driven by a rocker of a rocking machine is known, the suction pipe of which is connected by a common manifold to the annular space of these wells, and at least one of the wells is connected to a common manifold and a discharge gas pipeline of the compressor through pressure regulators (RF patent No. 2102584, IPC E21B 43/00, claimed. 12/22/1995, publ. 01/20/1998).

Таким образом, в такте всасывания поршневого компрессора происходит поступление газа в полость цилиндра из затрубного пространства всех подключенных скважин, а нагнетание газа из цилиндра компрессора поршнем производится в выкидной коллектор любой из этой группы скважин.Thus, in the suction stroke of the piston compressor, gas enters the cylinder cavity from the annulus of all connected wells, and gas is injected from the compressor cylinder by the piston into the discharge manifold of any of this group of wells.

Недостаток такой системы состоит в невозможности отбора газа из скважины с меньшим давлением газа в затрубном пространстве. В случае установки регулятора давления количество газа, отбираемого из скважины с большим давлением в затрубном пространстве, значительно сократится.The disadvantage of this system is the inability to take gas from the well with less gas pressure in the annulus. In the case of installing a pressure regulator, the amount of gas taken from the well with high pressure in the annulus will be significantly reduced.

Известна установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, заявл. 11.07.2005, опубл. 10.12.2005, БИ №34), включающая дополнительный цилиндр с проточным плунжером, по обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сферическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан. При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту. При ходе плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и в эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будут поступать нефть из подплунжерной зоны и газ из затрубного пространства.A well-known installation of a rod oil pump (RF patent No. 49923 for a utility model, application form. 07/11/2005, publ. 10.12.2005, BI No. 34), including an additional cylinder with a flowing plunger, on both sides of which at the base of the couplings are non-return valves with spherical shut-off elements, allowing to bypass the gas from the annulus into the tubing string. A non-return valve is installed on the manifold line of the well. During the course of the rod string and the flow plunger upward, its valve closes and a certain decrease in pressure is formed in the subplunger zone, due to which gas will flow from the annulus to the zone along with the pumped oil through the lower sleeve. When the plunger moves down, the pressure will partially decrease in the supra-plunger zone, and oil from the sub-plunger zone and gas from the annulus will come into this zone with the open valve of the additional plunger open.

Установка обладает недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние отверстия в проточном плунжере для жидкости при соединении со штангой будут иметь недостаточные сечения для пропуска вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.The installation has a drawback, which consists in the occurrence of significant hydraulic resistances at the time the rod string moves down during the extraction of high viscosity oil. The upper holes in the flowing plunger for liquid, when connected to the rod, will have insufficient cross-sections to pass the viscous medium and significantly increase the resistance to the downward movement of the rods. As a result, the so-called “freezing” of the rod string may occur and the installation will lose operability.

Известна установка для добычи нефти (патент РФ №2122105, МПК E21B 43/00, заявл. 21.01.1997, опубл. 20.11.1998), в которой часть подвесного компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом достигается использование обеих сторон поршня для нагнетания газа попеременным заполнением цилиндра с обеих сторон поршня газом из затрубного пространства двух скважин.A known installation for oil production (RF patent No. 212105, IPC E21B 43/00, application. 21.01.1997, publ. 20.11.1998), in which the part of the outboard compressor, limited by the walls of the cylinder and the back of the piston, is hermetically connected to the annulus of this same or another well. This achieves the use of both sides of the piston for pumping gas by alternately filling the cylinder on both sides of the piston with gas from the annulus of two wells.

Аналог обладает недостатком, состоящим в прекращении подачи компрессора в случае износа поршневой пары.The analogue has the disadvantage of stopping the supply of the compressor in the event of wear of the piston pair.

Давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин будет различным. Это приведет к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления. Откачка газа из обеих скважин в конечном итоге станет невозможной.The gas pressure in the annulus of operating wells will be different. This will lead to the fact that through the gap formed as a result of wear, gas will flow from the high-pressure region to the low-pressure region. Pumping gas from both wells will ultimately become impossible.

Наиболее близким к предлагаемому является способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, согласно которому для увеличения отбора нефти к основному стволу ниже динамического уровня бурят боковой ствол (патент RU №2190086 С1. Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины. Заявл. 06.04.2001. Опубл. 27.09.2002). Для бурения бокового ствола в месте зарезки устанавливают временный цементный мост, который после бурения разбуривают, а забой основного ствола скважины в продуктивном разрезе для дальнейшей эксплуатации цементируют. Далее в основной ствол скважины спускают насосное оборудование. Добываемая продукция из бокового ствола в месте зарезки совершает поворот и движется вниз к приему глубинного насоса. Способ позволяет увеличить отбор жидкости из скважины.Closest to the proposed one is a method of operating a waterlogged oil well, according to which, to increase oil production to the main well below the dynamic level, a sidetrack is drilled (patent RU No. 2190086 C1. Method of operating a waterlogged oil well. Announced. 04/06/2001. Publish. 09/27/2002 ) To drill a sidetrack, a temporary cement bridge is installed at the site of the kick, which is drilled after drilling, and the bottom of the main wellbore is cemented in a productive section for further operation. Next, pumping equipment is lowered into the main wellbore. Produced products from the sidetrack at the cut-off point make a turn and move down to receive the downhole pump. The method allows to increase the selection of fluid from the well.

Аналог, выбранный в качестве прототипа, обладает недостатком, состоящим в сложности, а в ряде случаев невозможности спуска глубинного насоса в основной ствол ниже места зарезки бокового ствола. Дело в том, что при бурении бокового ствола диаметр основного ствола в месте зарезки из-за технологических особенностей частично уменьшается.The analogue selected as a prototype has a drawback consisting in the difficulty, and in some cases the impossibility of lowering the deep pump into the main barrel below the sidetracking point. The fact is that when drilling a sidetrack, the diameter of the main trunk at the kick-off site is partially reduced due to technological features.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор.The technical task of the invention is to increase the efficiency of the selection of separated gas from the annulus of the well and its injection into the reservoir.

Новизна технического решения состоит в том, что в известном способе, включающем бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, согласно изобретению в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.The novelty of the technical solution lies in the fact that in the known method, including drilling a sidetrack below the dynamic fluid level in the main wellbore, cementing the bottom of the main stem and lowering equipment into it, according to the invention, a shank is lowered into the main trunk below the sidetrack, the downhole pump is positioned above the sidetracking point, the annulus of the well is connected to the upper part of the pressure vessel and the discharge manifold located at the wellhead, and the lower part is pressure the reservoirs are connected to a pump, the receiving part of which is connected to the supply reservoir for the working fluid, and the accumulating gas is pumped out from the annular space periodically using a pump that is turned on to supply the working fluid to the discharge reservoir with gas in the cycle of its injection into the discharge manifold and disconnected for draining the working fluid from the discharge tank to the supply in the cycle of gas supply from the annulus to the discharge tank.

На рисунке показана схема реализации способа.The figure shows a diagram of the implementation of the method.

В основной ствол скважины 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущен глубинный насос 3 с подвешенным снизу хвостовиком 4. В основной ствол скважины 1 пробурен боковой ствол 5, вскрывший продуктивный пласт 6. Забой основного ствола скважины зацементирован мостом 7. На устье скважины колонна насосно-компрессорных труб 2 через задвижку 8 связана с выкидным коллектором 9. На устье скважины расположена напорная емкость 10, нижняя часть которой через задвижку 11 связана с насосом 12, приемная часть которого через задвижку 13 сообщена с питающей емкостью 14. Верхняя часть вертикальной емкости 10 через обратный клапан 15 и задвижку 16 соединена с затрубным пространством скважины 1, а через обратный клапан 17 соединена с выкидным коллектором 9. Вертикальная емкость 10 связана с питающей емкостью 14 байпассной линией с электроуправляемой задвижкой 18. Питающая емкость 14 заполнена рабочей жидкостью, в частности с минерализованной водой.A downhole pump 3 with a liner 4 suspended from below was lowered into the main wellbore 1 on the tubing string 2. A lateral barrel 5 was drilled into the main wellbore 1, which opened the producing formation 6. The bottom of the main wellbore is cemented by bridge 7. At the wellhead, the pumping string -compressor pipes 2 through the valve 8 is connected to the discharge manifold 9. At the wellhead there is a pressure tank 10, the lower part of which is connected through the valve 11 to the pump 12, the receiving part of which is connected to the supply tank through the valve 13 14. The upper part of the vertical tank 10 through the check valve 15 and the valve 16 is connected to the annulus of the well 1, and through the check valve 17 is connected to the discharge manifold 9. The vertical tank 10 is connected to the supply tank 14 bypass line with an electrically operated valve 18. Supply tank 14 is filled with a working fluid, in particular with mineralized water.

Способ осуществляется следующим образом.The method is as follows.

Продукция пласта 6 по боковому стволу 5 поступает в ствол скважины 1. По мере подъема продукции по боковому стволу 6 и снижения давления из нефти начинается выделяться растворенный попутный газ. Достигнув места врезки бокового ствола 5 в ствол скважины 1 добываемая продукция совершает поворот и перемещается вниз к башмаку хвостовика 4.Production of formation 6 along the sidetrack 5 enters the wellbore 1. As production increases along the sidetrack 6 and pressure decreases, dissolved associated gas begins to be released from the oil. Having reached the insertion point of the sidetrack 5 into the wellbore 1, the produced product rotates and moves down to the shoe of the liner 4.

Выделившийся из нефти попутный газ при повороте жидкости вниз продолжает подниматься вверх по затрубному пространству и накапливаться в его верхней части. Жидкость, достигнув башмак хвостовика 4, совершает еще один поворот, входит в хвостовик и поступает на прием насоса 3. Таким образом, насос 3 будет откачивать нефть с малым содержанием свободного газа, а боковой ствол 5 в совокупности с хвостовиком 4 будет выполнять роль газового сепаратора.Associated gas released from the oil while turning the liquid down continues to rise up the annulus and accumulate in its upper part. The liquid, reaching the shoe of the liner 4, makes another turn, enters the liner and enters the intake of pump 3. Thus, the pump 3 will pump out oil with a low content of free gas, and the side barrel 5, together with the liner 4, will act as a gas separator .

Для предупреждения срыва работы насоса 3 и увеличения притока нефти из пласта 6 на устье скважин производят поочередное заполнение напорной емкости 10 сепарированным газом из затрубного пространства и последующее нагнетание этого газа в выкидной коллектор 9. В цикле наполнения емкости 10 газом из затрубного пространства через задвижку 16 и обратный клапан 15 происходит слив рабочей жидкости самотеком из напорной емкости 10 в питающую емкость 14 через открытую электроуправляемую задвижку 18. При этом задвижки 11 и 13 остаются также открытыми. По мере слива жидкости емкость 10 заполняется газом до момента достижения уровня раздела «газ - жидкость» минимального положения в емкости 10. Далее срабатывает контактный датчик минимального положения уровня жидкости в емкости 10 (на рис.не показан) на включение насоса 12 в работу. Рабочая жидкость из питающей емкости 14 будет нагнетаться насосом 12 в напорную емкость 10 и вытеснять из нее газ в выкидной коллектор 9 через обратный клапан 17. Обратный клапан 15 предупреждает поступление газа обратно в затрубное пространство скважины 1. Задвижки 11 и 13 остаются, т.о. постоянно открытыми и служат главным образом для ремонтных работ. Для вытеснения газа из емкости 10 в выкидной коллектор 9 необходимо, чтобы давление, создаваемое насосом 12, превышало давление в выкидном коллекторе 9.To prevent disruption of the pump 3 and increase the flow of oil from the formation 6 at the wellhead, alternate filling of the pressure vessel 10 with separated gas from the annulus and subsequent injection of this gas into the discharge manifold 9. In the cycle of filling the tank 10 with gas from the annulus through the valve 16 and Non-return valve 15 drains the working fluid by gravity from the pressure vessel 10 into the supply vessel 14 through an open electrically-operated gate valve 18. At the same time, the gate valves 11 and 13 also remain open. As the liquid drains, the tank 10 is filled with gas until the gas-liquid section reaches the minimum position in the tank 10. Then, the contact sensor for the minimum position of the liquid level in the tank 10 (not shown in the figure) is activated to turn the pump 12 into operation. The working fluid from the supply tank 14 will be pumped by the pump 12 into the pressure tank 10 and displace gas from it into the discharge manifold 9 through the check valve 17. The check valve 15 prevents the flow of gas back into the annulus of the well 1. Gate valves 11 and 13 remain, so . constantly open and serve mainly for repair work. To displace gas from the tank 10 into the discharge manifold 9, it is necessary that the pressure created by the pump 12 exceeds the pressure in the discharge manifold 9.

После того, как уровень жидкости в емкости 10 достигнет максимального положения, датчик уровня (на рис. не показан) дает команду на выключение насоса 12, открытие задвижки 18 и жидкость начнет под гидростатическим давлением сливаться из емкости 10 в емкость 14 через задвижку 18. В этот период емкость 10 будет одновременно заполняться газом из затрубного пространства и т.д.After the liquid level in the tank 10 reaches its maximum position, the level sensor (not shown in the figure) gives the command to turn off the pump 12, open the valve 18 and the liquid begins to merge under hydrostatic pressure from the tank 10 into the tank 14 through the valve 18. V this period, the tank 10 will be simultaneously filled with gas from the annulus, etc.

Периодическая работа насоса 12 позволяет постоянно откачивать накапливающийся газ из затрубного пространства скважины 1 и снижать в нем давление газа.Periodic operation of the pump 12 allows you to constantly pump out the accumulating gas from the annulus of the well 1 and reduce the gas pressure in it.

Технико-экономическим преимуществом предлагаемого способа является возможность его использования при любых способах механизированной добычи нефти.The technical and economic advantage of the proposed method is the possibility of its use in any methods of mechanized oil production.

Claims (1)

Способ насосной добычи нефти с высоким газовым фактором, включающий бурение бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в основном стволе скважины, цементирование забоя основного ствола и спуск в него оборудования, отличающийся тем, что в основной ствол ниже врезки бокового ствола спускают хвостовик, глубинный насос располагают выше места врезки бокового ствола, затрубное пространство скважины соединяют с верхней частью напорной емкости и выкидным коллектором, расположенным на устье скважины, а нижнюю часть напорной емкости связывают с насосом, приемную часть которого сообщают с питающей емкостью для рабочей жидкости, а откачку накапливающегося газа из затрубного пространства производят периодически с помощью насоса, включаемого для подачи рабочей жидкости в нагнетательную емкость с газом в цикле его закачки в выкидной коллектор, и отключаемого для слива рабочей жидкости из нагнетательной емкости в питающую в цикле поступления газа из затрубного пространства в нагнетательную емкость.A method of pumping oil production with a high gas factor, including drilling a sidetrack below the dynamic fluid level in the main wellbore, cementing the bottom of the main stem and lowering equipment into it, characterized in that a liner is lowered into the main trunk below the sidetracking, the downhole pump is positioned higher the side hole insertion points, the annular space of the well is connected to the upper part of the pressure vessel and the discharge manifold located at the wellhead, and the lower part of the pressure vessel they call the pump, the receiving part of which is connected with the supply tank for the working fluid, and the accumulating gas is pumped out from the annular space periodically with the help of a pump that is turned on to supply the working fluid to the discharge tank with gas in the cycle of its injection into the discharge manifold and disconnected for draining working fluid from the discharge tank to the supply in the cycle of gas from the annulus to the discharge tank.
RU2016130020A 2016-07-21 2016-07-21 Method of pumping oil production with high gas factor RU2627797C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016130020A RU2627797C1 (en) 2016-07-21 2016-07-21 Method of pumping oil production with high gas factor

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016130020A RU2627797C1 (en) 2016-07-21 2016-07-21 Method of pumping oil production with high gas factor

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2627797C1 true RU2627797C1 (en) 2017-08-11

Family

ID=59641660

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016130020A RU2627797C1 (en) 2016-07-21 2016-07-21 Method of pumping oil production with high gas factor

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2627797C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2698788C1 (en) * 2018-07-23 2019-08-29 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Pumping unit for carbonated oil fluids
RU2720764C1 (en) * 2019-06-28 2020-05-13 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for oil extraction by sucker-rod pumping units
RU2737805C1 (en) * 2020-07-22 2020-12-03 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Production method of oil with high gas factor
RU2756650C1 (en) * 2020-12-30 2021-10-04 Андрей Викторович Поушев Method for complex production of hydrocarbons from oil and gas condensate wells and a system for its implementation
RU2793784C1 (en) * 2022-09-14 2023-04-06 Общество с ограниченной ответственностью "Центр современных технологий" Method for operating a group of oil wells

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3348615A (en) * 1965-01-06 1967-10-24 Phylander S Adams Automatic safety relief and back pressure valve
RU2102584C1 (en) * 1995-12-22 1998-01-20 Научно-технический центр экологически чистых технологий "ЭКОТЕХ" Oil production system
RU2190086C1 (en) * 2001-04-06 2002-09-27 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Method of running drowned oil wells
RU2513934C2 (en) * 2012-08-07 2014-04-20 Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" System for associated petroleum gas utilisation
RU2553689C1 (en) * 2014-02-07 2015-06-20 Асгар Маратович Валеев Method of oil well operation
RU2575856C2 (en) * 2014-03-19 2016-02-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Device for oil production with downhole separation

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3348615A (en) * 1965-01-06 1967-10-24 Phylander S Adams Automatic safety relief and back pressure valve
RU2102584C1 (en) * 1995-12-22 1998-01-20 Научно-технический центр экологически чистых технологий "ЭКОТЕХ" Oil production system
RU2190086C1 (en) * 2001-04-06 2002-09-27 Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Method of running drowned oil wells
RU2513934C2 (en) * 2012-08-07 2014-04-20 Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" System for associated petroleum gas utilisation
RU2553689C1 (en) * 2014-02-07 2015-06-20 Асгар Маратович Валеев Method of oil well operation
RU2575856C2 (en) * 2014-03-19 2016-02-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Device for oil production with downhole separation

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2698788C1 (en) * 2018-07-23 2019-08-29 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Pumping unit for carbonated oil fluids
RU2720764C1 (en) * 2019-06-28 2020-05-13 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method for oil extraction by sucker-rod pumping units
RU2737805C1 (en) * 2020-07-22 2020-12-03 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Production method of oil with high gas factor
RU2756650C1 (en) * 2020-12-30 2021-10-04 Андрей Викторович Поушев Method for complex production of hydrocarbons from oil and gas condensate wells and a system for its implementation
RU2793784C1 (en) * 2022-09-14 2023-04-06 Общество с ограниченной ответственностью "Центр современных технологий" Method for operating a group of oil wells

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2627797C1 (en) Method of pumping oil production with high gas factor
US7506690B2 (en) Enhanced liquid hydrocarbon recovery by miscible gas injection water drive
US20130098629A1 (en) Method and apparatus for removing liquid from a horizontal well
RU2567571C1 (en) Device intended for gas withdrawal from annular space in oil well
RU2553689C1 (en) Method of oil well operation
US20140119965A1 (en) Downhole pump assembly
CN207813596U (en) Note adopts integral oil suction pump and note adopts integral tubular column
US20210079771A1 (en) Reciprocating downhole pump
CN103470221B (en) Method made by the connection that pump was taken out and examined to oil pipe under underbalance, no killing well gaslift, axle
RU2498058C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum
RU206678U1 (en) MECHANICAL WELL CLEANING DEVICE
US10508514B1 (en) Artificial lift method and apparatus for horizontal well
RU2738615C1 (en) Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
CN204716213U (en) Pressure fluctuation meter drives self-balancing piston pump pumping equipment
RU53737U1 (en) DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE
CN104929595A (en) Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof
RU2465442C1 (en) Method of lifting water from wells
RU73026U1 (en) DEVICE FOR OIL PRODUCTION AT THE LATE DEVELOPMENT STAGES
RU2096660C1 (en) Sucker-rod well pump
RU2798647C1 (en) Downhole pumping unit for pipeless well operation
RU211513U1 (en) TWO-STAGE ROD PUMP WITH CONTINUOUS GRP ROD
RU184474U1 (en) INSTALLATION FOR PUMPING SEPARATED GAS FROM OIL WELL
US11773701B1 (en) Gas pump system
RU2369724C1 (en) Method of oil deposit development

Legal Events

Date Code Title Description
PC41 Official registration of the transfer of exclusive right

Effective date: 20200323