SU977725A1 - Method and device for removing liquid from bottom of gas wells - Google Patents
Method and device for removing liquid from bottom of gas wells Download PDFInfo
- Publication number
- SU977725A1 SU977725A1 SU813279129A SU3279129A SU977725A1 SU 977725 A1 SU977725 A1 SU 977725A1 SU 813279129 A SU813279129 A SU 813279129A SU 3279129 A SU3279129 A SU 3279129A SU 977725 A1 SU977725 A1 SU 977725A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- gas
- well
- liquid
- shank
- pipe
- Prior art date
Links
Landscapes
- Pipe Accessories (AREA)
Description
Изобретение относится к способам и устройствам для интенсификации дебита газовых скважин и может быть использовано в газовой промышленности для удаления скапливающейся в газовой скважине жидкости на поздней стадии эксплуата- 5 кии скважин, когда пластовое давление на забое и/или дебит газа недостаточны для ее естественного выноса потоком выходящего из скважины газа. .The invention relates to methods and apparatus for intensification of production rate and gas wells may be used in the gas industry for the removal of gas accumulating in the well fluid at a late stage of exploitation wells 5 cues when the downhole formation pressure and / or flow rate of gas is insufficient for the removal of its natural flow gas coming out of the well. .
Известен способ удаления скапливающейся в газовой скважине жидкости, заключающийся в том, что в скважину спускают устройство, образующее систему разобщения жидкостного столба на две час— IJ ти по высоте. При помощи этой системы перекрывают скважину, отделяя определен-, ную порцию жидкости, которую затем извлекают на поверхность. По мере накопле— ния жидкости операцию периодически повторяют £ 1 J .A known method of removing fluid accumulating in a gas well is that a device is lowered into the well, forming a system for separating the liquid column for two hours — IJ in height. Using this system, the well is shut off, separating a certain portion of the liquid, which is then removed to the surface. As the fluid accumulates, the operation is periodically repeated £ 1 J.
Недостаток данного способа заключается в том, что такая система становится неработоспособной при еще достаточно высоких значениях пластового давления изза сравнительно большой депрессии, связанной с наличием жидкостного столба над забоем скважины. По этой причине дебит газа при таком способе существенно за-< ни жен.The disadvantage of this method is that such a system becomes inoperative at still sufficiently high values of reservoir pressure due to the relatively large depression associated with the presence of a liquid column above the bottom of the well. For this reason, the gas flow rate with this method is significantly reduced.
Известно устройство для осуществления данного . способа, работающее по принципу плунжерного лифта и состоящее из периодически спускаемых в скважину шара и втулки, образующих совместно систему разобщения жидкостного столба над забоем скважины и удаления отдельной порции жидкости £ 1] .A device for implementing this. a method operating on the principle of a plunger lift and consisting of a ball and a sleeve periodically lowered into the well, forming together a system for separating the liquid column above the bottom of the well and removing a separate portion of the liquid £ 1].
Недостатки устройства обусловлены недостатками вышеописанного способа, в связи с чем оно применимо в сравнительно узком диапазоне пластовых давлений газа.The disadvantages of the device are due to the disadvantages of the above method, and therefore it is applicable in a relatively narrow range of reservoir gas pressures.
Известен также способ удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающий диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкости £2] .There is also known a method of removing liquid from the bottom of gas wells, including dispersing the liquid and supplying a gas stream to the dispersed liquid stream £ 2].
Известно устройство для осуществления известного способа, содержащее колонну лифтовых труб, хвостовик и узел 5 диспергирования £ 2 J .A device for implementing the known method comprising a column of lift pipes, a liner and a dispersion unit 5 of £ 2 J is known.
Недостаток известного способа и устройства, осуществляющего его, заключав т.ся в том, что при такой системе удаления жидкости ее уровень в скважине является 10 практически неуправляемым. Эта неуправляемость должна компенсироваться либо постоянным слежением за положением дйспергатора в скважине и его принудительным перемещением (что сравнитель· 15 но сложно с конструктивной и эксплуатационной точек зрения), либо выполнением эжектора большой эффективности (а это при использовании энергии пластового газа требует высоких значений давления 20 или дебита из-за сравнительно малой эффективности установленного в известном устройстве диспергатора). Это в целом приводит к большим потерям энергии газа, а следовательно, к сокращению диапазона -25 применимости по давлению и снижению дебита скважины.The disadvantage of this method and the device that implements it, consisting in the fact that with such a system for removing fluid, its level in the well is 10 almost uncontrollable. This uncontrollability must be compensated either by constant monitoring of the position of the disperser in the well and its forced movement (which is comparative · 15 but difficult from a structural and operational point of view), or by the implementation of an ejector of high efficiency (and this requires high pressure values of 20 or flow rate due to the relatively low efficiency of the dispersant installed in the known device). This as a whole leads to large losses of gas energy, and therefore, to reduce the range of -25 applicability in pressure and reduce the flow rate of the well.
II
Нель изобретения — повышение эффек тивности удаления жидкости за счет повышения эффективности диспергации с одно зо временным предупреждением скопления жидкости на забое скважины.One invention is to increase the efficiency of fluid removal by increasing the efficiency of dispersion with the simultaneous prevention of fluid accumulation at the bottom of the well.
Поставленная цель достигается тем, что согласно способу удаления жидкости с забоя газовых скважин, включающему диспергирование жидкости и подачу потока газа в поток диспергированной жидкости, поток газа делят на две части, причем жидкость диспергируют одной частью потока газа перед подачей другой части по- 40 тока газа в поток диспергированной жидкости.This goal is achieved in that according to the method of removing liquid from the bottom of gas wells, including dispersing the liquid and supplying a gas stream to the dispersed liquid stream, the gas stream is divided into two parts, the liquid being dispersed with one part of the gas stream before the other part of the gas stream 40 into a stream of dispersed liquid.
Поставленная цель достигается тем, что в устройстве для удаления жидкости с забоя газовых скважин, содержащем 4® колонну лифтовых труб, хвостовик и узел диспергирования, хвостовик выполнен в виде перфорированной трубы, внутри которой установлена газоподводящая трубка, сообщающая . скЬажинное пространство 50 выше уровня жидкости с внутренней полостью хвостовика’ .This goal is achieved by the fact that in the device for removing fluid from the bottom of gas wells containing 4 ® a column of elevator pipes, a shank and a dispersion unit, the shank is made in the form of a perforated pipe, inside which a gas supply pipe is installed, communicating. bore space 50 above fluid level with inner liner cavity '.
При этом устройство снабжено газоподводящим патрубком с каналами для прохода жидкости из скважинного простран-55 ства во внутреннюю полость хвостовика. На фиг. 1 представлено предлагаемое устройство с расположенной внутри пер форированной трубы газоподводящей трубкой; на фиг. 2 - устройство',с газоподво— дящим патрубком; на фиг. 3 — сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 4 - сечение Б-Б на фиг. 2.At the same time, the device is equipped with a gas supply pipe with channels for the passage of fluid from the borehole space into the inner cavity of the liner. In FIG. 1 shows the proposed device with a gas supply tube located inside the perforated pipe; in FIG. 2 - device ', with gas supply pipe; in FIG. 3 is a section AA in FIG. 1; in FIG. 4 is a section BB in FIG. 2.
Ниже'приводятся описания этих двух устройств и затем один из возможных примеров осуществления предлагаемого способа. Первое устройство состоит из расположенного в нижней части скважины 1 эжектора 2 с хвостовиком. Хвостовик выполнен в виде перфорированной трубы 3/ внутри которой размещена газоподводящая трубка 4, имеющая с одной стороны выход 5 во внутреннюю полость 6 перфорированной трубы 3. Другой стороной газоподводящая трубка 4 связана со скважинным пространством 8 выше уровня жидкости на забое 9 скважины. Хвостовик может быть выполнен раздельно или воедино с колонной 10 лифтовых труб. Колонна лифтовых труб может быть уплотнена по отношению к эксплуатационной колонне 11 любым известным способом, например пакером 12. Хвостовик может быть снабжен направляющим аппаратом для ^газового потока, выполненным, например, в виде радиально расположенных и связанных с наружной поверхностью трубы 3 хвостовика продольных ребер 13. Эти ребра служат не только элементами направляющего аппарата, но и фиксатора- . ми положения хвостовика внутри конца лифтовой трубы 10. Вокруг ребер может быть размещена охватывающая их цилиндрическая втулка 14 с переменной по ее длине толщиной. Переменная толщина создает конфузор, увеличивающий скорость газового потока в области соединения двух ранее разделенных частей потока. Втулка 14 служит не только для создания конфузорности, но и для перераспределения соотношения расходов частей разделяемого потока. Регулирование этого соотношения может осуществляться как при помощи подбора различного градиента изменения толщины втулки по длине, т. е., например, изменением конусности ее внутренней поверхности, так и при помощи различного расположения втулки 14 относительно ребер 13 по высоте. В последнем случае . втулка должна быть сменной и/или установочно подвижной относительно продольных ребер 13 хвостовика или относитель*но колонны 10 лифтовых труб. Скапливаюшаяся на забое скважины жидкость 15 по перфорационным отверстиям 16 попадает во внутреннюю полость 6 перфорированной трубы 3. Сюда через каналы 7 и 17 попадает часть поступающего из пласта 18 газа.Below are descriptions of these two devices and then one of the possible examples of the proposed method. The first device consists of an ejector 2 with a shank located in the lower part of the well 1. The shank is made in the form of a perforated pipe 3 / inside of which a gas supply pipe 4 is placed, having on one side an outlet 5 into the inner cavity 6 of the perforated pipe 3. The other side of the gas supply pipe 4 is connected to the borehole space 8 above the liquid level at the bottom of the 9th well. The shank can be performed separately or together with a column of 10 elevator pipes. The column of elevator pipes can be sealed with respect to production casing 11 by any known method, for example, packer 12. The liner can be equipped with a guide device for gas flow, made, for example, in the form of longitudinal ribs 13, radially located and connected with the outer surface of the pipe 3, of the liner 13 These ribs serve not only as elements of the guide vane, but also as a latch. the position of the shank inside the end of the elevator pipe 10. Around the ribs can be placed covering their cylindrical sleeve 14 with a variable thickness along its length. Variable thickness creates a confuser that increases the speed of the gas stream in the area of the connection of two previously separated parts of the stream. The sleeve 14 serves not only to create confusion, but also to redistribute the cost ratio of parts of the shared stream. The regulation of this ratio can be carried out both by selecting a different gradient for changing the thickness of the sleeve along the length, i.e., for example, by changing the taper of its inner surface, and by using a different arrangement of the sleeve 14 relative to the ribs 13 in height. In the latter case. the sleeve must be removable and / or installation movable relative to the longitudinal ribs 13 of the shank or relative * but the column 10 of the lift pipes. The fluid 15 that accumulates at the bottom of the well through the perforations 16 enters the internal cavity 6 of the perforated pipe 3. Here, part of the gas coming from the formation 18 enters through the channels 7 and 17.
Устройство работает следующим об- j разом.The device operates as follows j.
Газ под давлением проходит, как показано стрелками, через внутреннюю полость 6 трубы 3, вспенивает имеющуюся в ней жидкость, затем в процессе дальнейшего 10 движения диспергирует ее и выносит к месту выхода из трубы 6, где образовавшаяся в трубе 3 газо-жидкостная смесь подхватывается второй частью газового потока, прошедшей через зазор между тру- эд бой 3 и нижней частью лифтовой трубы 10. Очевидно, что такое непосредственное воздействие газа на жидкость приводит к существенному повышению эффективности диспергирования. Благодаря этому повы— эд шается эффективность выноса скапливаю^ щейся на забое скважины жидкости, причем это происходит без снижения величины устьевого давления, что особенно важно При таком исполнении уровень жидкости эд практически не поднимается выше каналов 7 и выход газа в лифтовую трубу постоянно остается незалитым*. А это приводит к тому, что дебит газа остается максимально возможным из-за отсутствия эд депрессии.Gas under pressure passes, as shown by arrows, through the internal cavity 6 of the pipe 3, foams the fluid therein, then disperses it and moves it to the place of exit from the pipe 6 during a further 10 movements, where the gas-liquid mixture formed in the pipe 3 is picked up by the second part of the gas stream passing through the gap between the labor 3 and the lower part of the elevator pipe 10. Obviously, such a direct effect of gas on the liquid leads to a significant increase in the dispersion efficiency. Due to this, the efficiency of the removal of fluid accumulated at the bottom of the well increases, and this happens without decreasing the wellhead pressure, which is especially important With this design, the ed fluid level practically does not rise above channels 7 and the gas outlet to the elevator pipe remains constantly non-flooded * . And this leads to the fact that the gas flow rate remains the maximum possible due to the lack of depression.
Второе устройство (фиг. 2) также состоит из эжектора с хвостовиком. Однако здесь хвостовик выполнен в виде’трубы 19, расположенной своим нижним концом внутри газоподводящего патрубка (который в данном случае выполнен в виде стакана 20) и своим верхним концом входящей с зазором в колонну лифтовых труб 21, уплотненных относительно эксплуатационной колонны 22, например,пакером 23. Внутренняя полость 24 трубы 19 в своей нижней части гидравлически связана со скважинным пространством 25 при помощи каналов 26, расположенных в перемычках 27, жестко связывающих стакан 20 с трубой 19. Может быть выполнено несколько рядов каналов 26 по высоте. Стакан 20 в своей верхней части может быть выполнен со скругленной кольцевой отбортовкой 28, которая в сочетании с разделителем 29 газового потока, расположенным на внешней поверхности трубы 19 и выполненным установочно подвижным, создает возможность регулирования соотношения расходов разделяемых потоков. Фиксация, положения хвостовиков лифтовых трубах 21 осуществляется за счет радиально расположенных продольных ре— бер 30, которые одновременно служат ' направляющим аппаратом для успокоения вращения потока (слишком сильное вращение потока газа нежелательно, поскольку диспергированные частицы жидкости за счет центробежных <сил могут коа лес Пирова ться на стенках лифтовой трубы).The second device (Fig. 2) also consists of an ejector with a shank. However, here the shank is made in the form of a pipe 19 located at its lower end inside the gas supply pipe (which in this case is made in the form of a glass 20) and its upper end entering with a gap into the column of elevator pipes 21 sealed relative to the production string 22, for example, by a packer 23. The inner cavity 24 of the pipe 19 in its lower part is hydraulically connected to the borehole space 25 using channels 26 located in the jumpers 27, rigidly connecting the glass 20 to the pipe 19. Several rows of the channel can be made fishing 26 in height. The glass 20 in its upper part can be made with a rounded annular flange 28, which, in combination with a gas flow separator 29 located on the outer surface of the pipe 19 and made installation movable, makes it possible to control the ratio of the costs of the shared flows. The positions of the shanks of the elevator pipes 21 are fixed by means of radially spaced longitudinal ribs 30, which simultaneously serve as a guiding device to calm the flow rotation (too strong rotation of the gas flow is undesirable since dispersed fluid particles due to centrifugal forces can be rotated on the walls of the elevator pipe).
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Поступающий газ разделяется на два потока, из которых один идет по зазору ; между трубой 19 и лифтовой трубкой 22, а другой попадает через зазор между стаканом 20 и нижней частью трубы 19 во внутреннюю полость 24 трубы 19. Здесь он подхватывает попадающую сюда по каналам 26 из полости 25 жидкость и образовавшаяся газо—жидкостная смесь движется к выходу из трубы 19, где она смешивается с первым газовым потоком.The incoming gas is divided into two streams, one of which goes through the gap; between the pipe 19 and the lift pipe 22, and the other enters through the gap between the glass 20 and the lower part of the pipe 19 into the inner cavity 24 of the pipe 19. Here he picks up the liquid that gets here through the channels 26 from the cavity 25 and the resulting gas-liquid mixture moves to the exit pipe 19, where it is mixed with the first gas stream.
Аналогично первому устройству во втором устройстве хвостовик может быть выполнен раздельно или воедино с колонной лифтовых труб 21. Первый случай более предпочтителен как с технологической (проще изготовление), так и с эксплуатационной (не надо вынимать колонну при спуске или подъеме эжектора с хвостовиком) точек зрения. В случае раздельного выполнения хвостовик может быть выполнен установочно подвижным относительно . колонны лифтовых груб 21, что создаег дополнительную возможность для регулирования соотношения расходов разделенных потоков газа.Similarly to the first device in the second device, the shank can be made separately or together with the column of elevator pipes 21. The first case is more preferable both from the technological (easier to manufacture) and operational (it is not necessary to remove the column when lowering or raising the ejector with the shank) points of view . In the case of separate execution, the shank can be made installably movable relative to. the elevator columns are coarse 21, which created an additional opportunity for regulating the flow ratio of the separated gas flows.
Кроме того, точно так же, как и в первом устройстве, во втором устройстве хвостовик может быть снабжен направляж>» шим аппаратом в виде продольных ребер 30; вокруг ребер может быть размешена охватывающая их втулка (не доказана), выполняющая роль конфузора, фиксатора положения и'перераспределитёля соотношения разделенных потоков. Эта втулка • может быть выполнена сменной и/или установочно подвижной с управлением ее положением с поверхности.In addition, in exactly the same way as in the first device, in the second device, the shank can be provided with a guiding device in the form of longitudinal ribs 30; a sleeve covering them (not proven) can be placed around the ribs, which acts as a confuser, a position lock and a redistributor of the ratio of the separated flows. This sleeve • can be made removable and / or installation movable with control of its position from the surface.
Из двух описанных устройств первое жляется более надежным для случая срав» нительно больших притоков 'жидкости при сравнительно более высоких значениях пластового давления газа и его дебита? Второе более надежно при более низких давлениях газа в сочетании с более низ-1 кими знгнениями притока жидкости.Of the two described devices, the first one is more reliable for the case of relatively large inflows of fluid at relatively higher values of the reservoir pressure of the gas and its flow rate? The second more reliably at lower gas pressures in combination with a low kimi 1 zngneniyami fluid influx.
Примером конкретного осуществления описываемого способа удаления жидкостиAn example of a specific implementation of the described method of removing liquid
977725 8 ?Гзабоя газовых скважин может служить Применение данного технического реследующая последовательность операций. шения позволит управлять уровнем жид*·977725 8? Gzaboy gas wells can serve the application of this technical investigating sequence of operations. solution allows you to control the level of fluid * ·
В начальный период эксплуатации скважины, когда давление газа на забое и/или дебит газа достаточны для естественного 5 выноса жидкости с потоком выходящего кз скважины газа, каких-либо операций по удалению жидкости не требуется. По мере снижения давления и дебита газа в скважине начинает скапливаться жидкость, 10 которая постепенно 'заливает' выход газа из пласта, в результате газ при движении по скважине вынужден преодолевать гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в скважине. В результа— и те этого дебит газа еще более снижается.In the initial period of well operation, when the gas pressure at the bottom and / or the gas flow rate are sufficient for the natural 5 outflow of fluid with the gas flowing out of the well, no fluid removal operations are required. As the pressure and gas flow rate decrease in the well, a fluid begins to accumulate, 10 which gradually “fills” the gas outlet from the formation, as a result, the gas, when moving through the well, is forced to overcome the hydrostatic pressure of the column of fluid in the well. As a result, even those of this gas production rate are further reduced.
В этом случае в скважину опускают вышеописанное устройство, после чего поток газа делят на две части. Одну часть направляют в это устройство и пропуска— jo ют через него, а другую направляют к месту выхода первой части потока из диспергирующего узла, причем в направлении, попутном выходящей газо—жидкостίной смеси. 25In this case, the above device is lowered into the well, after which the gas flow is divided into two parts. One part is directed to this device and passes through it, and the other is directed to the place where the first part of the stream exits the dispersing unit, and in the direction along the outgoing gas-liquid mixture. 25
При этом для обеспечения такого способа производят следующие операции. Скважину глушат любым известным способом. Заполняют ее тяжелым залавливающим раствором. Затем опускают на тросе вышеописанное устройство. Его общая высота должна быть такой, чтобы оно, доставая практически до забоя, не вышло своим верхним концом из колонны лифтовых труб. После этого удаляют любым извест— ным способом задавливающий раствор (например, при помощи желонок или подаваемым с устья скважины по затрубью газом под давлением) и вызывают приток газа из пласта. Дальнейшая работа сква-. жины, снабженной предлагаемым устройством, происходит так, как показано выше.Moreover, to ensure this method, the following operations are performed. The well is jammed in any known manner. Fill it with a heavy trapping solution. Then lower the above device onto the cable. Its total height should be such that it, reaching almost to the bottom, does not come out of its column of elevator pipes with its upper end. After that, the crushing solution is removed by any known method (for example, by means of chokes or gas supplied from the wellhead through the annulus under pressure) and cause gas to flow from the formation. Further work squa. The life of the device provided with the device occurs as shown above.
Возможна и другая последовательность операций. В тех случаях, когда желатель-, но не глушить скважину, поступают следующим образом. Через заранее установленное на устье скважины устройство (например, лубрикатор) спускают не глуша скважину, эжектор с хвостовиком.Another sequence of operations is possible. In those cases where it is desirable, but not to shut off the well, proceed as follows. An ejector with a liner is lowered through a device pre-installed at the wellhead (for example, a lubricator) without shutting off the well.
После того, как устройство опустилось 50 на забой скважины, задэижку открывают и создают перепад давления между забоем и устьем, обеспечивающий 'продувку забоя скважины от жидкости. После этого выводят скважину на заранее рассчи- 55 тайный рабочий режим. Дальнейшая работа скважины происходит так, как это описано выше.After the device has fallen 50 to the bottom of the well, the backlog is opened and a pressure differential is created between the bottom and wellhead, which ensures that the bottom of the well is purged of liquid. Thereafter, output well in advance calculated 55 undercover operation. Further operation of the well occurs as described above.
кости в скважине. Выполнение устройства для удаления скапливающейся в скважине жидкости в соответствии с предлагаемым изобретением позволит определенным образом управлять уровнем, а следовательно, повысить эффективность и надежность удаления жидкости из скважины. Это в свою очередь приведет к снижению энергетических потерь в потоке газа и повышению дебита газа, к расширению диапазона применимости устройства по давлению. Все это в конечном итоге ведет к снижению удельной стоимости добываемого газа и повышению коэффициента газоотдачи месторождения.bones in the well. The implementation of the device for removing accumulated in the well fluid in accordance with the invention will allow a certain way to control the level, and therefore, to increase the efficiency and reliability of removing fluid from the well. This, in turn, will lead to a decrease in energy losses in the gas stream and an increase in the gas flow rate, to an expansion in the applicability range of the device by pressure. All this ultimately leads to a decrease in the unit cost of the produced gas and an increase in the gas recovery coefficient of the field.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU813279129A SU977725A1 (en) | 1981-03-09 | 1981-03-09 | Method and device for removing liquid from bottom of gas wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU813279129A SU977725A1 (en) | 1981-03-09 | 1981-03-09 | Method and device for removing liquid from bottom of gas wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU977725A1 true SU977725A1 (en) | 1982-11-30 |
Family
ID=20954607
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU813279129A SU977725A1 (en) | 1981-03-09 | 1981-03-09 | Method and device for removing liquid from bottom of gas wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU977725A1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7428929B2 (en) | 2003-06-03 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for lifting liquids from gas wells |
| RU2516313C2 (en) * | 2012-04-02 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Device for reservoir fluid removal from gas well |
-
1981
- 1981-03-09 SU SU813279129A patent/SU977725A1/en active
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7428929B2 (en) | 2003-06-03 | 2008-09-30 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for lifting liquids from gas wells |
| RU2516313C2 (en) * | 2012-04-02 | 2014-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Надым" (ООО "Газпром добыча Надым") | Device for reservoir fluid removal from gas well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2247838C (en) | Downhole oil/water separation system with solids separation | |
| EP1546506B1 (en) | A flow control device for an injection pipe string | |
| CN1128648C (en) | A method and device for the separation of a fluid in a well | |
| RU2288342C2 (en) | Bottomhole drilling equipment with independent ejector pump | |
| US7419002B2 (en) | Flow control device for choking inflowing fluids in a well | |
| US6708763B2 (en) | Method and apparatus for injecting steam into a geological formation | |
| US5711374A (en) | Method for cyclone separation of oil and water and an apparatus for separating of oil and water | |
| US4599172A (en) | Flow line filter apparatus | |
| US6547005B2 (en) | System and a method of extracting oil | |
| US7451824B2 (en) | Downhole draw down pump and method | |
| US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
| AU2012299336B2 (en) | Systems and methods for gravel packing wells | |
| US5105889A (en) | Method of production of formation fluid and device for effecting thereof | |
| CA1100034A (en) | Subterranean mining | |
| WO2006020590A1 (en) | Method of and system for production of hydrocarbons | |
| EA025810B1 (en) | Downhole packer and method for completing a wellbore in a subsurface formation | |
| EP1021231A1 (en) | Improved helical separator | |
| EP1618281B1 (en) | Mandrel for a gas lift valve | |
| US2434239A (en) | Method of producing oil | |
| EA004564B1 (en) | Well jet device | |
| WO1998020231A1 (en) | Method of and device for production of hydrocarbons | |
| RU2136856C1 (en) | System for completion of well at separation of fluid media recovered from side wells having their internal ends connected with main well | |
| SU977725A1 (en) | Method and device for removing liquid from bottom of gas wells | |
| EA000484B1 (en) | System for controlling production from a gas-lifted oil well | |
| WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system |