RU2743550C1 - Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин - Google Patents
Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2743550C1 RU2743550C1 RU2020128858A RU2020128858A RU2743550C1 RU 2743550 C1 RU2743550 C1 RU 2743550C1 RU 2020128858 A RU2020128858 A RU 2020128858A RU 2020128858 A RU2020128858 A RU 2020128858A RU 2743550 C1 RU2743550 C1 RU 2743550C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- pipeline
- pump
- wells
- collecting
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 12
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 17
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 17
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 5
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 abstract description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 8
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/08—Pipe-line systems for liquids or viscous products
- F17D1/14—Conveying liquids or viscous products by pumping
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Water Supply & Treatment (AREA)
- Public Health (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами. Система включает напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод. При этом как минимум одна скважина с высокопродуктивным пластом оснащена высокопродуктивными погружным насосом для питания напорного трубопровода, снабженного как минимум одним струйным насосом, а сборный трубопровод от низкопродуктивного насоса каждой из скважин с пластами, имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления и сообщен по кратчайшему расстоянию с камерой низкого давления соответствующего струйного насоса, снабженного соответствующим байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления сборного трубопровода для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности. Предлагаемая система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин позволяет снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке многопластовых месторождений углеводородов в случае, когда продуктивные пласты характеризуются различными термобарическими и фильтрационно-емкостными свойствами.
Известна компоновка скважинного и устьевого оборудования для осуществления способа разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов (патент RU № 2386017, МПК Е21В 43/14, опубл. 10.04.2010 Бюл. № 10), содержащая колонну подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры, установленный в скважине между пластами разделительный пакер, струйный насос, присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре выкидную линию для пропуска флюида из нижнего пласта и трубопровод для транспортировки смеси флюидов, причем дополнительно содержит колонну подъемных труб для отбора флюида из верхнего пласта, установленную на трубной подвеске фонтанной арматуры параллельно или концентрично колонне подъемных труб для отбора флюида из нижнего пласта, выкидную линию для пропуска флюида из верхнего пласта, присоединенную на поверхности к фонтанной арматуре, и счетчики учета продуктивности для каждого пласта, установленные на выкидных линиях, причем выкидные линии соединены со струйным насосом, установленным на поверхности после счетчиков учета продуктивности перед трубопроводом для транспортировки смеси флюидов.
Недостатками данной компоновки являются узкая область применения, связанная из-за возможности использования только на одной фонтанирующей скважине, при снижении пластового давления ниже уровня залегания высокопродуктивного пласта данная компоновка становится не работоспособной, сложность и высокая вероятность аварий при использовании двухтрубной компоновки в одной скважине.
Известна также система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент на ПМ RU № 135390, МПК F17D 1/00, F04F 5/54, опубл. 10.12.2013 Бюл. № 34), включающая сеть сборных трубопроводов скважин, трубопровод подачи продукции нефтяных скважин, эжектор, соединенную с ним сепарационную установку с линией отвода продукции сепарации на силовой блок, размещенный в шурфе и включающий соединенные последовательно снизу вверх погружной электродвигатель, электроцентробежный насос и насосно-компрессорные трубы НКТ, внутренняя полость которых гидравлически соединена с эжектором, причем трубопровод подачи продукции нефтяных скважин дополнительно содержит узел предварительного отбора газа, который снабжен линией отвода отделившегося газа и линией отвода дегазированной скважинной жидкости, при этом эжектор выполнен в виде двухступенчатого струйного аппарата, первая ступень которого состоит из водожидкостного насоса, состоящего из сопла, приемной камеры и камеры смешения, вторая ступень - из газожидкостного насоса, состоящего из сопла, соединенного с камерой смешения водожидкостного насоса, приемной камеры, камеры смешения и диффузора, причем линия отвода отделившегося газа с узла предварительного отбора газа соединена с приемной камерой газожидкостного насоса, а линия отвода дегазированной скважинной жидкости соединена с приемной камерой водожидкостного насоса, которая в свою очередь гидравлически соединена с полостью НКТ шурфа через сопло этого насоса, при этом в качестве сепарационной установки система содержит нефтегазовый сепаратор со сбросом воды, выполненный с возможностью разделения поступающего в него потока жидкости с выхода второй ступени струйного насоса на газоводонефтяную смесь, отводимую в транспортный трубопровод, и на отделившуюся воду с малым содержанием нефти, отводимую на силовой блок.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин (патент RU № 2236639, МПК F17D 1/00, опубл. 20.09.2004 Бюл. № 26), включающая сеть сборных трубопроводов от скважин, напорный трубопровод до установки подготовки нефти, эжектор и насос, закрепленный на насосно-компрессорной трубе и размещенный в зумпфе, который оборудован трубой с заглушкой на нижнем конце и устьевым оборудованием на верхнем конце, отвод межтрубного пространства зумпфа и линейный отвод устьевого оборудования, сообщающийся с внутренней полостью насосно-компрессорной трубы, причем система дополнительно снабжена сепарационной установкой, имеющей отводы газоводонефтяной и водонефтяной продукции сепарации, эжектор размещен между сетью сборных трубопроводов и напорным трубопроводом, при этом патрубок ввода транспортируемой жидкости в эжектор связан с сетью сборных трубопроводов, сопло эжектора через линейный отвод устьевого оборудования связано с полостью насосно-компрессорной трубы, а диффузор эжектора - с входом сепарационной установки, отвод газоводонефтяной продукции сепарации соединен с напорным трубопроводом, а отвод водонефтяной продукции сепарации соединен посредством байпасного трубопровода с отводом межтрубного пространства зумпфа, при этом в качестве насоса система содержит электроцентробежный насос.
Общими недостатками этих систем являются конструктивная сложность, я связанная с этим высокая стоимость и сложность реализации, из-за необходимости бурения и оснащения шурфа, наличия сепаратора для отбора жидкости из потока и закачки ее обратно в шурф, при этом сообщение с эжектором происходит после группового замерного устройства (ГЗУ), что требует затрат на проводку трубопроводов от каждой скважины к ГЗУ и полностью исключает возможность индивидуальной настройки отбора из скважины в напорный трубопровод для снижения потерь энергии для подъема жидкости на поверхность и перекачки ее по трубопроводу.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание системы сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, позволяющей снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, снижения стоимости и упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов.
Техническая задача решается системой сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающей напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод.
Новым является то, что как минимум одна скважина с высокопродуктивным пластом оснащена высокопродуктивными погружным насосом для питания напорного трубопровода, снабженного как минимум одним струйным насосом, а сборный трубопровод от низкопродуктивного насоса каждой из скважин с пластами, имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления и сообщен по кротчайшему расстоянию с камерой низкого давления соответствующего струйного насоса, снабженного соответствующим байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления сборного трубопровода для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности.
Новым является также то, что напорный трубопровод снабжен путевыми напорными насосами для поддержания давления не ниже критического, исключающего перекачку жидкости от скважин до установки подготовки нефти.
На чертеже изображена схема реализации системы.
Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод.
Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин включает как минимум одну скважину 1 с высокопродуктивным пластом (не показан), которая оснащена высокопродуктивным погружным насосом (не показан) для питания напорного трубопровода 2, снабженного как минимум одним струйным насосом 3. Сборный трубопровод 4 от низкопродуктивного насоса (не показан) каждой из скважин 5 с пластами (не показаны), имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления 6 и сообщен по кратчайшему расстоянию с камерой низкого давления 7 соответствующего струйного насоса 3. Струйный насос 3 снабженного соответствующим байпасным трубопроводом 8 с регулируемой задвижкой 9, управляемой блоком управления 10 в зависимости от данных с датчика давления 7 сборного трубопровода 4 для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности. Напорный трубопровод 2 может быть снабжен путевыми напорными насосами 11 для поддержания давления не ниже критического, определяемого манометрами 12 и исключающего перекачку жидкости от скважин 1 и 5 до установки подготовки нефти (не показана).
Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность системы на чертеже не показаны или показаны условно.
Система работает следующим образом.
На удаленном от УПН нефтеносном участке в ходе исследований определяют высокопродуктивные скважины 1 (со вскрытым высокопродуктивным соответствующим пластом) и низкопродуктивные скважины 5 (со вскрытым низкопродуктивным соответствующим пластом), отдача продукции у которых на 70% и более меньше чем у скважин 1 для более эффективной работы струйных насосов 3, что также снижает их гидравлическое сопротивление. В скважины 1 спускают высокопродуктивные насосы (на территории Республики Татарстан – РТ, обычно, погружные электроцентробежные насосы – ЭЦН), а в скважины 5 – низкопродуктивные (на территории Республики Татарстан – РТ, обычно, штанговые глубинные насосы – ШГН). Скважины 1 и 5 снабжают устьевой арматурой (не показана). Скважины 5 также снабжаются устьевыми приводами (не показаны) для ШГН. Исходя из количества скважин 1 и 5 и их производительности определяют необходимый диаметр напорного трубопровода 2, а из свойств соответствующих пластов скважин 5 и спущенных в них насосов (оптимальные параметры работы, на которых насосы имеют максимальный КПД, указываются в паспорте насоса от производителя) определяют какое давление в соответствующем сборном трубопроводе 4 надо поддерживать. Из рельефа местности, по которому проходит напорный трубопровод и запаса по давлению (обычно 15 – 20 %), определяют критическое давление, при котором с высокой вероятностью будет невозможна прокачка жидкости от скважин 1 и 5 к УПН. Для проводки сборного трубопровода 4 определяют кратчайшее расстояние от скважин 5 до напорного трубопровода 2, в точках пересечения трубопроводов устанавливают соответствующие скважина 5 струйные насосы 3, которые подбирают из напорных характеристик напорного трубопровода 2 и необходимого разряжения в камере 7 для поддержания в сборном трубопроводе 4 необходимого давления, которое контролируется соответствующим датчиком давления 6.
В результате экономится от 15% до50% труб для строительства сборных трубопроводов 4 по сравнению с аналогом.
Каждый из струйных насосов 3 охватывают байпасным трубопроводом 8 с регулируемой задвижкой 9, управляемой блоком управления 10. Так как струйные насосы 3 являются по сути гидравлическими сопротивлениями, то напорный трубопровод 2 после определения количества струйных насосов и их характеристик просчитывают с учетом гидравлических потерь. В случае возможного снижения давления в напорном трубопроводе 2 ниже критического, также определяют критически точки (не показаны). В критических точках на напорном трубопроводе 2 устанавливают манометры 12 и напорные насосы 11 для поддержания давления не ниже критического.
Блок управления 10 может быть гидравлическим, электронным, механическим или т.п. Авторы на вид и способ работы блока управления 10 не претендуют (на практике в РТ большее предпочтение отдают электронным блокам управления 10).
В гидравлическом блоке управления 10 при росте давления в датчике 6, это давление системой трубок (не показаны) подается в блок 10, где при помощи сообщающихся поршней усилие передается на задвижку 9 и прикрывает ее. В результате больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в струйный насос 7, увеличивается его скорость и в камере 7 создается большее разряжение, которое снижает давление в сборном трубопроводе 4 до оптимального. При снижении давления в датчике 6 происходят обратные процессы: задвижка 9 приоткрывается, больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в байпасный трубопровод 8, а скорость в камере 7 снижается вместе с разряжением, что обеспечивает повышение давления в сборном трубопроводе 4 до оптимального для соответствующего насоса скважины 5.
В электронном блоке управления 10 при росте давления в датчике 6, сигнал по проводам (не показаны) подается в блок 10, где он сравнивается с эталонным и при не соотвентствии передается на задвижку 9 и прикрывает ее. В результате больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в струйный насос 7, увеличивается его скорость и в камере 7 создается большее разряжение, которое снижает давление в сборном трубопроводе 4 до оптимального. При снижении давления в датчике 6 происходят обратные процессы: задвижка 9 приоткрывается, больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в байпасный трубопровод 8, а скорость в камере 7 снижается вместе с разряжением, что обеспечивает повышение давления в сборном трубопроводе 4 до оптимального для соответствующего насоса скважины 5.
В механическом блоке управления 10 при росте давления в датчике 6, это давление системой трубок (не показаны) подается в блок 10, где при помощи системы рычагов от поршня (не показан) усилие передается на задвижку 9 и прикрывает ее. В результате больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в струйный насос 7, увеличивается его скорость и в камере 7 создается большее разряжение, которое снижает давление в сборном трубопроводе 4 до оптимального. При снижении давления в датчике 6 происходят обратные процессы: задвижка 9 приоткрывается, больше жидкости из напорного трубопровода 2 направляется в байпасный трубопровод 8, а скорость в камере 7 снижается вместе с разряжением, что обеспечивает повышение давления в сборном трубопроводе 4 до оптимального для соответствующего насоса скважины 5.
После установки всех необходимых элементов системы насосы скважин 1 запускают в работу для заполнения напорного трубопровода 2 и перекачки по нему продукции. После чего запускают в работу насосы скважин 5. На основе показаний датчиков 6 блок управления 10 регулирует величину закрытия или открытия соответствующей задвижки 9 на байпасном трубопроводе 8 для регулировки величины разряжения в камере 7 соответствующего струйного насоса 3 и получения оптимального давления в сборном трубопроводе 4. Благодаря чему все насосы скважин 5 работают в оптимальном режиме, что позволяет экономить электроэнергию затрачиваемую на работу приводов насосов от 3% до 9% по сравнению с аналогами, а аварийность насосов снизилась на 15% – 25%. Более короткие сборные трубопроводы 4 позволяют легче их обслуживать и ремонтировать.
В случае снижения давления в напорном трубопроводе до критического, это фиксируется манометром 12, который запускает путевой насос 11, повышая давление в путевом трубопроводе 2 и поддерживая систему в рабочем состоянии и исключая необходимость выезда аварийных бригад. При необходимости выход каждого насоса из скважин 1 и 5 можно оснастить также счётчиком жидкости (не показаны) для упрощения контроля за дебитом скважин 1 и 5 (авторы на это не претендуют).
Предлагаемая система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин позволяет снижать потери энергии за счет более эффективной работы погружных насосов, упрощения конструкции, снижения стоимости и упрощения строительства и обслуживания из-за отсутствия шурфа и его оснащения, сокращения суммарной длины трубопроводов.
Claims (2)
1. Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин, включающая напорный трубопровод от скважин до установки подготовки нефти, питающийся как минимум одним высокопродуктивным погружным насосом, как минимум один эжектор, сеть сборных трубопроводов от скважин, соединенных с напорным трубопроводом через эжектор, как минимум один байпасный трубопровод, отличающаяся тем, что как минимум одна скважина с высокопродуктивным пластом оснащена высокопродуктивным погружным насосом для питания напорного трубопровода, снабженного как минимум одним струйным насосом, а сборный трубопровод от низкопродуктивного насоса каждой из скважин с пластами, имеющими продуктивность как минимум на 70 % меньшую, чем у высокопродуктивного пласта, снабжен датчиком давления и сообщен по кратчайшему расстоянию с камерой низкого давления соответствующего струйного насоса, снабженного соответствующим байпасным трубопроводом с регулируемой задвижкой, управляемой блоком управления в зависимости от данных с датчика давления сборного трубопровода для поддержания работы соответствующего низконапорного насоса в пределах максимальной эффективности.
2. Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин по п. 1, отличающаяся тем, что напорный трубопровод снабжен путевыми напорными насосами для поддержания давления не ниже критического, исключающего перекачку жидкости от скважин до установки подготовки нефти.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020128858A RU2743550C1 (ru) | 2020-09-01 | 2020-09-01 | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2020128858A RU2743550C1 (ru) | 2020-09-01 | 2020-09-01 | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2743550C1 true RU2743550C1 (ru) | 2021-02-19 |
Family
ID=74666333
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2020128858A RU2743550C1 (ru) | 2020-09-01 | 2020-09-01 | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2743550C1 (ru) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2160866C1 (ru) * | 1999-04-05 | 2000-12-20 | ОАО "Томский электромеханический завод" | Установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
RU2236639C1 (ru) * | 2003-02-10 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
RU2386017C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-04-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Способ разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов и компоновка скважинного и устьевого оборудования для его осуществления |
US7810572B2 (en) * | 2003-10-27 | 2010-10-12 | Joh. Heinr. Bornemann Gmbh | Method for delivering a multi phase mixture and pump installation |
RU2406917C2 (ru) * | 2009-02-19 | 2010-12-20 | Геннадий Николаевич Матвеев | Способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором и система для его осуществления |
RU134578U1 (ru) * | 2013-06-19 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Автоматизированная установка перекачки и сепарации продукции скважин |
RU135390U1 (ru) * | 2013-05-13 | 2013-12-10 | Геннадий Владимирович Окулов | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
-
2020
- 2020-09-01 RU RU2020128858A patent/RU2743550C1/ru active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2160866C1 (ru) * | 1999-04-05 | 2000-12-20 | ОАО "Томский электромеханический завод" | Установка для сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
RU2236639C1 (ru) * | 2003-02-10 | 2004-09-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
US7810572B2 (en) * | 2003-10-27 | 2010-10-12 | Joh. Heinr. Bornemann Gmbh | Method for delivering a multi phase mixture and pump installation |
RU2386017C1 (ru) * | 2008-12-23 | 2010-04-10 | Закрытое акционерное общество "Научно-производственное предприятие "СибБурМаш" | Способ разработки многопластовых месторождений углеводородов с неоднородными геологическими условиями залегания продуктивных пластов и компоновка скважинного и устьевого оборудования для его осуществления |
RU2406917C2 (ru) * | 2009-02-19 | 2010-12-20 | Геннадий Николаевич Матвеев | Способ сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин с высоким газовым фактором и система для его осуществления |
RU135390U1 (ru) * | 2013-05-13 | 2013-12-10 | Геннадий Владимирович Окулов | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин |
RU134578U1 (ru) * | 2013-06-19 | 2013-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | Автоматизированная установка перекачки и сепарации продукции скважин |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7686086B2 (en) | Subsea well separation and reinjection system | |
US7736133B2 (en) | Capsule for two downhole pump modules | |
AU2003241367B2 (en) | System and method for flow/pressure boosting in subsea | |
CN101903617B (zh) | 地下水的生产、传输及注射方法和设备 | |
EP1191185A1 (en) | Downhole centrifugal separator and method of using same | |
RU2718633C2 (ru) | Система добычи углеводородов и соответствующий способ | |
NO178775B (no) | Anordning for produksjon av hydrokarboner | |
CA2961469C (en) | Sea floor boost pump and gas lift system and method for producing a subsea well | |
CN108756847A (zh) | 一种泵前油水分离单机组双泵注采系统 | |
RU2395672C1 (ru) | Установка для эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин | |
RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
RU2743550C1 (ru) | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
RU2513566C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине с повышенным газовым фактором и устройство для его осуществления | |
RU2485293C1 (ru) | Способ внутрискважинной перекачки и установка для перекачки жидкости из верхнего пласта скважины в нижний с фильтрацией | |
CA2725348A1 (en) | Two-stage downhole oil-water separation | |
RU2540720C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта скважинами с горизонтальным окончанием | |
RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
RU2748173C1 (ru) | Система сбора и транспортирования продукции нефтяных скважин | |
RU2491418C1 (ru) | Способ разработки многопластовой нефтяной залежи | |
US7543649B2 (en) | Method of collecting crude oil and crude oil collection header apparatus | |
RU2724712C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной добычи и закачки | |
CN220791211U (zh) | 一种油水分采式井下油水分离系统 | |
RU2756650C1 (ru) | Способ комплексной добычи углеводородов из нефтегазоконденсатных скважин и система для его осуществления | |
RU2741296C1 (ru) | Блочная установка кустовой сепарации | |
RU131074U1 (ru) | Оборудование для эксплуатации и исследования многопластовой скважины |