RU2693119C1 - Погружная насосная установка - Google Patents
Погружная насосная установка Download PDFInfo
- Publication number
- RU2693119C1 RU2693119C1 RU2018123729A RU2018123729A RU2693119C1 RU 2693119 C1 RU2693119 C1 RU 2693119C1 RU 2018123729 A RU2018123729 A RU 2018123729A RU 2018123729 A RU2018123729 A RU 2018123729A RU 2693119 C1 RU2693119 C1 RU 2693119C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- nozzle
- pressure
- shank
- channel
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 230000010365 information processing Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D13/00—Pumping installations or systems
- F04D13/02—Units comprising pumps and their driving means
- F04D13/06—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven
- F04D13/08—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use
- F04D13/10—Units comprising pumps and their driving means the pump being electrically driven for submerged use adapted for use in mining bore holes
-
- 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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/124—Adaptation of jet-pump systems
-
- 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D15/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems
- F04D15/0066—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or systems by changing the speed, e.g. of the driving engine
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/54—Installations characterised by use of jet pumps, e.g. combinations of two or more jet pumps of different type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к установкам для добычи нефти из скважин погружными насосами одновременно из нескольких продуктивных пластов. Погружная насосная установка включает электродвигатель (1), центробежный насос (3) и подпорный струйный насос (2). Сопло (16) насоса (2) через патрубок сообщено с верхней высоконапорной частью насоса (3). Прием (7) насоса (2) соединен со спущенным в эксплуатационную колонну (5) хвостовиком (4), внутренний канал которого сообщен с входом камеры (17) смешения насоса (2), выход (13) которой сообщен с кольцевым каналом (19) между колонной (5) и насосно-компрессорными трубами (8). Хвостовик (4) оснащен уплотнительным устройством (9), перекрывающим канал между колонной (5) и хвостовиком (4). В верхней части насоса (3) размещен газожидкостный сепаратор (21), выход которого по воде сообщен через патрубок (18) с соплом (16). По длине насоса (3) установлены датчики (22) давления для измерения распределения давления по его длине, которые связаны каналом (23) связи и управления с размещенной на устье скважины системой (24) контроля и управления. Установка оснащена дополнительными датчиками (26 и 27) давления, установленными на приеме (7) и в камере (17) смешения насоса (2), связанными каналом (23) с системой (24). На патрубке (18), сообщающем сопло (16) насоса (2) с насосом (3), установлено дистанционно управляемое запорное устройство (28). Изобретение направлено на повышение эффективности работы погружной насосной установки в осложненных условиях при интенсивном поступлении газа в зону работы насосного оборудования путем обеспечения согласованного регулирования работы центробежного и струйного насосов за счет раздельной регулировки средней подачи каждого насоса. 1 ил.
Description
Изобретение относится к установкам для добычи жидкости из скважин погружными насосами и может быть использовано для добычи нефти одновременно из нескольких продуктивных пластов, включая варианты согласованной работы нескольких нефтяных скважин в рамках «интеллектуального» месторождения.
Известна скважинная насосная установка, содержащая погружной насос, погружной электродвигатель, пропущенный вдоль колонны труб электрический силовой кабель, подключенный на поверхности к станции управления, и погружной приборный модуль с датчиками параметров состояния скважины и устройствами преобразования сигналов датчиков (RU 2285155, 2005).
Недостатком известного устройства является относительно низкая эффективность его работы в условиях добычи нефти одновременно из нескольких продуктивных пластов, что обусловлено отсутствием возможности регулирования режима отбора продукции из каждого пласта.
Из известных технических решений наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является погружная насосная установка, состоящая из электродвигателя, подпорного струйного насоса с соплом и основного центробежного насоса, хвостовика, спущенного в эксплуатационную колонну и соединенного с приемом подпорного струйного насоса, колонны насосно-компрессорных труб, сопло струйного насоса через дополнительный патрубок сообщено с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса, вход в камеру смешения струйного насоса сообщен с внутренним каналом хвостовика, а выход из камеры смешения струйного насоса сообщен с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком, при этом по длине основного центробежного насоса установлены датчики давления для измерения распределения внутреннего давления по длине основного центробежного насоса, подключенные к блоку обработки информации (RU 135709, 2013).
Известное устройство на базе информации о давлении позволяет определять режим работы каждой насосной ступени центробежного насоса с учетом изменения плотности перекачиваемой газожидкостной смеси и по результатам обработки полученной информации оценивать эффективность работы насоса в целом.
Недостатком известного устройства является относительно низкая эффективность его работы в условиях добычи нефти, осложненных высоким содержанием газа в зоне работы насосного оборудования, что обусловлено отсутствием информации о режимах работы струйного насоса и отсутствием рекомендаций по изменению режима работы насосной установки в целом.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности работы погружной насосной установки в осложненных условиях при интенсивном поступлении газа в зону работы насосного оборудования.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении согласованного регулирования работы центробежного и подпорного струйного насосов за счет раздельной регулировки средней подачи каждого насоса.
Техническая задача решается за счет того, что в погружной насосной установке, состоящей из электродвигателя, центробежного насоса, подпорного струйного насоса, сопло которого через патрубок сообщается с верхней высоконапорной частью центробежного насоса, а его прием соединен со спущенным в эксплуатационную колонну хвостовиком, внутренний канал которого сообщается с входом камеры смешения струйного насоса, выход которой сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, при этом хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком, в верхней высоконапорной части центробежного насоса размещен газожидкостной сепаратор, выход которого по воде сообщается с дополнительным патрубком, по длине центробежного насоса установлена система датчиков давления для измерения распределения внутреннего давления по его длине, которые связаны посредством канала связи и управления с размещенной на устье скважины системой контроля и управления, установка оснащена дополнительными датчиками давления, установленными на приеме и в камере смешения подпорного струйного насоса, связанными посредством канала связи и управления с системой контроля и управления, а на патрубке, сообщающем сопло струйного насоса с верхней высоконапорной частью центробежного насоса, установлено дистанционно управляемое запорное устройство.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором представлена схема предлагаемой погружной насосной установки для добычи жидкости из скважины.
Погружная насосная установка состоит из электродвигателя 1, подпорного струйного насоса 2 и основного центробежного насоса 3, хвостовика 4, спущенного в эксплуатационную колонну 5. Эксплуатационная колонна 5 может иметь несколько интервалов перфорации 6. Хвостовик 4 соединен с приемом 7 подпорного струйного насоса 2. Насосное оборудование спущено на колонне насосно-компрессорных труб 8. Хвостовик 4 оснащен уплотнительным устройством 9, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной 5 и хвостовиком 4. Нижняя часть 10 хвостовика 4, за счет уплотнительного устройства 9, расположена в зоне 11, которая изолирована от интервала перфорации 6. Зона перфорации связывает верхний продуктивный пласт с полостью эксплуатационной колонны 5. Зона 11 и внутренний канал нижней части 10 хвостовика 4 сообщаются с нижним продуктивным пластом, например, через боковой ствол малого диаметра, который может быть выполнен ниже уплотнительного устройства 9 (нижний продуктивный пласт и боковой ствол на схеме не показаны). Хвостовик может быть выполнен секционным. Секции, из труб различного диаметра, соединены через переводник 12. Выход 13 из подпорного струйного насоса 2 сообщается с входом 14 основного центробежного насоса 3. Выход 15 основного центробежного насоса 3 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 8. Струйный насос 2 имеет сопло 16 и камеру смешения 17. Сопло 16 струйного насоса 2 через дополнительный патрубок 18 сообщается с верхней высоконапорной частью основного центробежного насоса 3. Вход 7 в камеру смешения 17 струйного насоса 2 сообщается с внутренним каналом хвостовика 4, а выход 13 из камеры смешения 17 струйного насоса 2 сообщается с кольцевым каналом 19, который образован между эксплуатационной колонной 5 и насосно-компрессорными трубами 8. Энергию к электродвигателю 1 подают через кабель 20. В верхней высоконапорной части основного центробежного насоса 3 размещен газожидкостной сепаратор 21, обеспечивающий отделение воды из водонефтегазовой смеси. Сепаратор может иметь различные известные исполнения. К примеру, сепаратор может иметь вращающиеся детали, расположенные на валу насоса 3. Сепаратор может быть и циклонного типа, и не иметь подвижных деталей. На схеме сепаратор 21 показан условным значком, без пояснений принципа работы. Воду из сепаратора 21 подают в дополнительный патрубок 18, сообщающийся с соплом 16 подпорного струйного насоса 2. Насосная установка оснащена телеметрической системой для измерения распределения давления по насосным ступеням основного центробежного насоса 3. Погружная насосная установка содержит датчики давления 22, установленные вдоль основного центробежного насоса 3, канал связи и управления 23, систему контроля и управления 24 и систему обмена информацией 25. Система обмена информации 25 обеспечивает возможность для использования результатов измерения распределения давления, по насосным ступеням основного центробежного насоса 3, для согласованной работы нескольких погружных насосных установок, в рамках «интеллектуального» месторождения. Насосная установка оснащена дополнительными датчиками давления 26 и 27, подключенными к приему 7 подпорного струйного насоса, и к камере смешения 17 подпорного струйного насоса 2, а на дополнительном патрубке 18, сообщающем сопло 16 струйного насоса 2 с верхней высоконапорной частью центробежного насоса 3 установлено дистанционно управляемое запорное устройство 28, связанное с системой контроля и управления 24 через канал связи и управления 23 и через его ответвление 29. Дистанционно управляемое запорное устройство 28 может быть выполнено, к примеру, в виде электромагнитного клапана.
Кабель 20 связан с частотным преобразователем 30, с возможностью изменения частоты тока при регулировании частоты вращения ротора электродвигателя 1 и ротора насоса 3, соответственно. Частотный преобразователь подключен к сети переменного тока, эта сеть на фигуре не показана. При этом частотный преобразователь 30 связан с системой контроля и управления 24.
Описываемая погружная насосная установка работает следующим образом.
Пластовая жидкость, смесь нефти и воды, вместе с пузырьками попутного газа, поступает внутрь эксплуатационной колонны 5 через перфорационные отверстия 6 из верхнего продуктивного пласта, и внутрь хвостовика 4 из нижнего пласта. Верхний и нижний, продуктивные пласты изолированы друг от друга в колонне 5 уплотнительным устройством 9.
Энергию к электродвигателю 1 подают через кабель 20, который связан с частотным преобразователем 30, с возможностью изменения частоты тока при регулировании частоты вращения ротора насоса 3. Электрическая энергия преобразуется в двигателе 1 в механическую энергию. Механическая энергия в насосе 3 преобразуется в гидравлическую энергию, создается поток перекачиваемой среды в направлении от входа 14 к выходу 15 и далее вверх по каналу внутри насосно-компрессорных труб 8.
Подпорный струйный насос 2 откачивает продукцию нижнего продуктивного пласта, через каналы хвостовика 4, 12 и 10. В струйном насосе повышается давление за счет энергии струи жидкости, истекающей через сопло 16. Известно, что струйный насос устойчиво работает и перекачивает и жидкости, и газ, и газожидкостные смеси. Но необходимо соблюдать условие, в жидкости, проходящей через сопло 16 не должен присутствовать газ в значительном количестве (по литературным данным до 10% по объему). Для соблюдения этого условия необходимо подавать в сопло 16 пластовую воду, с минимальным присутствием газа и нефти в потоке, поскольку и в нефти имеется растворенный газ, который переходит в свободное состояние при снижении давления на выходе сопла 16. Как и в известных решениях, возможно использование сепаратора 21, который обеспечивает отделение пластовой воды. Вода через патрубок 18 подается в сопло 16 струйного насоса 2, обеспечивая эффективную перекачку водонефтегазовой смеси, поступающей из нижнего продуктивного пласта в зону 11 и далее через канал 7 и струйный насос 2, на выход 13. Подпорный струйный насос 2 в полном объеме перекачивает газ, поступающий с жидкостью из нижнего пласта.
Датчики 22, установленные вдоль основного центробежного насоса 3, фиксируют значения давления внутри проточной части насоса 3, что позволяет судить о распределении давления по длине насоса 3, соответственно о распределении давления по насосным ступеням внутри насоса 3. Информация, о распределении давления внутри проточной части насоса 3, и о распределении давления на приеме 7 и в камере смешения 17 струйного насоса 2, поступает по каналу связи и управления 23 в систему контроля и управления 24, где выполняется обработка информации с уточнением давления и плотности перекачиваемой среды на выходе каждой насосной ступени, в основном центробежном насосе 3. Информация о давлении также позволяет определить режим работы струйного насоса 2 и режим работы каждой насосной ступени, с учетом изменения плотности перекачиваемой газожидкостной смеси, и по результатам обработки полученной информации оценивается эффективность согласованной работы центробежного насоса 3 и струйного насоса 2. Режим работы насосной установки может подбираться в соответствии с программой разработки «интеллектуального» месторождения. Система контроля и управления 24 связана с системой обмена информацией 25. Система обмена информации 25 (по кабельным линиям или по радиоканалу) обеспечивает возможность для использования результатов измерения при организации согласованной работы нескольких погружных насосных установок (нескольких нефтяных скважин), в рамках «интеллектуального» месторождения. При подаче управляющего сигнала через канал связи и управления 23 и через его ответвление 29, закрывается управляемое запорное устройство 28. При этом основной центробежный насос 3 откачивает жидкость только из верхнего продуктивного пласта. А частота вращения ротора центробежного насоса 3 корректируется за счет изменения частоты электрического тока следующим образом. Одновременно с закрытием дистанционно управляемого запорного устройства 28 подается команда от системы контроля и управления 24 на частотный преобразователь 30 для изменения частоты тока и для изменения режима работы насоса 3, сформированная на основе данных поступающих от датчиков давления 22, 26 и 27. Далее с учетом планируемого режима отбора жидкости из двух пластов, определяется отрезок времени, через который дается команда на открытие дистанционно управляемого запорного устройства 28. По истечение этого отрезка времени подается команда от системы контроля и управления 24 для открытия дистанционно управляемого запорного устройства 28. Одновременно с открытием дистанционно управляемого запорного устройства 28 подается команда от системы контроля и управления 24 на частотный преобразователь 30 для изменения частоты тока и для изменения режима работы насоса 3. При этом возобновляется откачка жидкости из нижнего пласта с помощью подпорного струйного насоса 2. А основной центробежный насос 3 откачивает жидкость из верхнего продуктивного пласта (интервал перфорации 6), а также откачивает жидкость, прошедшую через подпорный струйный насос 2 из нижнего пласта,. Цикл повторяется и реализуется распределенный и контролируемый подвод энергии к основному центробежному насосу 3 и к подпорному струйному насосу 2 с раздельной регулировкой средней подачи каждого насоса. Средняя подача струйного насоса 2 регулируется путем включения и отключения перекачки при циклической работе за счет регулирования отрезка времени для перекачки на протяжении каждого цикла. Основной центробежный насос 3 и его средняя подача регулируется путем изменения частоты вращения ротора, в соответствии с режимом работы струйного насоса 2.
Таким образом, обеспечивается распределенный и контролируемый подвод энергии к основному центробежному насосу и подпорному струйному насосу с раздельной регулировкой средней подачи каждого насоса за счет периодической подачи рабочей жидкости в сопло подпорного струйного насоса с одновременным изменением частоты вращения ротора основного центробежного насоса
Предлагаемая насосная установка повышает эффективность работы погружной насосной установки в осложненных условиях при интенсивном поступлении газа в зону работы насосного оборудования с обеспечением согласованной работы центробежных и подпорных струйных насосов, в том числе в группе нефтяных скважин в рамках «интеллектуального» месторождения.
Claims (1)
- Погружная насосная установка, включающая электродвигатель, центробежный насос, подпорный струйный насос, сопло которого через патрубок сообщается с верхней высоконапорной частью центробежного насоса, а его прием соединен со спущенным в эксплуатационную колонну хвостовиком, внутренний канал которого сообщается с входом камеры смешения струйного насоса, выход которой сообщается с кольцевым каналом между эксплуатационной колонной и насосно-компрессорными трубами, при этом хвостовик оснащен уплотнительным устройством, перекрывающим кольцевой канал между эксплуатационной колонной и хвостовиком, в верхней высоконапорной части центробежного насоса размещен газожидкостный сепаратор, выход которого по воде сообщается с дополнительным патрубком, по длине центробежного насоса установлена система датчиков давления для измерения распределения внутреннего давления по его длине, которые связаны посредством канала связи и управления с размещенной на устье скважины системой контроля и управления, отличающаяся тем, что установка оснащена дополнительными датчиками давления, установленными на приеме и в камере смешения подпорного струйного насоса, связанными посредством канала связи и управления с системой контроля и управления, а на патрубке, сообщающем сопло струйного насоса с верхней высоконапорной частью центробежного насоса, установлено дистанционно управляемое запорное устройство.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123729A RU2693119C1 (ru) | 2018-06-29 | 2018-06-29 | Погружная насосная установка |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018123729A RU2693119C1 (ru) | 2018-06-29 | 2018-06-29 | Погружная насосная установка |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2693119C1 true RU2693119C1 (ru) | 2019-07-01 |
Family
ID=67251779
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018123729A RU2693119C1 (ru) | 2018-06-29 | 2018-06-29 | Погружная насосная установка |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2693119C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU196417U1 (ru) * | 2019-10-11 | 2020-02-28 | Олег Марсович Гарипов | Скважинная струйная установка |
| RU2732615C1 (ru) * | 2019-09-06 | 2020-09-21 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" | Способ эксплуатации скважины струйным насосом и установка для его реализации |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2282759C1 (ru) * | 2005-06-20 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений |
| CN102071916A (zh) * | 2009-11-25 | 2011-05-25 | 大港油田集团有限责任公司 | 底水油藏油水分采管柱及其射流泵 |
| RU125250U1 (ru) * | 2012-05-21 | 2013-02-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Погружная насосная установка |
| RU135709U1 (ru) * | 2013-07-24 | 2013-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Погружная насосная установка |
| RU2550613C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Способ добычи флюида из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления |
-
2018
- 2018-06-29 RU RU2018123729A patent/RU2693119C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2282759C1 (ru) * | 2005-06-20 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Способ работы скважинной струйной установки при эксплуатации многопластовых месторождений |
| CN102071916A (zh) * | 2009-11-25 | 2011-05-25 | 大港油田集团有限责任公司 | 底水油藏油水分采管柱及其射流泵 |
| RU125250U1 (ru) * | 2012-05-21 | 2013-02-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина" | Погружная насосная установка |
| RU135709U1 (ru) * | 2013-07-24 | 2013-12-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Погружная насосная установка |
| RU2550613C2 (ru) * | 2014-05-15 | 2015-05-10 | Олег Сергеевич Николаев | Способ добычи флюида из двух пластов одной скважины и насосно-эжекторная установка для его осуществления |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2732615C1 (ru) * | 2019-09-06 | 2020-09-21 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" | Способ эксплуатации скважины струйным насосом и установка для его реализации |
| RU196417U1 (ru) * | 2019-10-11 | 2020-02-28 | Олег Марсович Гарипов | Скважинная струйная установка |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
| US4390061A (en) | Apparatus for production of liquid from wells | |
| RU2482267C2 (ru) | Система регулирования дебита скважины | |
| AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
| US7997335B2 (en) | Jet pump with a centrifugal pump | |
| CN86106505A (zh) | 井底气锚装置 | |
| US6684956B1 (en) | Method and apparatus for producing fluids from multiple formations | |
| CN102859114A (zh) | 利用分离和增压来改型水下设备的方法 | |
| RU2693119C1 (ru) | Погружная насосная установка | |
| US20140332219A1 (en) | Intrawell Fluid Injection System and Method | |
| RU2190781C1 (ru) | Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин и способ работы скважинной струйной установки | |
| US6736880B2 (en) | Downhole gas/liquid separator system and method | |
| US6056054A (en) | Method and system for separating and injecting water in a wellbore | |
| RU2345214C2 (ru) | Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления | |
| RU2576729C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких залежей одной скважиной (варианты) | |
| RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
| RU2188342C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка | |
| RU2539486C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи скважинами с горизонтальным окончанием | |
| RU2611786C2 (ru) | Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины | |
| RU2046931C1 (ru) | Устройство для разработки нефтяного месторождения (варианты) | |
| RU2522837C1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости | |
| OA12123A (en) | System for producing de-watered oil. | |
| RU135709U1 (ru) | Погружная насосная установка | |
| RU2181167C1 (ru) | Скважинная струйная установка для испытания и освоения скважин | |
| RU2547860C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191206 Effective date: 20191206 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200630 |