RU2738189C1 - Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well - Google Patents

Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well Download PDF

Info

Publication number
RU2738189C1
RU2738189C1 RU2020107442A RU2020107442A RU2738189C1 RU 2738189 C1 RU2738189 C1 RU 2738189C1 RU 2020107442 A RU2020107442 A RU 2020107442A RU 2020107442 A RU2020107442 A RU 2020107442A RU 2738189 C1 RU2738189 C1 RU 2738189C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
esp
sections
pressure
wells
gas
Prior art date
Application number
RU2020107442A
Other languages
Russian (ru)
Original Assignee
Амельченко Леонид Владимирович
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 Амельченко Леонид Владимирович filed Critical Амельченко Леонид Владимирович
Priority to RU2020107442A priority Critical patent/RU2738189C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2738189C1 publication Critical patent/RU2738189C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04FPUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
    • F04F5/00Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
    • F04F5/54Installations characterised by use of jet pumps, e.g. combinations of two or more jet pumps of different type

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil and gas industry and is intended for wells operated by electric centrifugal pumps (EDCPU) in sloping sections of production strings. Pump-and-ejector unit comprises a check valve shutoff assembly at the inlet of the low-pressure flow from the annular space into the pumping-ejector unit. Shutoff assembly is equipped with return spring to ensure operability of check valve and entire set of downhole equipment EDCPU in sloping sections of production wells.
EFFECT: enabling operation of electric centrifugal pumps in wells with inclined directed sections of production strings with deviation from vertical of more than 40 and 90 degrees (zenith angle) under conditions of pressure drop at EDCPU reception below saturation pressure with high and ultrahigh gas factor.
1 cl, 2 dwg

Description

Область техники:Engineering area:

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для скважин эксплуатирующимися электроцентробежными насосами (УЭЦН) в наклонно направленных участках эксплуатационных колонн (ЭК) с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол), с герметичными и не герметичными ЭК и могут включать в комплект внутрискважинного оборудования пакера в подвеске насосно-компрессорных труб (НКТ) для отсечения участков не герметичности ЭК.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for wells operated by electric centrifugal pumps (ESP) in inclined sections of production strings (EC) with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle), with sealed and non-sealed EC and may be included in the set downhole equipment of the packer in the suspension of the tubing for cutting off the areas of leakage of the EC.

В промысловой практике нефтегазободывающие компании для эффективности разработки нефтегазоносных пластов стремятся к достижению максимально-потенциального дебита скважин (МПД), для чего при эксплуатации УЭЦН снижают забойное давление в скважинах до минимально возможного. В ряде случаев, при снижение давления на приеме УЭЦН ниже давления насыщения флюидов в скважинах с высоким и сверхвысоким газовым фактором приводит к разгазированию флюидов и образованию на приеме УЭЦН большого количества газа, загазованности УЭЦН, остановкам по защите от срыва подачи. В случае включения в комплект внутрискважинного оборудования пакера в подвеске НКТ для отсечения участков не герметичности ЭК, весь газ в свободном состоянии скапливается в ЭК ниже пакера, что приводит к заполнению ЭК газом от пакера вниз до интервала перфорации, т.е. насос не погружен в жидкость и его эксплуатация в скважине не возможна.In field practice, oil and gas companies strive to achieve the maximum potential well production rate (MPD) for the efficiency of the development of oil and gas bearing layers, for which, during operation of the ESP unit, they reduce the bottomhole pressure in the wells to the lowest possible. In a number of cases, when the pressure at the ESP inlet is lower than the saturation pressure of fluids in wells with a high and ultra-high GOR, it leads to degassing of fluids and the formation of a large amount of gas at the ESP inlet, gas contamination of the ESP, and stops to protect against flow failure. If a packer in the tubing hanger is included in the downhole equipment set to cut off the leakage areas of the EC, all gas in the free state accumulates in the EC below the packer, which leads to the filling of the EC with gas from the packer down to the perforation interval, i.e. the pump is not immersed in liquid and its operation in the well is not possible.

Уровень техники:Vehicle tier:

Проведенный поиск прототипов в существующем уровне техники показал наличие более близких способов нефтегазодобычи:A search for prototypes in the existing prior art showed the presence of closer oil and gas production methods:

Патент RU 2274731 «Способ добычи нефти и устройство для его осуществления». Недостатком устройства является не предусмотренный конструкцией возвратный механизм (пружина) подвижного узла (тарелки) на входном (обратном) клапане (14) струйного аппарата (4, фиг. 3) (насосно-эжекторной установки - НЭУ) где осуществляется подсос газа и флюида из затрубного пространства. Вследствие чего невозможно использование данного оборудования в наклонно направленных участках эксплуатационных колонн (ЭК) с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол).Patent RU 2274731 "Method of oil production and device for its implementation." The disadvantage of the device is the return mechanism (spring) of the movable unit (plate) on the inlet (check) valve (14) of the jet apparatus (4, Fig. 3) (pump-ejector unit - NEM), which is not provided for by the design, where gas and fluid are sucked from the annular space. As a result, it is impossible to use this equipment in obliquely directed sections of production strings (EC) with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle).

Патент RU 2383713 «Способ изоляции негерметичного участка эксплуатационной колонны или интервала перфорации не эксплуатируемого пласта скважины (варианты)». Недостатком представленной конструкции (и вариантов) является: 1) отсутствие обратного клапана на перепускном канале (34, фиг. 6), что делает не целесообразным применение данной технологии при наличии нескольких участков не герметичности на ЭК с большим расстоянием между ними - не возможно перекрыть пакером большой участок, а при высоком давлении выше пакера, будет осуществляться обратное движение флюида из верхнего затрубного пространства (над пакером) в нижнее затрубное пространство (ниже пакера) приводящий к обводнению продукции скважины; 2) конструкция вставного струйного насоса (НЭУ (36, фиг. 7)) представлена условно, наличие обратного клапана на входе НЭУ где осуществляется подсос газа и флюида из затрубного пространства не предусмотрено рисунками и в описании патента а значит, опрессовка НКТ для проверки герметичности невозможна и при остановке УЭЦН будет происходить слив флюида из НКТ по перепускному каналу (34, фиг. 7) в затрубное пространство ниже пакера. Что не соответствует требованиям по эксплуатации УЭЦН. Вставная конструкция НЭУ не может быть применена для спуска внутри НКТ и монтажа в рабочее положение с помощью канатной техники в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 45 градусов (зенитный угол).Patent RU 2383713 "Method for isolating a leaking section of a production casing or a perforation interval of an unproduced well formation (options)". The disadvantage of the presented design (and options) is: 1) the absence of a check valve on the bypass channel (34, Fig. 6), which makes it impractical to use this technology in the presence of several sections of leakage on the EK with a large distance between them - it is not possible to cover with a packer a large section, and at a high pressure above the packer, the fluid will return from the upper annulus (above the packer) to the lower annulus (below the packer), leading to watering of the well product; 2) the design of the plug-in jet pump (NEU (36, Fig. 7)) is presented conditionally, the presence of a check valve at the inlet of the NEU where gas and fluid are sucked from the annular space is not provided for by the drawings and in the patent description, which means that pressure testing of the tubing to check tightness is impossible and when the ESP stops, the fluid will drain from the tubing through the bypass (34, Fig. 7) into the annulus below the packer. That does not meet the requirements for ESP operation. The plug-in design of the NEU cannot be used for lowering inside the tubing and for installation into the working position using rope technology in inclined sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 45 degrees (zenith angle).

Патент RU 2331758 «Скважинная пакерная установка (варианты)». Недостатком установки является не предусмотренный конструкцией возвратный механизм (пружина) подвижного узла (шарик) на входном (обратном) клапане (42, фиг. 14) струйного аппарата (НЭУ) где осуществляется подсос газа и флюида из затрубного пространства. В следствии чего невозможно использование данного оборудования в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол). Вставная конструкция НЭУ не может быть применена для спуска внутри НКТ и монтажа в рабочее положение с помощью канатной техники в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 45 градусов (зенитный угол).Patent RU 2331758 "Downhole packer unit (options)". The disadvantage of the installation is the return mechanism (spring) of the movable unit (ball) on the inlet (check) valve (42, Fig. 14) of the jet apparatus (NEU), which is not provided for by the design, where gas and fluid are sucked from the annulus. As a result, it is impossible to use this equipment in obliquely directed sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle). The plug-in design of the NEU cannot be used for lowering inside the tubing and for installation into the working position using rope technology in inclined sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 45 degrees (zenith angle).

Патент RU 2405918 «Способ добычи нефти Гарипова и установка для его осуществления». Недостатком представленной конструкции является отсутствие обратного клапана на входе эжектора (6, фиг. 3) (НЭУ) где осуществляется подсос газа и флюида из затрубного пространства не предусмотрено рисунками и в описании патента а значит, опрессовка НКТ для проверки герметичности невозможна и при остановке УЭЦН будет происходить слив флюида из НКТ в затрубное пространство ниже пакера. Что не соответствует требованиям по эксплуатации УЭЦН.Patent RU 2405918 "Garipov's oil production method and installation for its implementation." The disadvantage of the presented design is the absence of a check valve at the inlet of the ejector (6, Fig. 3) (NEU) where gas and fluid suction from the annulus is not provided for in the drawings and in the patent description, which means that pressure testing of the tubing to check the tightness is impossible and when the ESP stops discharge of fluid from the tubing into the annulus below the packer. That does not meet the requirements for ESP operation.

Патент RU 2560969 «Скважинный эжектор». Недостатком установки является не предусмотренный конструкцией возвратный механизм (пружина) подвижного узла (шарик) на входном (обратном) клапане скважинного эжектора (20 фиг. 3) (НЭУ) где осуществляется подсос газа и флюида из затрубного пространства. Вследствие чего невозможно использование данного оборудования в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол). Вставная конструкция НЭУ не может быть применена для спуска внутри НКТ и монтажа в рабочее положение с помощью канатной техники в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 45 градусов (зенитный угол).Patent RU 2560969 "Downhole ejector". The disadvantage of the installation is not provided for by the design of the return mechanism (spring) of the movable unit (ball) on the inlet (check) valve of the borehole ejector (20 Fig. 3) (NEU) where gas and fluid are sucked from the annulus. As a result, it is impossible to use this equipment in obliquely directed sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle). The plug-in design of the NEU cannot be used for lowering inside the tubing and for installation into the working position using rope technology in inclined sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 45 degrees (zenith angle).

Общим недостатком представленных НЭУ является:The common disadvantage of the presented NEU is:

1. не предусмотренный конструкцией возвратный механизм (пружина) подвижного узла на входном (обратном) клапане НЭУ где осуществляется подсос газа и флюида из затрубного пространства, вследствие чего невозможно использование данного оборудования в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол);1.The return mechanism (spring) of the movable unit on the inlet (check) valve of the NEU, which is not provided for by the design, where gas and fluid are sucked from the annulus, as a result of which it is impossible to use this equipment in inclined sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle);

2. вставная конструкция НЭУ не может быть применена для спуска внутри НКТ и монтажа в рабочее положение с помощью канатной техники в наклонно направленных участках ЭК с отклонением от вертикали более 45 градусов (зенитный угол).2. The plug-in structure of the NEU cannot be used for lowering inside the tubing and for installation into a working position using rope technology in inclined sections of the EC with a deviation from the vertical of more than 45 degrees (zenith angle).

3. использование перепускных каналов без обратных клапанов с принудительным устройством возвращающим запорный механизм в исходное состояние приводит к течению жидкости по перепускному каналу в затрубное пространство ниже пакера, что не соответствует требованиям по эксплуатации УЭЦН.Сущность изобретения:3. the use of bypass channels without check valves with a forced device that returns the shut-off mechanism to its original state leads to fluid flow through the bypass channel into the annulus below the packer, which does not meet the requirements for the operation of the ESP.

Насосно-эжекторная установка (НЭУ) применяется в качестве дополнительного оборудования и предназначена для снижения вредного влияния газа, откачки газожидкостных смесей из затрубного пространства скважины (в случае использования пакера, из затрубного пространства между пакером и УЭЦН). НЭУ обеспечивает возможность эксплуатации УЭЦН в наклонно направленных участках эксплуатационных колонн (ЭК) скважин с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол) в условиях снижения давления на приеме УЭЦН ниже давления насыщения с герметичными и не герметичными ЭК. В подвеске насосно-компрессорных труб (НКТ) внутрискважинного оборудования может быть установлен пакер для отсечения участков не герметичности ЭК. Запорный узел (9) обратного клапана на входе низконапорного потока из затрубного пространства в НЭУ укомплектован принудительно-возвратным механизмом (возвратной пружиной (10)) для обеспечения работоспособности НЭУ и возможности опрессовки НКТ в наклонно направленных участках ЭК.The pump-ejector unit (PES) is used as additional equipment and is designed to reduce the harmful effect of gas, pumping gas-liquid mixtures from the annulus of the well (in the case of using a packer, from the annulus between the packer and the ESP). NEU provides the possibility of ESP operation in inclined sections of production strings (EC) of wells with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle) under conditions of pressure decrease at the ESP intake below the bubble point pressure with sealed and non-sealed ECs. A packer can be installed in the suspension of the tubing (tubing) of the downhole equipment to cut off the leakage areas of the EC. The shut-off unit (9) of the check valve at the inlet of the low-pressure flow from the annular space to the NEM is equipped with a forced-return mechanism (return spring (10)) to ensure the operability of the NEM and the possibility of pressure testing of tubing in inclined sections of the EC.

НЭУ монтируется при спуске УЭЦН в наиболее необходимом участке подвески НКТ, для обеспечения эффективной откачки из затрубного пространства скважины газа и флюидов. По окончании спуска и наличии пакера в подвеске НКТ, производят посадку пакера и опрессовку для не допущения перетоков, опрессовку НКТ. Дополнительные операции не требуются, глубинно-насосное оборудование готово к эксплуатации. Производится запуск УЭЦН в работу.The NED is installed when the ESP is running in the most necessary section of the tubing hanger to ensure efficient pumping of gas and fluids from the annular space of the well. At the end of running and the presence of a packer in the tubing hanger, the packer is seated and pressure tested to prevent crossflows, tubing pressure tested. Additional operations are not required, the downhole pumping equipment is ready for operation. The ESP is being put into operation.

Отличительными особенностями данного дополнительного оборудования (насосно-эжекторной установки) является:Distinctive features of this additional equipment (pump-ejector unit) are:

1. возможность использования в наклонно направленных участках эксплуатационных колонн с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол);1.the possibility of using production strings in obliquely directed sections with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle);

2. возможность использования в комплекте с пакерами для отсечения не герметичных участков эксплуатационных колонн с обеспечением возможности опрессовки НКТ без перетоков жидкости из НКТ в затруб;2. Possibility of using in a set with packers for cutting off leaky sections of production strings, ensuring the possibility of pressure testing of tubing without fluid overflows from the tubing into the annulus;

3. отсутствие перетоков жидкости из затрубного пространства выше пакера в затрубное пространство ниже пакера;3. absence of fluid overflows from the annulus above the packer to the annulus below the packer;

Таким образом, достигается возможность эксплуатации УЭЦН в скважинах с наклонно направленными участками ЭК с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол) в условиях снижения давления на приеме УЭЦН ниже давления насыщения с высоким и сверхвысоким газовым фактором (как с пакером, так и без него).Thus, it is possible to operate the ESP in wells with obliquely directed sections of the ESP with a deviation from the vertical of more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle) in conditions of a pressure decrease at the ESP inlet below the bubble point pressure with high and ultra-high gas-oil ratio (both with a packer and and without it).

На основании чего можно считать, что представленная работа обладает изобретательским уровнем.Based on this, it can be considered that the presented work has an inventive step.

Краткое описание чертежей:Brief Description of Drawings:

На фигуре №1 представлен эскиз насосно-эжекторной установки. Пронумерованы следующие детали:Figure 1 shows a sketch of a pump-ejector unit. The following details are numbered:

1. корпус;1. body;

2. муфта НКТ;2. tubing coupling;

3. конфузор;3. confuser;

4. камера смешения;4. mixing chamber;

5. диффузор;5. diffuser;

6. приемная камера с зоной глубокого разрежения;6. receiving chamber with a deep vacuum zone;

7. радиальные каналы;7. radial channels;

8. кольцевое пространство;8. annular space;

9. запорный узел (9) обратного клапана (шарикового, конусного или тарельчатого типа);9. shut-off unit (9) of the check valve (ball, cone or poppet type);

10. принудительно-возвратный механизм (возвратная пружина).10. Forced return mechanism (return spring).

Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения:Information confirming the possibility of carrying out the invention:

Описание устройства в статическом состоянии.Description of the device in a static state.

Насосно-эжекторная установка (НЭУ) монтируется при спуске УЭЦН в необходимом участке насосно-компрессорных труб (НКТ) как с пакером, так и без него. По окончании спуска входной клапан НЭУ закрыт, оборудование готово к эксплуатации. Дополнительные операции не требуются.The pump-ejector unit (PES) is mounted when the ESP is run in the required section of the tubing, both with and without a packer. At the end of the descent, the NEU inlet valve is closed, the equipment is ready for operation. Additional operations are not required.

Описание устройства в динамическом состоянии.Description of the device in a dynamic state.

Электроцентробежным насосом (УЭЦН) под давлением подают скважинную жидкость в колонну НКТ. Активный поток жидкости поступает через конфузор (3) в приемную камеру с зоной глубокого разрежения (6), откуда жидкость струей направляется в камеру смешения (4). Работой сопла создается разрежение в приемной камере (6) (перепад давлений), обеспечивающий сжатие возвратной пружины (10) и открывание клапана (9) на входе в насосно-эжекторную установку, обеспечивается всасывание пассивного потока газа и флюидов из затрубного пространства скважины. Пассивный поток устремляется через кольцевое пространство (8) и радиальные каналы (7) в приемную камеру (6), подхватывается струей жидкости из конфузора (3) в камеру смешения (4), из которой скважинная газожидкостная смесь под давлением поступает в диффузор и далее по НКТ на поверхность (в устье скважины). При остановке УЭЦН принудительным воздействием возвратной пружины (10) на запорный узел (9) обратного клапана перекрывается доступ в затрубное пространство скважины.An electric centrifugal pump (ESP) serves well fluid under pressure into the tubing string. The active liquid flow enters through the confuser (3) into the receiving chamber with a deep vacuum zone (6), from where the liquid is directed into the mixing chamber (4) by a jet. The operation of the nozzle creates a vacuum in the receiving chamber (6) (pressure drop), which compresses the return spring (10) and opens the valve (9) at the inlet to the pump-ejector unit, provides the suction of a passive flow of gas and fluids from the annular space of the well. The passive flow rushes through the annular space (8) and radial channels (7) into the receiving chamber (6), is picked up by the liquid stream from the confuser (3) into the mixing chamber (4), from which the downhole gas-liquid mixture under pressure enters the diffuser and further along Tubing to the surface (at the wellhead). When the ESP is stopped by the forced action of the return spring (10) on the shut-off unit (9) of the check valve, access to the annulus of the well is blocked.

Работоспособность описанной выше схемы создается принудительно-возвратным механизмом (возвратной пружиной (10)) запорного узла (9) обратного клапана насосно-эжекторной установки обеспечивающего открывание и закрывание входного отверстия из затрубного пространства скважины.The efficiency of the above-described scheme is created by the forced-return mechanism (return spring (10)) of the shut-off unit (9) of the check valve of the pump-ejector unit, which provides opening and closing of the inlet from the annulus of the well.

Claims (1)

Насосно-эжекторная установка, отличающаяся тем, что запорный узел обратного клапана, на входе низконапорного потока из затрубного пространства в насосно-эжекторную установку, укомплектован возвратной пружиной для обеспечения работоспособности обратного клапана и всего комплекта внутрискважинного оборудования УЭЦН в наклонно направленных участках эксплуатационных колонн скважин с отклонением от вертикали более 40 и до 90 градусов (зенитный угол) в условиях снижения давления на приеме УЭЦН ниже давления насыщения с высоким и сверхвысоким газовым фактором как с пакером в подвеске насосно-компрессорных труб для отсечения не герметичных участков эксплуатационных колонн, так и без него.The pump and ejector unit, characterized in that the check valve shut-off unit, at the inlet of the low-pressure flow from the annular space to the pump-ejector unit, is equipped with a return spring to ensure the operability of the check valve and the entire set of ESP downhole equipment in inclined sections of production strings of wells with deviation from vertical more than 40 and up to 90 degrees (zenith angle) in conditions of pressure decrease at the ESP inlet below the bubble point pressure with high and ultra-high gas-oil ratio both with a packer in the tubing hanger to cut off leaky sections of production strings, and without it.
RU2020107442A 2020-02-18 2020-02-18 Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well RU2738189C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020107442A RU2738189C1 (en) 2020-02-18 2020-02-18 Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020107442A RU2738189C1 (en) 2020-02-18 2020-02-18 Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2738189C1 true RU2738189C1 (en) 2020-12-09

Family

ID=73792819

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020107442A RU2738189C1 (en) 2020-02-18 2020-02-18 Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2738189C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4603735A (en) * 1984-10-17 1986-08-05 New Pro Technology, Inc. Down the hole reverse up flow jet pump
RU2079636C1 (en) * 1991-03-18 1997-05-20 Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" Gas vent from annular space
RU2132933C1 (en) * 1997-03-11 1999-07-10 Грабовецкий Владимир Леонидович Combined method and equipment for operating producing well
RU79615U1 (en) * 2008-07-24 2009-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" SUBMERSIBLE PUMPING SYSTEM FOR OIL PRODUCTION WITH A HIGH GAS FACTOR (OPTIONS)
RU2553110C2 (en) * 2014-05-12 2015-06-10 Олег Сергеевич Николаев Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation
RU2560969C2 (en) * 2014-04-17 2015-08-20 Олег Сергеевич Николаев Borehole ejector
RU2591309C2 (en) * 2013-11-19 2016-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Downhole gas bypass valve

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4603735A (en) * 1984-10-17 1986-08-05 New Pro Technology, Inc. Down the hole reverse up flow jet pump
RU2079636C1 (en) * 1991-03-18 1997-05-20 Нефтегазодобывающее управление "Туймазанефть" Gas vent from annular space
RU2132933C1 (en) * 1997-03-11 1999-07-10 Грабовецкий Владимир Леонидович Combined method and equipment for operating producing well
RU79615U1 (en) * 2008-07-24 2009-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" SUBMERSIBLE PUMPING SYSTEM FOR OIL PRODUCTION WITH A HIGH GAS FACTOR (OPTIONS)
RU2591309C2 (en) * 2013-11-19 2016-07-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Downhole gas bypass valve
RU2560969C2 (en) * 2014-04-17 2015-08-20 Олег Сергеевич Николаев Borehole ejector
RU2553110C2 (en) * 2014-05-12 2015-06-10 Олег Сергеевич Николаев Method of production of single-formation borehole fluid and pumping and ejecting unit for its implementation

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10415346B2 (en) Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well
US7363983B2 (en) ESP/gas lift back-up
US6668925B2 (en) ESP pump for gassy wells
US8196657B2 (en) Electrical submersible pump assembly
US8113274B2 (en) Electric submersible pumping system with gas vent
US6497287B1 (en) Production system and method for producing fluids from a well
US7744352B2 (en) Method for removing fluid from a well bore
US6615926B2 (en) Annular flow restrictor for electrical submersible pump
MX2014000947A (en) System and method for production of reservoir fluids.
CA2665035C (en) A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water
RU2738189C1 (en) Pumping-ejector plant for operation in sloping sections of well
US7819193B2 (en) Parallel fracturing system for wellbores
RU95026U1 (en) RING LIMITER OF LIQUID, GAS OR GAS-LIQUID MIXTURE IN A WELL
WO2011099895A2 (en) Downhole circular liquid, gas or gas/liquid mixture flow restrictor
RU2739805C1 (en) Gas lift unit
RU2680563C1 (en) Method and device for formation geomechanical impact
RU2194854C1 (en) Device for well research
RU2249098C1 (en) Method for oil extraction and device for realization of said method
RU2194853C1 (en) Device for well research
RU2536521C1 (en) Unit for operation of water supply wells
AU2012238329A1 (en) Apparatus and Method for Recovering Fluids From a Well and/or Injecting Fluids into a Well