RU2773895C1 - Installation for sampling gas from the annulus of an oil well - Google Patents
Installation for sampling gas from the annulus of an oil well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2773895C1 RU2773895C1 RU2021135987A RU2021135987A RU2773895C1 RU 2773895 C1 RU2773895 C1 RU 2773895C1 RU 2021135987 A RU2021135987 A RU 2021135987A RU 2021135987 A RU2021135987 A RU 2021135987A RU 2773895 C1 RU2773895 C1 RU 2773895C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- line
- well
- gas
- fluid
- liquid
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 14
- 238000005070 sampling Methods 0.000 title description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 7
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 235000015097 nutrients Nutrition 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 4
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 4
- 206010018987 Haemorrhage Diseases 0.000 description 3
- 230000000740 bleeding Effects 0.000 description 3
- 231100000319 bleeding Toxicity 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 210000003165 Abomasum Anatomy 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 235000014676 Phragmites communis Nutrition 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005530 etching Methods 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000001360 synchronised Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для стравливания попутно-добываемого газа в линию насосно-компрессорных труб добывающей скважины, эксплуатируемой механизированным способом.The invention relates to the oil industry and can be used to bleed associated gas into the tubing line of a production well operated by a mechanized method.
Известен способ снижения затрубного давления механизированных скважин и устройство для его осуществления (патент №2698785, МПК E21B 43/12, F04F 5/54 опубл. 29.08.2019, бюл. №25), включающий откачку продукций высоконапорной и низконапорной скважин из пластов, сепарацию свободного газа низконапорной скважины от жидкости, последующее поступление свободного газа в затрубное пространство низконапорной скважины, последующее поступление высоконапорного потока в сопло устьевого газоструйного аппарата, эжектирование газоструйным аппаратом низконапорного потока газа из затрубного давления низконапорной скважины, при этом снижая значение затрубного давления низконапорной скважины, последующее восстановление давления смешанного потока до значения линейного давления общего нефтегазосборного коллектора, отличающийся тем, что осуществляется совместная обвязка высоконапорной газовой или нефтяной скважины с высоким газовым фактором, вскрывающей пласт с высоким потенциалом, и низконапорной нефтяной скважины с высоким газовым фактором, вскрывающей пласт с низким потенциалом, через устьевой газоструйный аппарат.A known method for reducing the annular pressure of mechanized wells and a device for its implementation (patent No. 2698785, IPC E21B 43/12,
Недостатком данного способа является сложность процесса, необходимость совместной обвязки высоконапорной газовой или нефтяной скважины с высоким газовым фактором, вскрывающей пласт с высоким потенциалом, и низконапорной нефтяной скважины с высоким газовым фактором, вскрывающей пласт с низким потенциалом. необходимость применение эжекторной установки. Эжектор работает только в строгом узком диапазоне подачи газа, часто будет уходить в срыв, что приведет к застою скважины.The disadvantage of this method is the complexity of the process, the need for joint piping of a high-pressure gas or oil well with a high GOR, which opens a reservoir with a high potential, and a low-pressure oil well with a high GOR, which opens a reservoir with a low potential. the need to use an ejector installation. The ejector works only in a strict narrow range of gas supply, it will often go into stall, which will lead to stagnation of the well.
Известно устройство для откачки газа из затрубного пространства скважин (патент №184051, МПК E21B 43/12, E21B 33/03, опубл. 12.10.2018, бюл. №29), включающее запорную арматуру скважины с выкидной линией, на которой установлен струйный аппарат с возможностью использования в качестве рабочего потока жидкости, поднимаемой насосами скважин, приемная камера которого соединена с затрубным пространством скважины отдельной линией подвода газа, на которой установлен обратный клапан через тройник, отличающееся тем, что в скважинах с большим газовым фактором, оборудованных электроцентробежными, электровинтовыми и электродиафрагменными насосами параллельно струйному аппарату врезана байпасная линия с дополнительными задвижками для отсечения струйного аппарата и открытия протока скважинной жидкости на время подбора и смены сопла струйного аппарата, а выход струйного аппарата перед линейной задвижкой соединен с линией отбора скважинной продукции, при этом упомянутые линии оснащены манометрами для контроля давления, выполненными с возможностью передачи данных на автоматизированную станцию управления. A device for pumping gas from the annulus of wells is known (patent No. 184051, IPC E21B 43/12, E21B 33/03, publ. 12.10.2018, bull. No. 29), including shutoff valves of a well with a flow line on which a jet apparatus is installed with the possibility of using as a working flow of a liquid raised by well pumps, the receiving chamber of which is connected to the annulus of the well by a separate gas supply line, on which a check valve is installed through a tee, characterized in that in wells with a high gas factor, equipped with electric centrifugal, electric screw and electrodiaphragm pumps run a bypass line parallel to the jet apparatus with additional valves to cut off the jet apparatus and open the flow of the well fluid during the selection and change of the nozzle of the jet apparatus, and the output of the jet apparatus in front of the linear valve is connected to the well product selection line, while the mentioned lines are equipped with pressure gauges for to pressure control, made with the possibility of transmitting data to an automated control station.
Недостатком является, узкое применение устройства, возможность применения только с электроприводными центробежными насосами, при этом эжектор в устройстве работает в строгом узком диапазоне подачи газа, что приведет к частому срыву подачи насоса.The disadvantage is the narrow application of the device, the possibility of using only with electric centrifugal pumps, while the ejector in the device operates in a strict narrow range of gas supply, which will lead to frequent failure of the pump supply.
Известен способ стравливания попутно-добываемого газа (патент №2672364, МПК E21B 43/12, E21B 43/38, опубл. 14.11.2018, бюл. №32), реализуемый с помощью установки разделения сред, содержащий пакер, проводящий канал, перфорированный патрубок, спускаемый на глубинно-насосном оборудовании, внутренний лифт входного устройства, переводник от внутреннего лифта к хвостовику, хвостовик и насосно-компрессорных труб, спускаемый ниже интервала перфорации на 20-60 м в зависимости от имеющегося зумпфа в скважине, пластовая жидкость ниже интервала перфорации сообщается с затрубным пространством скважины и обеспечивает проведение гидродинамических исследований.There is a known method of bleeding associated-produced gas (patent No. 2672364, IPC E21B 43/12, E21B 43/38, publ. 11/14/2018, bull. No. 32), implemented using a media separation unit, containing a packer, a conductive channel, a perforated pipe lowered on the downhole pumping equipment, internal lift of the inlet device, sub from the internal lift to the liner, liner and tubing, lowered below the perforation interval by 20-60 m, depending on the existing sump in the well, reservoir fluid below the perforation interval is reported with the annulus of the well and provides hydrodynamic studies.
Недостатком данного способа является, работоспособность устройства только в скважинах с наличием достаточного количества зумпфа, свободной воды в стволе. Возможность монтажа устройства только при подземном ремонте скважин. Отсутствует возможность безподходной обработки призабойной зоны пласта или промывки скважины без подъема глубинно насосного оборудования, что снижает коэффициент полезного действия устройства.The disadvantage of this method is the operability of the device only in wells with a sufficient amount of sump, free water in the wellbore. Possibility of installation of the device only at underground workover of wells. There is no possibility of approachless treatment of the bottomhole formation zone or flushing of the well without lifting the downhole pumping equipment, which reduces the efficiency of the device.
Наиболее близким является установка для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины (патент RU № 2748267, МПК Е21В 43/12, Е21 В 43/00, опубл. 21.05.2021 Бюл. № 15), включающая рабочую емкость с датчиками уровня, подводящей газовой линией, сообщенной с затрубным пространством скважины, и отводящей газовой линией, соединенной с выкидным коллектором скважины, всасывающий и нагнетательный клапаны, установленные соответственно на подводящей и отводящей газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, соединенный приемной стороной с питательной емкостью, линии входа и выхода жидкости, сообщенные с нижней частью рабочей емкости, причем линия входа соединена с напорной стороной насоса, а линия выхода – с питательной емкостью через переключатель потока жидкости, функционально связанный с блоком управления, получающим сигналы с датчиков уровня жидкости, при этом датчики уровня изготовлены в виде герконов, расположенных внутри вставленной в рабочую емкость герметичной трубки соответственно на уровне максимального и минимального уровня рабочей жидкости, снаружи которой установлен с возможностью продольного перемещения поплавок с магнитом, насос оснащен блоком пуска и выключения, функционально связанным с блоком управления, а переключатель потока изготовлен в виде управляемой задвижки, выполненной с возможностью синхронного закрытия с пуском насоса или открытия с остановкой насоса, при этом рабочая емкость установлена выше питательной емкости настолько, чтобы при максимальном перепаде уровней между ними в затрубье скважины не создавалось критически низкого давления после открытия переключателя потока.The closest is the installation for sampling gas from the annulus of an oil well (patent RU No. 2748267, IPC E21V 43/12, E21 V 43/00, publ. a line communicating with the annulus of the well and a discharge gas line connected to the flow manifold of the well, suction and discharge valves installed respectively on the inlet and outlet gas lines, a pump for pumping the working fluid connected by the receiving side to the feed tank, inlet and outlet lines fluids communicated with the lower part of the working tank, wherein the inlet line is connected to the pressure side of the pump, and the outlet line is connected to the feed tank through a fluid flow switch, functionally connected to the control unit that receives signals from the liquid level sensors, while the level sensors are made in the form reed switches located inside a hermetic tube inserted into the working container responsibly at the level of the maximum and minimum levels of the working fluid, outside of which a float with a magnet is installed with the possibility of longitudinal movement, the pump is equipped with a start-up and shutdown unit, functionally connected to the control unit, and the flow switch is made in the form of a controlled valve, made with the possibility of synchronous closing with start-up pump or opening with pump stop, while the working tank is installed above the feed tank so that at the maximum level difference between them, a critically low pressure is not created in the well annulus after the flow switch is opened.
Недостатком данного устройства является сложность конструкции. Отсутствует возможность безподходной обработки призабойной зоны пласта или промывки скважины без подъема глубинно насосного оборудования, что снижает коэффициент полезного действия устройства.The disadvantage of this device is the complexity of the design. There is no possibility of approachless treatment of the bottomhole formation zone or flushing of the well without lifting the downhole pumping equipment, which reduces the efficiency of the device.
Технической задачей предполагаемого изобретения является создание конструкции простой и надежной установки для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины, расширение функциональных возможностей за счет гравитационного принципа вытравления газа жидкостью. The technical objective of the proposed invention is to create a design of a simple and reliable installation for sampling gas from the annulus of an oil well, expanding functionality due to the gravitational principle of gas etching by liquid.
Технический результат заключается в улучшении эксплуатационных характеристик благодаря конструктивному выполнению установки для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины, обеспечивающему откачку и стравливание газа в различных условиях добычи углеводородной жидкости, уменьшении срывов подачи насоса, исключение стравливания газа в атмосферу.The technical result consists in improving the operational characteristics due to the design of the installation for extracting gas from the annulus of an oil well, which ensures the pumping and bleeding of gas under various conditions of hydrocarbon liquid production, reducing pump supply interruptions, and eliminating gas bleeding into the atmosphere.
Техническая задача решается установкой для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины, включающей рабочую емкость с поплавком оснащенным с возможностью взаимодействия с датчиками максимального и минимального уровня, подводящей газовой линией, сообщенной с затрубным пространством скважины, и отводящей газовой линией, соединенной с выкидным коллектором скважины, всасывающий и нагнетательный клапаны, установленные соответственно на подводящей и отводящей газовых линиях, устройство для перекачки рабочей жидкости, линия входа жидкости которой соединена с напорной стороной, а линия выхода – с питательной емкостью через переключатель потока жидкости, функционально связанный с блоком управления, получающим сигналы с датчиков уровня жидкости.The technical problem is solved by an installation for extracting gas from the annulus of an oil well, including a working tank with a float equipped with the ability to interact with maximum and minimum level sensors, an inlet gas line connected to the annulus of the well, and an outlet gas line connected to the flow manifold of the well, suction and discharge valves installed respectively on the inlet and outlet gas lines, a device for pumping the working fluid, the fluid inlet line of which is connected to the pressure side, and the outlet line is connected to the feed tank through a fluid flow switch functionally connected to the control unit receiving signals from liquid level sensors.
Новым является то, что в качестве питательной емкости, сообщенной с линией выхода, использовано затрубье скважины, линия выходы оснащена регулируемым блоком управления сливным клапаном, а всасывающий и нагнетательный клапаны, установленные соответственно на подводящей и отводящей газовых линиях, изготовлены регулируемыми блоком управления для открытия всасывающего клапана и сливного клапана и закрытия нагнетательного клапан и переключателя потока при сливе жидкости и заполнении рабочей емкости, а также закрытия всасывающего клапана и сливного клапана и открытия нагнетательного клапан и переключателя потока при заполнении жидкостью рабочей емкости и выдавливании из нее газа по отводящей газовой линии в выкидной коллектор, при этом в качестве линии входа жидкости применена байпасная линия, соединённая с выкидным коллектором регулятором потока для отбора части перекачиваемой жидкости в рабочую ёмкость через байпасную линию и переключатель потока, а к качестве устройства для перекачки рабочей жидкости погружной насос, откачивающий пластовую жидкость из скважины и сообщенный с выкидным коллектором.What is new is that the annulus of the well is used as a feed tank communicated with the outlet line, the outlet line is equipped with an adjustable drain valve control unit, and the suction and discharge valves installed respectively on the inlet and outlet gas lines are made with an adjustable control unit for opening the suction valve and drain valve and closing the discharge valve and flow switch when draining liquid and filling the working container, as well as closing the suction valve and drain valve and opening the discharge valve and flow switch when filling the working tank with liquid and squeezing gas out of it through the outlet gas line in the flow collector, while a bypass line is used as the liquid inlet line, connected to the discharge manifold by a flow regulator to select part of the pumped liquid into the working tank through the bypass line and the flow switch, and as a device for pumping work whose fluid is a submersible pump that pumps formation fluid from the well and communicates with the flow header.
Также новым является то, что регулируемый блок управления клапаном выполнен в виде кулачкового механизма, состоящего из регулировочного диска с направляющими щелями, кулачков и соединенного по оси с поплавком, обеспечивающим регулировку поплавка при снижении или повышении давления в затрубном пространстве.It is also new that the adjustable valve control unit is made in the form of a cam mechanism, consisting of an adjusting disk with guide slots, cams and connected along the axis with a float, which provides float adjustment with a decrease or increase in pressure in the annulus.
На фиг. 1 Общий вид установки для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины.In FIG. 1 General view of the installation for gas extraction from the annulus of an oil well.
На фиг. 2 вид сверху в продольном разрезеIn FIG. 2 top view in longitudinal section
На фиг. 3 вид с торцаIn FIG. 3 end view
Установка для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины включает в себя рабочую емкость 1 с поплавком 2 оснащенным с возможностью взаимодействия с датчиками максимального 3 и минимального 4 уровня, например микропереключатели, переключатели и т.д., подводящей газовой линией 5, сообщенной с затрубным пространством скважины (не показаны), и отводящей газовой линией 6, соединенной с выкидным коллектором скважины (не показан), всасывающий 7 и нагнетательный 8 клапаны, установленные соответственно на подводящей 5 и отводящей 6 газовых линиях, устройство для перекачки рабочей жидкости (не показано), линия входа жидкости 9, которая соединена с напорной стороной 10, а линия выхода 11 – с питательной емкостью через переключатель 12 потока жидкости, функционально связанный с блоком управления 13, получающим сигналы с датчиков уровня жидкости 3 и 4, где блок управления 13 может быть выполнен, например, в качестве кулачкового механизма состоящий из диска 14 с направляющими щелями 15 и кулачками 16, так же может быть выполнен и в виде электронного блока (не показан). В качестве питательной емкости, сообщенной с линией выхода 11, использовано затрубье скважины (не показан), линия выхода 11 оснащена регулируемым блоком управления 13 сливным клапаном 17 (внести в схему), а всасывающий 5 и нагнетательный 6 клапаны, установленные соответственно на подводящей 7 и отводящей 8 газовых линиях, изготовлены регулируемыми блоком управления 13 для открытия всасывающего 5 клапана и сливного 17 клапана и закрытия нагнетательного 6 клапан и переключателя потока 12 при сливе жидкости и заполнении рабочей емкости 1, а также закрытия всасывающего клапана 5 и сливного 17 клапана и открытия нагнетательного 6 клапан и переключателя потока при заполнении жидкостью рабочей емкости 1 и выдавливании из нее газа по отводящей газовой линии 4 в выкидной коллектор (не показан), при этом в качестве линии входа жидкости применена байпасная линия 18 соединённая с выкидным коллектором распределителем потока (жиклером, управляемой задвижкой и/или т.п. – не показано) для отбора части перекачиваемой жидкости в рабочую ёмкость 1 через байпасную линию 18 и переключатель потока 12, а в качестве устройства для перекачки рабочей жидкости погружной насос(не показан), откачивающий пластовую жидкость из скважины и сообщенный с выкидным коллектором.The installation for extracting gas from the annulus of an oil well includes a working
Конструктивные элементы, уплотнения и технологические соединения, не влияющие на работоспособность установки, на чертежах (фиг. 1 – 3) не показаны или показаны условно.Structural elements, seals and technological connections that do not affect the operability of the installation are not shown in the drawings (Fig. 1 - 3) or are shown conditionally.
Установка для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины работает следующим образом.Installation for the selection of gas from the annulus of an oil well operates as follows.
Перед пуском установку собирают на устье скважины. Для этого подводящую газовую линию 5 рабочей емкости 1 с всасывающим клапаном 7 соединяют через устьевую арматуру (не показан) с затрубным пространством скважины, а отводящую газовую линию 6 с нагнетательным клапаном 8 – с выкидным коллектором скважины. Выход насоса (не показан) соединяют через байпасную линию 18 с линией входа жидкости 9 рабочей емкости 1, а выход 11 с питательной емкостью через переключатель 12 потока жидкости, функционально связанный с блоком управления 13. В качестве питательной емкости используют затрубье скважины (не показан). Блок насоса (не показан), переключатель потока жидкости 12 и датчики максимального 3 и минимального 4 уровня управляющими кабелями соединяют с блоком управления (не показан). Установка готова к эксплуатации.Before start-up, the installation is assembled at the wellhead. To do this, the
После чего включают блок управления (не показан), который запускает в работу при помощи блока насос (не показан), который по линии входа жидкости 9 нагнетает рабочую жидкость из питательной емкости (скважины) через байпасную линию 18 с распределителем потока (не указан позицией) в рабочую емкость 1. В результате уровень рабочей жидкости в рабочей емкости 1 вместе с поплавком 2, повышается в рабочей емкости 1 принимая верхнее положение, а газ сверху рабочей емкости 1 вытесняется через открытый нагнетательный клапан 8 по отводящей газовой линии в выкидной коллектор скважины и далее в сборный трубопровод (не показан). При достижении под действием рабочей жидкости поплавком 2 верхнего датчика уровня направляет сигнал на блок правления 13. Блок управления 13 открывает всасывающий клапан 7 и клапан линии выхода 11, а нагнетательный клапан 8 и линию входа 9 переключатель потока 12 - закрывает. При этом газ из затрубного пространства поступает в рабочую емкость 1 выдавливая рабочую жидкость из рабочей емкости 1 за счет гравитационных сил в затрубье скважины, поплавок занимает в емкости нижнее положение. При этом по сигналу с блока управления 13 всасывающий клапан 7 и клапан линии выхода 11 закрываются и открываются нагнетательный клапан 8 и переключателем потока 12 линии входа жидкости 9.After that, the control unit (not shown) is turned on, which starts the pump (not shown) using the unit, which, through the
Скорость снижения уровня рабочей жидкости в рабочей емкости 1 зависит от количества выделяющегося газа и не является постоянной величиной, что позволяет автоматически менять скорость отбора в зависимости от состояния продукции пласта и наличия газа в ней без перестройки работы всего устройства.The rate of decrease in the level of the working fluid in the working
Циклы закачки рабочей жидкости в рабочую емкость 1 и ее слив из нее повторяется, обеспечиваю перекачку газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор. Циклический отбор газа из скважины. The cycles of pumping the working fluid into the working
При низком количестве скважинной жидкости, давление в емкости для проведения операции по снижению газа в затрубном пространстве не достаточна, при этом настройка поплавочного механизма, например, осуществляется посредством кулачкового механизма, который состоит из диска 14 с направляющими щелями 15 и кулачками 16. Рычаги 19 с тягами заслонок свободно монтируются на ось 20 и открытие – закрытие заслонок происходит от перемещения дисков 14 с кулачками 16. With a low amount of well fluid, the pressure in the tank for the operation to reduce the gas in the annulus is not sufficient, while the adjustment of the float mechanism, for example, is carried out by means of a cam mechanism, which consists of a
Предлагаемое устройство универсально, не ограничивает в применения от вида скважинного насоса, исключает выброс газа в атмосферу, снижает аварийные ситуации, снижая срывы работы насоса. Увеличивает эффективность работы скважинного насоса, за счет снижения давления затрубного пространства скважины. The proposed device is universal, does not limit the use of the type of downhole pump, eliminates the release of gas into the atmosphere, reduces emergency situations, reducing disruption of the pump. Increases the efficiency of the downhole pump by reducing the pressure of the annulus of the well.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2773895C1 true RU2773895C1 (en) | 2022-06-14 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2826598C1 (en) * | 2023-10-24 | 2024-09-12 | Ильшат Ирекович Шайхутдинов | Method for non-compressor extraction of annular gas on clusters of oil wells |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3408949A (en) * | 1966-11-22 | 1968-11-05 | Gulf Oil Corp | Bottom hole gas-liquid separator |
| RU2170337C2 (en) * | 1999-07-21 | 2001-07-10 | Котов Владимир Александрович | Facility to evacuate gas from hole clearance of well |
| RU2630490C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-09-11 | ООО НПП "ВМ система" | Pumping plant for gas withdrawal from annular space in oil well |
| RU184051U1 (en) * | 2018-06-04 | 2018-10-12 | Игорь Александрович Малыхин | DEVICE FOR GAS PUMPING FROM ANOTHER WELL SPACE |
| RU2688818C1 (en) * | 2018-07-30 | 2019-05-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of selecting associated petroleum gas and complex of units for its implementation |
| RU2748267C1 (en) * | 2020-11-11 | 2021-05-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for gas extraction from the annular space of an oil well |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3408949A (en) * | 1966-11-22 | 1968-11-05 | Gulf Oil Corp | Bottom hole gas-liquid separator |
| RU2170337C2 (en) * | 1999-07-21 | 2001-07-10 | Котов Владимир Александрович | Facility to evacuate gas from hole clearance of well |
| RU2630490C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-09-11 | ООО НПП "ВМ система" | Pumping plant for gas withdrawal from annular space in oil well |
| RU184051U1 (en) * | 2018-06-04 | 2018-10-12 | Игорь Александрович Малыхин | DEVICE FOR GAS PUMPING FROM ANOTHER WELL SPACE |
| RU2688818C1 (en) * | 2018-07-30 | 2019-05-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method of selecting associated petroleum gas and complex of units for its implementation |
| RU2748267C1 (en) * | 2020-11-11 | 2021-05-21 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation for gas extraction from the annular space of an oil well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2826598C1 (en) * | 2023-10-24 | 2024-09-12 | Ильшат Ирекович Шайхутдинов | Method for non-compressor extraction of annular gas on clusters of oil wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5211242A (en) | Apparatus and method for unloading production-inhibiting liquid from a well | |
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
| CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
| RU2523245C2 (en) | Methods and systems for treatment of oil and gas wells | |
| US20030145989A1 (en) | ESP pump for gassy wells | |
| RU2671370C2 (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
| US20130302193A1 (en) | Well-drilling sucker-rod pump | |
| WO2011008522A2 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
| RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
| RU2773895C1 (en) | Installation for sampling gas from the annulus of an oil well | |
| RU115408U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL | |
| WO2013010244A1 (en) | Apparatus and methods for producing natural gas using a gas recycle phase to remove liquid from a well | |
| CN219344623U (en) | Oil gas collection system and tubular column thereof | |
| RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU2317407C1 (en) | Well operation method | |
| CN201835785U (en) | Oil-water well device capable of automatically controlling pressure relief and liquid discharge as well as pumping discharged liquid to production pipeline | |
| CA2609090A1 (en) | Method and apparatus for removing production limiting liquid volumes from natural gas wells | |
| RU2671372C1 (en) | Device for removing liquids that accumulate in the well | |
| CN116066006A (en) | Plunger negative pressure gas production device and gas production method | |
| RU2756650C1 (en) | Method for complex production of hydrocarbons from oil and gas condensate wells and a system for its implementation | |
| RU2491418C1 (en) | Method to develop multizone oil reservoir | |
| CN112943152A (en) | Water finding and water plugging integrated tubular column for oil field horizontal well and water finding and water plugging method thereof | |
| RU43907U1 (en) | ADJUSTABLE HYDRAULIC BOILER |