RU2677768C1 - Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities - Google Patents
Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities Download PDFInfo
- Publication number
- RU2677768C1 RU2677768C1 RU2018103962A RU2018103962A RU2677768C1 RU 2677768 C1 RU2677768 C1 RU 2677768C1 RU 2018103962 A RU2018103962 A RU 2018103962A RU 2018103962 A RU2018103962 A RU 2018103962A RU 2677768 C1 RU2677768 C1 RU 2677768C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- plunger
- cylinder
- mechanical impurities
- suction valve
- Prior art date
Links
- 239000012535 impurity Substances 0.000 title claims abstract description 25
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 13
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims abstract description 6
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 claims description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 9
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 1
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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтедобывающих скважин с установками штанговых глубинных насосов, осложненных выносом механических примесей.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of oil wells with installations of sucker rod pumps complicated by the removal of solids.
Известен штанговый глубинный насос, который содержит цилиндр и расположенный в нем подвижно полый плунжер, изготовленный из упругоэластичного материала, шток-клапан, нижняя часть которого выполнена в виде конуса, ответного конусному торцу нижней части эластичной втулки, выполняющий сразу две функции - нагнетательного клапана и обеспечивает возможность осевого перемещения при ходе эластичных втулок вверх и вниз. Шток-клапан крепится к штоку насоса при помощи переводной втулки, контактный профиль которой выполнен ответным профилю конического конца верхней части эластичной втулки. Выполнено конусное утолщение, расположенное выше контактного профиля шток-клапана и эластичной втулки. Герметичность между эластичными втулками и цилиндром насоса обеспечивается за счет давления столба жидкости на внутренние стенки эластичных втулок. Таким образом, эластичные втулки, расширяясь, плотно прилегают к внутренним стенкам цилиндра, что полностью исключает пропуск перекачиваемой жидкости, а вместе с ней абразивных частиц между эластичными втулками и цилиндром (патент РФ №2166128, кл. F04В 47/00, F04В 53/14, опубл. 27.04 2001).A well-known sucker-rod pump, which contains a cylinder and a movable hollow plunger located in it, made of an elastic material, a valve-rod, the lower part of which is made in the form of a cone, responding to the conical end of the lower part of the elastic sleeve, which performs two functions at once - the discharge valve and provides the possibility of axial movement during the course of the elastic bushings up and down. The valve stem is attached to the pump rod using a transfer sleeve, the contact profile of which is made reciprocal profile of the conical end of the upper part of the elastic sleeve. A conical thickening was performed, located above the contact profile of the valve stem and elastic sleeve. The tightness between the elastic bushings and the pump cylinder is ensured by the pressure of the liquid column on the inner walls of the elastic bushings. Thus, the expanding sleeves, expanding, fit snugly against the inner walls of the cylinder, which completely eliminates the passage of the pumped liquid, and with it the abrasive particles between the elastic sleeves and the cylinder (RF patent No. 2166128, class F04B 47/00, F04B 53/14 published on April 27, 2001).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр и установленный в нем с образованием кольцевого зазора полый плунжер, в теле плунжера выполнены отверстия для соединения полости внутри плунжера и соответственно зоны нагнетания насоса с зазором между стенками цилиндра и плунжером. В известном изобретении площадь всех отверстий превышает площадь кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра, а в полости плунжера установлен винтообразный скребок, при этом превышение площади всех отверстий относительно площади кольцевого зазора между стенками плунжера и цилиндра составляет 25-30% (патент РФ №2295651, кл. F04В 47/00, опубл. 20.03.2007 - прототип).The closest in technical essence to the proposed method is a borehole sucker rod pump containing a cylinder and a hollow plunger installed in it with the formation of an annular gap; holes are made in the plunger body for connecting the cavity inside the plunger and, accordingly, the pump discharge zone with the gap between the cylinder walls and the plunger. In the known invention, the area of all holes exceeds the area of the annular gap between the walls of the plunger and the cylinder, and a screw-shaped scraper is installed in the cavity of the plunger, while the excess of the area of all holes relative to the area of the annular gap between the walls of the plunger and the cylinder is 25-30% (RF patent No. 2295651, CL F04B 47/00, published March 20, 2007 - prototype).
Известные изобретения позволяют снизить попадание механических примесей между движущимися элементами насоса за счет снижения зазора или использования жидкости. Однако общим недостатком является то, что механические примеси при этом никуда не исчезают, с каждым новым ходом плунжера этих частиц становится больше, они накапливаются в насосе, что в итоге приводит к снижению эффективности предлагаемых в известных изобретениях технических решений, а соответственно, поломке насоса и снижению межремонтного периода.Known inventions can reduce the ingress of mechanical impurities between the moving elements of the pump by reducing the clearance or use of fluid. However, a common drawback is that mechanical impurities do not disappear anywhere, with each new stroke of the plunger these particles become larger, they accumulate in the pump, which ultimately leads to a decrease in the efficiency of the technical solutions proposed in the known inventions and, consequently, breakdown of the pump and decrease in the overhaul period.
В предложенном изобретении решается задача повышения межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей.The proposed invention solves the problem of increasing the overhaul period of the well, complicated by the removal of mechanical impurities.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, осложненной выносом механических примесей, включающем оборудование скважины установкой штангового глубинного насоса, спускаемого на насосных штангах, состоящего из цилиндра и установленного в нем плунжера, всасывающего и нагнетательного клапанов, подъема пластовой жидкости при движении плунжера вверх за счет подъема насосных штанг головкой балансира станка-качалки, согласно изобретению, установку оборудования производят в скважинах с диаметром эксплуатационной колонны не менее 114 мм, имеющих наклон относительно вертикали не более 30º, к нижней части цилиндра насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную и внутреннюю колонны насосно-компрессорных труб, причем блок со всасывающим клапаном крепят на внутреннюю колонну, с этой же стороны наружную колонну крепят к цилиндру насоса через соединительную муфту, с противоположной стороны наружную и внутреннюю колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю колонну, но не в кольцевое пространство между данными колоннами, наружную колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю – меньшего диаметра, пространство между наружной и внутренней колоннами представляет из себя накопитель, при движении плунжера насоса вверх, имеющийся в плунжере нагнетательный клапан закрывается, одновременно открывается всасывающий клапан, через внутреннюю колонну насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра насоса и накопитель, при этом в накопителе происходит оседание механических примесей под действием силы тяжести, при движении головки балансира станка-качалки вниз, насосные штанги толкают плунжер вниз, всасывающий клапан закрывается и открывается нагнетательный клапан, при этом внутрь цилиндра поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе.The problem is solved in that in the method of operating the well, complicated by the removal of mechanical impurities, including equipping the well with a sucker rod pump, lowered on sucker rods, consisting of a cylinder and a plunger installed in it, suction and discharge valves, raising the reservoir fluid when the plunger moves up behind due to the lifting of the sucker rods by the head of the rocker of the rocking machine, according to the invention, the equipment is installed in wells with a production string diameter of not less than 114 mm in it, having a slope relative to the vertical of no more than 30º, a structure is attached to the bottom of the pump cylinder, which is two concentrically arranged outer and inner tubing columns, and the unit with a suction valve is mounted on the inner column, on the same side the outer the column is attached to the pump cylinder through a coupling; on the opposite side, the outer and inner columns are interconnected so that liquid can pass into the inner column, but not into the annular the gap between these columns, the outer column of tubing is performed with a diameter of not less than 73 mm and a length of not more than 10 m, and the inner one is of smaller diameter, the space between the outer and inner columns is a drive, when the pump plunger moves up, it is available in the plunger the discharge valve is closed, at the same time, the suction valve opens, through the inner column of the tubing and the open suction valve, the formation fluid enters the pump cylinder and the reservoir, at the same time, sedimentation of mechanical impurities under the influence of gravity occurs in the drive, when the rocker head of the rocking machine is moving down, the sucker rods push the plunger down, the suction valve closes and the discharge valve opens, while the reservoir fluid flows into the cylinder, in which there are no large mechanical impurities previously settled in the drive.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
На межремонтный период скважины существенное влияние оказывает эффективность работы оборудования, установленного в скважине. При наличии механических примесей в жидкости, поступающей в скважину, межремонтный период значительно снижается ввиду негативного воздействия на насосное оборудование. Для уменьшения вредного воздействия применяют различные фильтры, уплотнители, выполняют плунжеры определенной конструкции. Однако денные технические решения позволяют уменьшить влияние механических частиц в жидкости лишь на первое непродолжительное время работы. Таким образом, существующие технические решения не в полной мере позволяют увеличивать межремонтный период скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей. Задача решается следующим образом.The well overhaul period is significantly affected by the efficiency of the equipment installed in the well. In the presence of mechanical impurities in the fluid entering the well, the overhaul period is significantly reduced due to the negative impact on the pumping equipment. To reduce the harmful effects, various filters, gaskets are used, plungers of a certain design are performed. However, these technical solutions can reduce the effect of mechanical particles in a liquid only for the first short time. Thus, existing technical solutions do not fully allow to increase the well overhaul period. The proposed invention solves the problem of increasing the overhaul period of the well, complicated by the removal of mechanical impurities. The problem is solved as follows.
На чертеже представлено схематическое изображение насоса и колонн труб в скважине. Обозначения: 1 – эксплуатационная колонна, 2 – колонна насосных штанг, 3 – цилиндр насоса, 4 – плунжер насоса, 5 – всасывающий клапан, 6 – нагнетательный клапан, 7 – наружная колонна насосно-компрессорных труб, 8 – внутренняя колонна насосно-компрессорных труб, 9 – соединительная муфта, 10 – накопитель для оседания механических примесей, 11 – механические частицы, осевшие в накопителе 10.The drawing shows a schematic illustration of a pump and pipe strings in a well. Designations: 1 - production string, 2 - sucker rod string, 3 - pump cylinder, 4 - pump plunger, 5 - suction valve, 6 - pressure valve, 7 - outer tubing string, 8 - tubing inner string , 9 - coupling, 10 - drive for settling of mechanical impurities, 11 - mechanical particles settled in the
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Подбирают скважину, осложненную выносом механических примесей, диаметр эксплуатационной колонны 1 в которой составляет не менее 114 мм и имеет наклон относительно вертикали не более 30º. Скважину оборудуют установкой штангового глубинного насоса. Насос спускают на колонне насосных штангах 2. Насос состоит из цилиндра 3 и установленного в нем плунжера 4, всасывающего 5 и нагнетательного 6 клапанов (см. чертеж).A well is selected, complicated by the removal of mechanical impurities, the diameter of production casing 1 in which is at least 114 mm and has a slope relative to the vertical of no more than 30º. The well is equipped with a sucker rod pump installation. The pump is lowered on the column of sucker rods 2. The pump consists of a
К нижней части цилиндра 3 насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную 7 и внутреннюю 8 колонны насосно-компрессорных труб, причем блок со всасывающим клапаном 5 крепят на внутреннюю колонну 8. С этой же стороны наружную колонну 7 крепят к цилиндру 3 насоса через соединительную муфту 9. С противоположной стороны наружную 7 и внутреннюю 8 колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю 8 колонну, но не в кольцевое пространство 10 между данными колоннами 7 и 8. Наружную 7 колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром не менее 73 мм и длиной не более 10 м, а внутреннюю 8 – меньшего диаметра. Кольцевое пространство между наружной 7 и внутренней 8 колоннами представляет из себя накопитель 10.To the bottom of the
Согласно расчетам, при диаметре эксплуатационной колонны 1 менее 114 мм, отсутствует техническая возможность спуска конструкции из наружной 7 и внутренней 8 колонн насосно-компрессорных труб. При наклоне эксплуатационной колонны, а, соответственно, и накопителя 10, относительно вертикали более 30º, эффективность способа значительно снижается ввиду уменьшения объема механических частиц, которые могут осесть в накопителе 10. При диаметре наружной 7 колонны насосно-компрессорных труб менее 73 мм, объем накопителя 10 значительно снижается ввиду необходимости спуска внутренней 8 колонны насосно-компрессорных труб. Кроме того, при длине наружной 7 колонны насосно-компрессорных труб более 10 м, возникает необходимость соединения нескольких труб, что снижает возможность спуско-подъемных операций.According to calculations, when the diameter of the production string 1 is less than 114 mm, there is no technical possibility of lowering the structure from the outer 7 and inner 8 columns of tubing. When the production string, and, accordingly, the
При подъеме колонны насосных штанг 2 головкой балансира станка-качалки происходит движение плунжера 4 насоса вверх. Имеющийся в плунжере 4 нагнетательный клапан 6 закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан 5. Через внутреннюю колонну 8 насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан 5 пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра 3 насоса. Ввиду того, что со стороны всасывающего клапана 5 имеется кольцевое пространство между наружной 7 и внутренней 8 колоннами труб, жидкость попадает в накопитель 10, в котором происходит оседание механических примесей 11 под действием силы тяжести.When lifting the string of pump rods 2 with the head of the balancer of the pumping unit, the plunger 4 of the pump moves up. The discharge valve 6 in the plunger 4 closes. At the same time, the
При движении головки балансира станка-качалки вниз, насосные штанги 2 толкают плунжер 4 вниз. Всасывающий клапан 5 закрывается и открывается нагнетательный клапан 6. При этом внутрь цилиндра 3 поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе 10.When the head of the balancer of the rocking machine moves down, the sucker rods 2 push the plunger 4 down. The
Эксплуатацию скважины ведут до наполнения накопителя 10 механическими частицами, после чего проводят спуско-подъемные операции, очищают накопитель 10 и заново спускают в эксплуатационную колонну 1.The wells are operated until the
Результатом внедрения данного способа является повышение межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей.The result of the implementation of this method is to increase the overhaul period of the well, complicated by the removal of mechanical impurities.
Пример конкретного выполнения способа.An example of a specific implementation of the method.
Скважина, эксплуатирующая терригенный коллектор, характеризуется низким межремонтным периодом 80 сут. ввиду наличия механических примесей в отбираемой жидкости. Насос скважины забивается мелкими частицами песка, что приводит к его поломке. Диаметр эксплуатационной колонны составляет 114 мм и имеет наклон относительно вертикали 30º. Скважина оборудована установкой штангового глубинного насоса, спущенного на колонне насосных штангах 2 (см. чертеж) в колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм.A well operating a terrigenous reservoir is characterized by a low overhaul period of 80 days. due to the presence of mechanical impurities in the selected fluid. The well pump is clogged with small particles of sand, which leads to its breakdown. The diameter of the production casing is 114 mm and has a slope relative to the vertical of 30º. The well is equipped with an installation of a sucker rod pump lowered on the sucker rod string 2 (see drawing) in a tubing string with a diameter of 60 mm.
Проводят спуско-подъемные операции. Поднимают насос. Насос состоит из цилиндра 3 и установленного в нем плунжера 4, всасывающего 5 и нагнетательного 6 клапанов. К нижней части цилиндра 3 насоса присоединяют конструкцию, представляющую из себя две концентрично расположенные наружную 7 и внутреннюю 8 колонны насосно-компрессорных труб, причем блок со всасывающим клапаном 5 крепят на внутреннюю колонну 8. С этой же стороны наружную колонну 7 крепят к цилиндру 3 насоса через соединительную муфту 9. С противоположной стороны наружную 7 и внутреннюю 8 колонны соединяют между собой так, что жидкость может проходить во внутреннюю 8 колонну, но не в кольцевое пространство 10 между данными колоннами 7 и 8. Наружную 7 колонну насосно-компрессорных труб выполняют диаметром 73 мм и длиной 10 м, а внутреннюю 8 диаметром 48 мм. Кольцевое пространство между наружной 7 и внутренней 8 колоннами представляет из себя накопитель 10. Насос с накопителем спускают в скважину.Conduct hoisting operations. Raise the pump. The pump consists of a
При подъеме колонны насосных штанг 2 головкой балансира станка-качалки происходит движение плунжера 4 насоса вверх. Имеющийся в плунжере 4 нагнетательный клапан 6 закрывается. Одновременно открывается всасывающий клапан 5. Через внутреннюю колонну 8 насосно-компрессорных труб и открытый всасывающий клапан 5 пластовая жидкость поступает внутрь цилиндра 3 насоса и в накопитель 10, в котором происходит оседание 11 механических примесей под действием силы тяжести.When lifting the string of pump rods 2 with the head of the balancer of the pumping unit, the plunger 4 of the pump moves up. The discharge valve 6 in the plunger 4 closes. At the same time, the
При движении головки балансира станка-качалки вниз, насосные штанги 2 толкают плунжер 4 вниз. Всасывающий клапан 5 закрывается и открывается нагнетательный клапан 6. При этом внутрь цилиндра 3 поступает пластовая жидкость, в которой отсутствуют крупные механические примеси, осевшие ранее в накопителе 10.When the head of the balancer of the rocking machine moves down, the sucker rods 2 push the plunger 4 down. The
Эксплуатацию скважины ведут до наполнения накопителя 10 механическими частицами в течение 190 сут. Далее проводят спуско-подъемные операции, очищают накопитель 10 и заново спускают в эксплуатационную колонну 1. Скважину пускают в добычу.The wells are operated until the reservoir is filled with 10 mechanical particles for 190 days. Next, they carry out hoisting operations, clean the
Таким образом, предлагаемый способ позволяет увеличить межремонтный период скважины с 80 сут. до 190 сут. По прототипу при прочих равных условиях межремонтный период скважины увеличивается с 80 сут. до 140 сут. Прирост межремонтного периода по предлагаемому способу – 50 сут.Thus, the proposed method allows to increase the overhaul period of the well from 80 days. up to 190 days According to the prototype, ceteris paribus, the overhaul period of the well increases from 80 days. up to 140 days The increase in the overhaul period of the proposed method is 50 days.
Предлагаемый способ позволяет повысить межремонтный период скважины, осложненной выносом механических примесей за счет применения накопителя механических частиц, которые оседают из отбираемой пластовой жидкости за счет сил тяжести.The proposed method allows to increase the overhaul period of the well, complicated by the removal of mechanical impurities due to the use of a drive of mechanical particles that settle from the selected reservoir fluid due to gravity.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения межремонтного периода скважины, осложненной выносом механических примесей.The application of the proposed method will solve the problem of increasing the overhaul period of the well, complicated by the removal of mechanical impurities.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018103962A RU2677768C1 (en) | 2018-02-01 | 2018-02-01 | Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018103962A RU2677768C1 (en) | 2018-02-01 | 2018-02-01 | Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2677768C1 true RU2677768C1 (en) | 2019-01-21 |
Family
ID=65085031
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018103962A RU2677768C1 (en) | 2018-02-01 | 2018-02-01 | Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2677768C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110952933A (en) * | 2019-10-30 | 2020-04-03 | 南通市华业石油机械有限公司 | Weight transmission type sucker rod |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU33397U1 (en) * | 2003-08-05 | 2003-10-20 | Открытое акционерное общество "НК "Роснефть - Пурнефтегаз" | Well Cleaning Device |
RU2232881C1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-07-20 | Хавкин Александр Яковлевич | Apparatus for separating of sand from deposit fluid in producing well |
RU2295651C2 (en) * | 2005-04-13 | 2007-03-20 | Агзамнур Мухаматгалиевич Шарифуллин | Oil-well sucker-rod pump |
RU2447263C1 (en) * | 2010-10-26 | 2012-04-10 | Владимир Александрович Чигряй | Storage hold |
RU2468196C2 (en) * | 2009-04-07 | 2012-11-27 | Агзамнур Мухаматгалиевич Шарифуллин | Sand catcher in oil well |
US20170292361A1 (en) * | 2014-08-28 | 2017-10-12 | Total Sa | System and method for extracting gas from a well |
-
2018
- 2018-02-01 RU RU2018103962A patent/RU2677768C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2232881C1 (en) * | 2003-03-27 | 2004-07-20 | Хавкин Александр Яковлевич | Apparatus for separating of sand from deposit fluid in producing well |
RU33397U1 (en) * | 2003-08-05 | 2003-10-20 | Открытое акционерное общество "НК "Роснефть - Пурнефтегаз" | Well Cleaning Device |
RU2295651C2 (en) * | 2005-04-13 | 2007-03-20 | Агзамнур Мухаматгалиевич Шарифуллин | Oil-well sucker-rod pump |
RU2468196C2 (en) * | 2009-04-07 | 2012-11-27 | Агзамнур Мухаматгалиевич Шарифуллин | Sand catcher in oil well |
RU2447263C1 (en) * | 2010-10-26 | 2012-04-10 | Владимир Александрович Чигряй | Storage hold |
US20170292361A1 (en) * | 2014-08-28 | 2017-10-12 | Total Sa | System and method for extracting gas from a well |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110952933A (en) * | 2019-10-30 | 2020-04-03 | 南通市华业石油机械有限公司 | Weight transmission type sucker rod |
CN110952933B (en) * | 2019-10-30 | 2020-11-10 | 南通市华业石油机械有限公司 | Weight transmission type sucker rod |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2677768C1 (en) | Method of operation of a well, complicated by carrying out of mechanical impurities | |
RU92916U1 (en) | HOSE PUMP FOR HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION | |
RU2395718C1 (en) | Sucker rod pumping unit | |
RU141547U1 (en) | DIFFERENTIAL BAR PUMP | |
RU2289724C1 (en) | Sucker-rod pump | |
RU2459115C2 (en) | Rod pump unit | |
RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
RU2360145C1 (en) | Oil-well pump | |
CN102720663A (en) | Special oil-well pump for multifunctional submersible linear motor | |
RU2565947C1 (en) | Rod pump unit | |
RU2684517C1 (en) | Oil well pump | |
RU179973U1 (en) | WELL HYDRAULIC INSTALLATION | |
CN112576485A (en) | Oil-well pump for gas-containing heavy oil well | |
RU2317443C1 (en) | Sucker-rod pumping unit | |
RU77365U1 (en) | EXTENDED WELL PUMP PUMP | |
RU59164U1 (en) | HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT | |
CN107781130B (en) | Pipe type thick oil pump | |
RU135018U1 (en) | Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION | |
RU2519154C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU217344U1 (en) | Plug-in design sucker rod pump | |
RU2818346C1 (en) | Sucker-rod device for trapping mechanical sediment in oil well | |
RU2720845C1 (en) | Downhole pump filter | |
RU2722995C1 (en) | Downhole sucker-rod pump | |
RU93896U1 (en) | REDUCED DEPTH PUMP UNIT WITH INCREASED PRODUCTIVITY | |
RU2796712C1 (en) | Rod pump for oil production from wells with wash-over of mechanical impurities |