RU2714163C1 - Устройство с замкнутым контуром для извлечения углеводородов и способ функционирования - Google Patents
Устройство с замкнутым контуром для извлечения углеводородов и способ функционирования Download PDFInfo
- Publication number
- RU2714163C1 RU2714163C1 RU2018105726A RU2018105726A RU2714163C1 RU 2714163 C1 RU2714163 C1 RU 2714163C1 RU 2018105726 A RU2018105726 A RU 2018105726A RU 2018105726 A RU2018105726 A RU 2018105726A RU 2714163 C1 RU2714163 C1 RU 2714163C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- downhole
- hydrocarbon
- stream
- water stream
- hydraulic motor
- Prior art date
Links
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 title claims abstract description 106
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 title claims abstract description 106
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title abstract 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 118
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 96
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 claims description 9
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 abstract 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000001678 irradiating effect Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/38—Arrangements for separating materials produced by the well in the well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- 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
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/40—Separation associated with re-injection of separated materials
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Centrifugal Separators (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Группа изобретений относится к устройству для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина - пласт и к способу извлечения углеводородов из системы скважина - пласт. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения. Устройство для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина - пласт содержит внутрискважинный барабанный сепаратор, расположенный в системе скважина - пласт и выполненный для получения из скважинного флюида, полученного из эксплуатационной зоны, богатого углеводородами потока и первого водного потока; электрический погружной насос, расположенный в системе скважина - пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором, где электрический погружной насос выполнен для перемещения богатого углеводородами потока на поверхность земли; поверхностный сепаратор, расположенный на поверхности земли и функционально связанный с электрическим погружным насосом, где поверхностный сепаратор выполнен для получения из богатого углеводородами потока нефти и второго водного потока; и гидравлический двигатель, размещенный в системе скважина - пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором. Гидравлический двигатель выполнен для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора с использованием рабочей текучей среды. Рабочая текучая среда включает богатый углеводородами поток или второй водный поток. 2 н. и 16 з.п. ф-лы, 3 ил.
Description
Перекрестные ссылки на родственные заявки
Данная патентная заявка испрашивает приоритет и преимущества на основе Предварительной заявки США №62/195814, озаглавленной «Устройство и способ подразделения скважины и разделения скважинных флюидов внутри скважины», зарегистрированной 23 июля 2015, которая во всей полноте включена в текст данного описания.
Уровень техники
Воплощения данного изобретения относятся к устройствам для извлечения углеводородов, а более конкретно к устройству с замкнутым контуром для извлечения углеводородов и к способу его действия.
Невозобновляемые углеводородные флюиды, такие как нефть и газ, широко применяют в различных приложениях с целью получения энергии. Такие углеводородные флюиды извлекают из скважин для добычи углеводородов, которые проходят под поверхностью земли в области, где имеются в наличии углеводородные флюиды. Углеводородные флюиды находятся там не в очищенном виде, а в виде смеси углеводородных флюидов, воды, песка и других материалов в виде частиц, которую называют скважинным флюидом. Такие скважинные флюиды фильтруют с использованием различных механизмов для извлечения богатого углеводородами потока и водного потока.
В одном из способов скважинные флюиды извлекают на поверхность земли, а затем разделяют на поверхности земли с применением находящегося на поверхности сепаратора. В другом случае скважинные флюиды разделяют в пределах системы скважина-пласт с применением внутрискважинного сепаратора. Воду, отделенную от скважинных флюидов, сбрасывают в основное место сброса отработанных вод. Однако такой подход увеличивает риск сейсмической активности в конкретном географическом местоположении.
При некоторых других подходах, включающих внутрискважинный сепаратор, поток воды, отделенный от богатого углеводородами потока, сбрасывают в той же системе скважина-пласт. При таких подходах внутрискважинный сепаратор соединен с электродвигателем. Работа такой конфигурации увеличивает потребление электроэнергии, что приводит к дополнительным затратам. Кроме того, такой внутрискважинный сепаратор предрасположен к образованию отложений, что приводит к снижению его эффективности. К тому же давление истечения скважинных флюидов уменьшается с течением времени. Такое уменьшение давления истечения создает проблемы с эксплуатацией погружного электрического насоса, который используют для перемещения богатого углеводородами потока на поверхность земли.
Краткое описание изобретения
Коротко говоря, в соответствии с одним из воплощений изобретения, обеспечено устройство для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина-пласт. Данное устройство включает внутрискважинный барабанный сепаратор, помещенный в системе скважина-пласт и выполненный для получения из скважинного флюида, полученного из эксплуатационной зоны, богатого углеводородами потока и первого водного потока. Устройство включает также электрический погружной насос, размещенный в системе скважина-пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором; при этом электрический погружной насос выполнен для перемещения богатого углеводородами потока на поверхность земли. Устройство дополнительно включает поверхностный сепаратор, расположенный на поверхности земли и функционально присоединенный с целью получения из богатого углеводородами потока нефти и второго водного потока. Устройство включает также гидравлический двигатель, расположенный в системе скважина-пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором; при этом данный гидравлический двигатель выполнен для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора с применением рабочей текучей среды, где рабочая текучая среда включает богатый углеводородами поток или второй водный поток.
В другом воплощении изобретения обеспечен способ извлечения углеводородов из системы скважина-пласт. Способ включает перемещение скважинного флюида из эксплуатационной зоны во внутрискважинный барабанный сепаратор. Способ включает также центробежное разделение скважинного флюида с использованием внутрискважинного барабанного сепаратора с получением богатого углеводородами потока и первого водного потока. Способ дополнительно включает перемещение богатого углеводородами потока на поверхность земли с использованием электрического погружного насоса. Способ включает также разделение богатого углеводородами потока с получением нефти и второго водного потока. Способ включает также функционирование гидравлического двигателя, выполненного для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора с применением второго водного потока или богатого углеводородами потока.
Графические материалы
Эти и другие признаки, аспекты и преимущества данного изобретения станут более понятными при прочтении следующего далее подробного описания, приведенного со ссылкой на сопровождающие чертежи, в которых по всем чертежам одинаковые численные сноски обозначают одни и те же детали.
Фиг. 1 представляет схематичное изображение устройства для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина-пласт в соответствии с одним из воплощений данного изобретения.
Фиг. 2 представляет схематичное изображение устройства для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина-пласт в соответствии с другим воплощением данного изобретения.
Фиг. 3 представляет собой технологическую схему, приводящую стадии способа извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина-пласт в соответствии с воплощением данного изобретения.
Подробное описание изобретения
Воплощения данного изобретения включают устройство и способ для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина-пласт. Устройство включает внутрискважинный барабанный сепаратор, расположенный в системе скважина-пласт и выполненный для получения богатого углеводородами потока и первого водного потока из скважинного флюида, полученного из эксплуатационной зоны. Устройство включает также электрический погружной насос, расположенный в системе скважина-пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором, при этом электрический погружной насос выполнен для перемещения богатого углеводородами потока на поверхность земли. Устройство включает также поверхностный сепаратор, расположенный на поверхности земли и функционально подсоединенный с целью получения из богатого углеводородами потока нефти и второго водного потока. Устройство включает также гидравлический двигатель, расположенный в системе скважина-пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором; при этом гидравлический двигатель выполнен для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора с использованием рабочей текучей среды, где рабочая текучая среда включает богатый углеводородами поток или второй водный поток.
На Фиг. 1 схематически представлено устройство 10 для извлечения богатого углеводородами потока 12 из системы 14 скважина-пласт в соответствии с одним из воплощений данного изобретения. Система 14 скважина-пласт включает ствол 16 скважины, пробуренный в пласте с поверхности 18 земли. Ствол 16 скважины проходит до заданной глубины 20, образуя вертикальную секцию 22. Система 14 скважина-пласт включает также боковую секцию 24, которая соединена с вертикальной секцией 22 посредством соединительной секции 26. Боковая секция 24 выполнена для приема скважинного флюида 28 из эксплуатационной зоны 30. Из скважинного флюида 28 извлекают богатый углеводородами поток 12.
Устройство 10 дополнительно включает внутрискважинный барабанный сепаратор 32, расположенный в системе 14 скважина-пласт. В проиллюстрированном воплощении изобретения внутрискважинный барабанный сепаратор 32 расположен в вертикальной секции 22 системы 14 скважина-пласт. Внутрискважинный барабанный сепаратор 32 выполнен для приема скважинного флюида 28 из эксплуатационной зоны 30 через боковую секцию 24 и получения из скважинного флюида 28 богатого углеводородами потока 12 и первого водного потока 34. В одном из воплощений изобретения внутрискважинный барабанный сепаратор 32 может представлять собой центробежный сепаратор. Внутрискважинный барабанный сепаратор 32 обсуждается более подробно со ссылкой на дальнейшую часть описания.
Устройство 10 дополнительно включает эжекторный насос 36, функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором 32. Эжекторный насос 36 выполнен для перемещения скважинного флюида 28 из боковой секции 24 к внутрискважинному барабанному сепаратору 32. В некоторых воплощениях изобретения для повышения эффективности устройства 10 эжекторный насос 36 можно использовать для повышения давления скважинного флюида 28 перед введением скважинного флюида 28 во внутрискважинный барабанный сепаратор 32.
Устройство 10 дополнительно включает электрический погружной насос (ЭПН), расположенный в системе 14 скважина-пласт. В проиллюстрированном воплощения изобретения ЭПН 38 расположен в вертикальной секции 22 выше внутрискважинного барабанного сепаратора 32. ЭПН 38 функционально связан с внутрискважинным барабанным сепаратором 32 и выполнен для приема из внутрискважинного барабанного сепаратора 32 отделенного богатого углеводородами потока 12. Дополнительно ЭПН 38 предназначен для переноса богатого углеводородами потока 12 к поверхности 18 земли.
Устройство 10 дополнительно включает трубопровод 42 для первого водного потока, который функционально связан с внутрискважинным барабанным сепаратором 32. Трубопровод 42 для первого водного потока выполнен для приема отделенного первого водного потока 34 из внутрискважинного барабанного сепаратора 32 и переноса первого водного потока 34 в подземную зону 40 сброса воды. Кроме того, с трубопроводом 42 для первого водного потока функционально связан бустерный насос 44. Бустерный насос 44 выполнен для увеличения давления первого водного потока 34 при сбросе первого водного потока 34 в подземную зону 40 сброса воды. При повышении давления первого водного потока 34 при его сбросе увеличивается эффективность сброса воды для устройства 10. В некоторых воплощениях изобретения устройство 10 может включать рассредоточенную подземную зону сброса вод (не показано). Рассредоточенная подземная зона сброса вод может включать одну или более боковых секций сброса, которые можно использовать для сброса первого водного потока 34 рассредоточенным образом. В таких воплощениях изобретения бустерный насос 44 выполнен для повышения давления первого водного потока 34 для осуществления принудительного сброса воды в рассредоточенную подземную зону 40 сброса вод по одной или более боковых секций сброса.
Устройство 10 включает также поверхностный сепаратор 46, расположенный на поверхности 18 земли. Поверхностный сепаратор 46 функционально связан с ЭПН 38 и выполнен для приема богатого углеводородами потока 12 из ЭПН 38. Поверхностный сепаратор 46 дополнительно выполнен для получения из богатого углеводородами потока 12 нефти 47 и второго водного потока 50. Полученные из богатого углеводородами потока 12 нефть 47 транспортируют в желаемое место. Кроме того, с поверхностным сепаратором 46 функционально связан трубопровод 52 для второго водного потока. Второй водный поток 50 транспортируют обратно в систему 14 скважина-пласт для сброса посредством трубопровода 52 для второго водного потока.
Устройство 10 включает также гидравлический двигатель 48, расположенный в системе 14 скважина-пласт. В проиллюстрированном воплощении гидравлический двигатель 48 расположен выше внутрискважинного барабанного сепаратора 32. Гидравлический двигатель 48 функционально соединен с внутрискважинным барабанным сепаратором 32 и выполнен для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора 32 с использованием рабочей текучей среды 54. В проиллюстрированном воплощении изобретения рабочая текучая среда 54 включает второй водный поток 50. В таком воплощении изобретения трубопровод 52 для второго водного потока функционально связан с поверхностным сепаратором 46 и гидравлическим двигателем 48. Трубопровод 52 для второго водного потока выполнен для перемещения второго водного потока 50 от поверхностного сепаратора 46 к гидравлическому двигателю 48.
В воплощениях изобретения, в которых внутрискважинный барабанный сепаратор 32 включает центробежный сепаратор, гидравлический двигатель 48 выполнен для приведения во вращение центробежного сепаратора с заданной скоростью с целью разделения скважинного флюида 28 и получения богатого углеводородами потока 12 и первого водного потока 34. При вращении центробежного сепаратора в скважинном флюиде 28 отделяются углеводороды, имеющие более низкую молекулярную массу, от воды и других веществ в виде частиц, имеющих более высокую молекулярную массу. Углеводороды, отделенные от скважинного флюида 28, образуют богатый углеводородами поток 12. Богатый углеводородами поток 12 перемещают в поверхностный сепаратор 46, используя ЭПН 38. В некоторых воплощениях изобретения вместо ЭПН 38 можно использовать штанговый насос. Вода и другие материалы в виде частиц, например, песка, образуют первый водный поток 34, который перемещают в подземную зону 40 сброса воды.
Устройство 10 включает дополнительно первый датчик 56 и второй датчик 58, функционально связанные с выпускным отверстием 60 внутрискважинного барабанного сепаратора 32. Первый датчик 56 выполнен для определения содержания воды в богатом углеводородами потоке 12, транспортируемом в ЭПН 38. Второй датчик 58 выполнен для определения расхода богатого углеводородами потока 12, переносимого в ЭПН 38. В другом воплощении изобретения для определения содержания воды в богатом углеводородами потоке 12 и расхода богатого углеводородами потока 12 можно применять единственный датчик. Устройство 10 дополнительно включает регулирующий клапан 62, расположенный на поверхности 18 земли. В одном из воплощений изобретения регулирующий клапан 62 может представлять собой гидравлически управляемую дроссельную задвижку или электронный регулятор. Регулирующий клапан 62 применяют для регулирования скорости гидравлического двигателя 48 на основании выходного сигнала по меньшей мере одного из первого датчика 56 и второго датчика 58. Регулирующий клапан 62 выполнен для регулирования давления и расхода второго водного потока 50, который применяют для приведения в действие гидравлического двигателя 48. С этой целью выходной сигнал по меньшей мере одного из первого датчика 56 и второго датчика 58 передают на блок обработки (не показан), который генерирует уставки для регулирующего клапана 62 на основе выходного сигнала по меньшей мере одного из первого датчика 56 и второго датчика 58. Уставки из блока обработки передают на регулирующий клапан 62; на основании этого регулирующий клапан 62 регулирует скорость гидравлического двигателя 48. В одном из воплощений изобретения блок обработки может представлять собой пропорционально-интегрально-дифференциальный (ПИД) контроллер, который может быть встроен в регулирующий клапан 62. Кроме того, на основе таких уставок регулирующий клапан 62 может регулировать эффективность разделения внутрискважинного барабанного сепаратора 32. В результате регулирующий клапан 62 можно использовать для регулирования содержания воды в богатом углеводородами потоке 12, что, в свою очередь, позволяет регулирующему клапану 62 поддерживать постоянную нагрузку для ЭПН 38, тем самым, осуществляя регулирование рабочего диапазона ЭПН 38.
Трубопровод 64 для отработанной воды функционально связан с гидравлическим двигателем 48 и трубопроводом 42 для первого потока воды. Трубопровод 64 для отработанной воды применяют для приема второго потока 50 воды из гидравлического двигателя 48 и переноса второго потока 50 воды в трубопровод 42 для первого потока воды. Второй поток 50 воды объединяют с первым потоком 34 воды перед сбросом в подземную зону 40 сброса вод. Для соединения трубопровода 42 для первого потока воды и трубопровода 64 для отработанной воды с впускным отверстием 68 внутрискважинного барабанного сепаратора 32 обеспечен трубопровод 66 для рабочей текучей среды. Кроме того, эжекторный насос 36 соединен с трубопроводом 66 для рабочей текучей среды. В таких воплощениях изобретения ко второму водному потоку 50, перед перемещением второго водного потока 50 в гидравлический двигатель 48, могут быть добавлены различные вещества для улучшения эффективности и снижения эксплуатационных расходов. В одном из примеров перед переносом второго водного потока 50 в гидравлический двигатель 48 ко второму водному потоку 50 могут быть добавлены химикаты, препятствующие образованию отложений. Второй водный поток 50, включающий химикаты, препятствующие образованию отложений, применяют для приведения в действие гидравлического двигателя 48. В дальнейшем, второй водный поток 50 перемещают во внутрискважинный барабанный сепаратор 32 в качестве рабочей текучей среды 70 посредством трубопровода 66 для рабочей текучей среды. Такая конфигурация позволяет очищать внутрискважинный барабанный сепаратор 32 путем уменьшения образования отложений во внутрискважинном барабанном сепараторе 32.
На Фиг. 2 схематично изображено устройство 80 для извлечения богатого углеводородами потока 12 из системы 14 скважина-пласт в соответствии с другим воплощением изобретения. Устройство 80 включает внутрискважинный барабанный сепаратор 32, выполненный для приема скважинного флюида 28 из эксплуатационной зоны 30 через боковую секцию 24 и разделения скважинного флюида 28 с получением богатого углеводородами потока 12 и первого водного потока 34. Внутрискважинный барабанный сепаратор 32 передает богатый углеводородами поток 12 на ЭПН 38, функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором 32. Устройство 80 также включает гидравлический двигатель 48, расположенный в системе 14 скважина-пласт. Гидравлический двигатель 48 функционально связан с внутрискважинным барабанным сепаратором 32. Устройство 80 включает трубопровод 84 для отводимого потока, функционально связанный с ЭПН 38 и гидравлическим двигателем 38. Трубопровод 84 для отводимого потока выполнен для получения части 85 богатого углеводородами потока 12, перемещаемой от внутрискважинного барабанного сепаратора 32 к ЭПН 32. В таких воплощениях изобретения часть 85 богатого углеводородами потока 12 используют в качестве рабочей текучей среды 82, для приведения в действие гидравлического двигателя 48. Гидравлический двигатель 48 приводит в действие с заданной скоростью внутрискважинный барабанный сепаратор 32 для получения богатого углеводородами потока 12 и первого водного потока 34.
Устройство 80 дополнительно включает регулирующий клапан 62, выполненный для регулирования скорости гидравлического двигателя 48 на основе данных, полученных по меньшей мере от одного из первого датчика 56 и второго датчика 58. Регулирующий клапан 62 выполнен для регулирования давления и расхода рабочей текучей среды 82 (то есть части 85 богатого углеводородами потока 12).
Трубопровод 88 для отработанной углеводородной текучей среды функционально связан с гидравлическим двигателем 48 и входом 68 внутрискважинного барабанного сепаратора 32. Эжекторный насос 36, расположенный на входе 68 внутрискважинного барабанного сепаратора 32, соединен с трубопроводом 88 для отработанной углеводородной текучей среды. Трубопровод 88 для отработанной углеводородной текучей среды выполнен для переноса отработанной углеводородной текучей среды 86 из гидравлического двигателя 48 к внутрискважинному барабанному сепаратору 32, где перед разделением отработанную углеводородную текучую среду 86 смешивают со скважинным флюидом 28.
Как обсуждалось ранее в данном описании, внутрискважинный барабанный сепаратор 32 выполнен для получения богатого углеводородами потока 12, который переносят в ЭПН 38. ЭПН 38 передает часть 87 богатого углеводородами потока 12 к поверхностному сепаратору 46. Поверхностный сепаратор 46 выполнен для получения из богатого углеводородами потока 12 нефти 47 и второго водного потока 50. Нефть 47, полученная из богатого углеводородами потока 12, перемещают в желаемое место. Кроме того, трубопровод 90 для второго водного потока функционально связан с поверхностным сепаратором 46. Второй водный поток 50 возвращают в систему 14 скважина-пласт для сброса с помощью трубопровода 90 для второго водного потока.
Трубопровод 90 для второго водного потока функционально связан с трубопроводом 42 для первого водного потока. Трубопровод 90 для второго водного потока применяют для переноса второго водного потока 50 к трубопроводу 42 для первого водного потока, где второй водный поток 50 объединяют с первым водным потоком 34 перед размещением в подземной зоне 40 для размещения воды. В проиллюстрированном воплощении изобретения обеспечен трубопровод 66 для рабочей текучей среды для соединения эжекторного насоса 36, расположенного на входе 68 внутрискважинного барабанного сепаратора 32, с трубопроводом 42 для первого водного потока. В таких воплощениях перед перемещением второго водного потока 50 к трубопроводу 42 для первого водного потока, ко второму водному потоку 42 можно добавить различные вещества для улучшения эффективности и снижения эксплуатационных расходов. В одном из примеров перед перемещением второго водного потока 50 к трубопроводу 42 для первого водного потока, ко второму водному потоку 42 можно добавить химикаты, препятствующие образованию отложений. Второй водный поток 50, включающий химикаты, препятствующие образованию отложений, подают, в качестве рабочей текучей среды 70, во внутрискважинный барабанный сепаратор 32, по трубопроводу 66 для рабочей текучей среды. Такая конфигурация позволяет очищать внутрискважинный барабанный сепаратор 32 путем снижения образования отложений во внутрискважинном барабанном сепараторе 32.
На Фиг. 3 представлена технологическая схема, показывающая стадии, участвующие в способе 100 извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина-пласт, в соответствии с одним из воплощений данного изобретения. Способ 100 включает введение скважинного флюида из эксплуатационной зоны во внутрискважинный барабанный сепаратор, на стадии 102. Способ 100 включает также центробежное разделение скважинного флюида с целью получения богатого углеводородами потока и первого водного потока с применением внутрискважинного барабанного сепаратора, на стадии 104. Способ 100 дополнительно включает перемещение богатого углеводородами потока на поверхность земли с применением ЭПН, на стадии 106. Способ 100 включает также разделение богатого углеводородами потока с получением нефти и второго водного потока, на стадии 108. Способ 100 дополнительно включает функционирование гидравлического двигателя, который выполнен для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора с использованием второго водного потока или богатого углеводородами потока, на стадии 110. В воплощениях изобретения, где для функционирования гидравлического двигателя используют второй водный поток, полученную из гидравлического двигателя отработанную воду объединяют с первым водным потоком перед сбросом в систему скважина-пласт. В другом воплощении изобретения часть второго водного потока можно использовать в качестве рабочей текучей среды для осуществления дополнительных функций в устройстве. В конкретном воплощении часть второго водного потока можно использовать для снижения образования отложений во внутрискважинном барабанном сепараторе путем добавления во второй водный поток препятствующего образованию отложений химиката.
Кроме того, в воплощениях изобретения, использующих богатый углеводородами поток для функционирования гидравлического двигателя, богатый углеводородами поток получают из ЭПН в виде отведенного из ЭПН потока; при этом часть богатого углеводородами потока используют для функционирования гидравлического двигателя. В таких воплощениях отработанную углеводородную текучую среду, полученную из гидравлического двигателя, перемещают во внутрискважинный барабанный сепаратор и объединяют со скважинным флюидом перед стадией разделения скважинного флюида.
В некоторых воплощениях изобретения данный способ дополнительно включает определение содержания воды в богатом углеводородами потоке, подаваемом в ЭПН, с применением первого датчика. Расход богатого углеводородами потока определяют с применением второго датчика. Кроме того, на основе данных, полученных, по меньшей мере, от одного из первого датчика и второго датчика, регулируют скорость гидравлического двигателя, с целью регулирования эффективности разделения во внутрискважинном барабанном сепараторе.
Воплощения данного изобретения позволяют пользователю регулировать скорость гидравлического двигателя в устройстве для извлечения богатого углеводородами потока. В результате пользователь может регулировать эффективность разделения во внутрискважинном барабанном сепараторе, приводимом в действие гидравлическим двигателем. Кроме того, устройство работает как система с замкнутым контуром для извлечения из пласта богатого углеводородами потока, и, таким образом, это позволяет проводить сброс воды в той же самой скважине для снижения транспортных расходов на сброс воды. Кроме того, такое устройство с замкнутым контуром позволяет проводить рассредоточенный сброс воды, отделенной от скважинного флюида, что приводит к минимальному риску сейсмической активности. Более того, применение водного потока или богатого углеводородами потока для приведения в действие гидравлического двигателя облегчает снижение затрат на энергопотребление.
Следует понимать, что специалисту понятна возможность взаимной замены различных отличительных особенностей из различных примеров воплощения, и что различные описанные отличительные особенности, так же как другие известные эквиваленты для каждого отличительного признака обычный специалист может смешивать и объединять для создания дополнительных устройств и технологий в соответствии с принципами данного патентного описания. Таким образом, следует понимать, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и изменения, как находящиеся в пределах истинной сущности и объема данного изобретения.
Хотя в данном патентном описании проиллюстрированы и описаны только некоторые отличительные признаки данного изобретения, специалисты могут придумать многие другие модификации и изменения. Таким образом, следует понимать, что прилагаемая формула изобретения охватывает все такие модификации и изменения, как находящиеся в пределах истинной сущности данного изобретения.
Claims (27)
1. Устройство для извлечения богатого углеводородами потока из системы скважина - пласт, содержащее:
внутрискважинный барабанный сепаратор, расположенный в системе скважина - пласт и выполненный для получения из скважинного флюида, полученного из эксплуатационной зоны, богатого углеводородами потока и первого водного потока;
электрический погружной насос, расположенный в системе скважина - пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором, где электрический погружной насос выполнен для перемещения богатого углеводородами потока на поверхность земли;
поверхностный сепаратор, расположенный на поверхности земли и функционально связанный с электрическим погружным насосом, где поверхностный сепаратор выполнен для получения из богатого углеводородами потока нефти и второго водного потока, и
гидравлический двигатель, размещенный в системе скважина - пласт и функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором, где гидравлический двигатель выполнен для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора с использованием рабочей текучей среды, и где рабочая текучая среда включает богатый углеводородами поток или второй водный поток.
2. Устройство по п. 1, в котором внутрискважинный барабанный сепаратор включает центробежный сепаратор.
3. Устройство по п. 1, дополнительно включающее трубопровод для первого водного потока, соединенный с внутрискважинным барабанным сепаратором, при этом трубопровод для первого водного потока используют для сброса первого водного потока в систему скважина - пласт.
4. Устройство по п. 3, дополнительно включающее бустерный насос, функционально связанный с трубопроводом для первого водного потока, для повышения давления первого водного потока при сбросе первого водного потока в систему скважина - пласт.
5. Устройство по п. 3, дополнительно включающее трубопровод для второго водного потока, соединенный с поверхностным сепаратором и гидравлическим двигателем, при этом трубопровод для второго водного потока выполнен для переноса второго водного потока от поверхностного сепаратора к гидравлическому двигателю для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора.
6. Устройство по п. 5, дополнительно включающее трубопровод для отработанной воды, соединенный с гидравлическим двигателем и трубопроводом для первого водного потока, при этом трубопровод для отработанной воды используют для объединения отработанной воды, полученной из гидравлического двигателя, с первым водным потоком для сброса в систему скважина - пласт.
7. Устройство по п. 1, дополнительно включающее трубопровод для отведенного потока, соединенный с электрическим погружным насосом и гидравлическим двигателем, при этом трубопровод для отведенного потока используют для перемещения богатого углеводородами потока от электрического погружного насоса к гидравлическому двигателю для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора.
8. Устройство по п. 7, дополнительно включающее трубопровод для отработанной углеводородной текучей среды, соединенный с гидравлическим двигателем и входом внутрискважинного барабанного сепаратора, при этом трубопровод для отработанной углеводородной текучей среды используют для перемещения отработанной углеводородной текучей среды, полученной из гидравлического двигателя, к внутрискважинному барабанному сепаратору.
9. Устройство по п. 1, дополнительно включающее эжекторный насос, функционально связанный с внутрискважинным барабанным сепаратором, при этом эжекторный насос выполнен для перемещения скважинного флюида к внутрискважинному барабанному сепаратору.
10. Устройство по п. 1, дополнительно включающее первый датчик, функционально связанный с выходом внутрискважинного барабанного сепаратора, при этом первый датчик выполнен для определения содержания воды в богатом углеводородами потоке.
11. Устройство по п. 10, дополнительно включающее второй датчик, функционально связанный с выходом внутрискважинного барабанного сепаратора, при этом второй датчик выполнен для определения расхода богатого углеводородами потока.
12. Устройство по п. 11, дополнительно включающее регулирующий клапан, расположенный на поверхности земли, при этом регулирующий клапан выполнен для регулирования скорости гидравлического двигателя на основе данных, полученных по меньшей мере от одного из первого датчика и второго датчика.
13. Способ извлечения углеводородов из системы скважина - пласт, включающий:
перемещение скважинного флюида из эксплуатационной зоны к внутрискважинному барабанному сепаратору;
центробежное разделение скважинного флюида с использованием внутрискважинного барабанного сепаратора с получением богатого углеводородами потока и первого водного потока;
перенос богатого углеводородами потока к поверхности земли с использованием электрического погружного насоса;
разделение богатого углеводородами потока с получением нефти и второго водного потока и
функционирование гидравлического двигателя, выполненного для приведения в действие внутрискважинного барабанного сепаратора, с использованием второго водного потока или богатого углеводородами потока.
14. Способ по п. 13, дополнительно включающий определение содержания воды в богатом углеводородами потоке с применением первого датчика.
15. Способ по п. 14, дополнительно включающий определение расхода богатого углеводородами потока с применением второго датчика.
16. Способ по п. 15, дополнительно включающий регулирование скорости гидравлического двигателя на основе выходного сигнала, полученного по меньшей мере от одного из первого датчика и второго датчика, для регулирования эффективности разделения внутрискважинного барабанного сепаратора.
17. Способ по п. 13, в котором функционирование гидравлического двигателя включает объединение отработанной воды, полученной из гидравлического двигателя, с первым водным потоком перед сбросом в систему скважина - пласт, если для функционирования гидравлического двигателя используют второй водный поток.
18. Способ по п. 13, в котором функционирование гидравлического двигателя включает перенос отработанной углеводородной текучей среды, полученной из гидравлического двигателя, к внутрискважинному барабанному сепаратору и объединение отработанной углеводородной текучей среды со скважинным флюидом перед разделением скважинного флюида, если для функционирования гидравлического двигателя используют богатый углеводородами поток.
Applications Claiming Priority (5)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US201562195814P | 2015-07-23 | 2015-07-23 | |
| US62/195,814 | 2015-07-23 | ||
| US14/975,915 | 2015-12-21 | ||
| US14/975,915 US10077646B2 (en) | 2015-07-23 | 2015-12-21 | Closed loop hydrocarbon extraction system and a method for operating the same |
| PCT/US2016/038284 WO2017014881A1 (en) | 2015-07-23 | 2016-06-20 | A closed loop hydrocarbon extraction system and a method for operating the same |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2714163C1 true RU2714163C1 (ru) | 2020-02-12 |
Family
ID=56322310
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018105726A RU2714163C1 (ru) | 2015-07-23 | 2016-06-20 | Устройство с замкнутым контуром для извлечения углеводородов и способ функционирования |
Country Status (7)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US10077646B2 (ru) |
| EP (1) | EP3325762B1 (ru) |
| AU (1) | AU2016296232A1 (ru) |
| CO (1) | CO2018001645A2 (ru) |
| DK (1) | DK3325762T3 (ru) |
| RU (1) | RU2714163C1 (ru) |
| WO (1) | WO2017014881A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109252853B (zh) * | 2017-07-12 | 2021-07-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种井下油水分离同井注采***及方法 |
| US11692427B2 (en) * | 2021-06-17 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Systems and methods for processing downhole fluids |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6082452A (en) * | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
| US6457522B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Clean water injection system |
| RU125622U1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-03-10 | Олег Марсович Гарипов | Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова (варианты) |
| RU2492320C1 (ru) * | 2012-03-12 | 2013-09-10 | Марат Давлетович Валеев | Установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт |
| WO2014058426A1 (en) * | 2012-10-11 | 2014-04-17 | Fmc Technologies Inc. | System for operating a hydraulically powered submersible pump |
Family Cites Families (49)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4296810A (en) | 1980-08-01 | 1981-10-27 | Price Ernest H | Method of producing oil from a formation fluid containing both oil and water |
| US4913630A (en) | 1988-11-22 | 1990-04-03 | Shell Western E&P Inc. | Method and apparatus for high-efficiency gas separation upstream of a submersible pump |
| WO1990013318A1 (en) | 1989-05-05 | 1990-11-15 | Baxter International Inc. | Method and apparatus for making sterile connections between fluid conduit tubes |
| DE4240103A1 (de) | 1992-05-26 | 1993-12-02 | Behringwerke Ag | Verfahren zur Inaktivierung von Viren in Präparationen von Proteinen |
| US5318122A (en) | 1992-08-07 | 1994-06-07 | Baker Hughes, Inc. | Method and apparatus for sealing the juncture between a vertical well and one or more horizontal wells using deformable sealing means |
| US5423387A (en) | 1993-06-23 | 1995-06-13 | Baker Hughes, Inc. | Method for sidetracking below reduced-diameter tubulars |
| US5456837A (en) | 1994-04-13 | 1995-10-10 | Centre For Frontier Engineering Research Institute | Multiple cyclone apparatus for downhole cyclone oil/water separation |
| US5996690A (en) * | 1995-06-06 | 1999-12-07 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for controlling and monitoring a downhole oil/water separator |
| US5697445A (en) | 1995-09-27 | 1997-12-16 | Natural Reserves Group, Inc. | Method and apparatus for selective horizontal well re-entry using retrievable diverter oriented by logging means |
| US6080312A (en) | 1996-03-11 | 2000-06-27 | Baker Hughes Limited | Downhole cyclonic separator assembly |
| US5730871A (en) | 1996-06-03 | 1998-03-24 | Camco International, Inc. | Downhole fluid separation system |
| US6033567A (en) | 1996-06-03 | 2000-03-07 | Camco International, Inc. | Downhole fluid separation system incorporating a drive-through separator and method for separating wellbore fluids |
| US5862863A (en) | 1996-08-26 | 1999-01-26 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| AU7002798A (en) | 1996-11-07 | 1998-05-29 | Baker Hughes Limited | Fluid separation and reinjection systems for oil wells |
| CA2197377C (en) | 1997-02-12 | 2006-01-31 | Horst Simons | Method and apparatus for hydrocarbon production and water disposal |
| AU6324698A (en) | 1997-02-13 | 1998-09-08 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for downhole fluid separation and control of water production |
| US6015011A (en) | 1997-06-30 | 2000-01-18 | Hunter; Clifford Wayne | Downhole hydrocarbon separator and method |
| US5857519A (en) | 1997-07-31 | 1999-01-12 | Texaco Inc | Downhole disposal of well produced water using pressurized gas |
| US6070667A (en) | 1998-02-05 | 2000-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Lateral wellbore connection |
| US6039116A (en) | 1998-05-05 | 2000-03-21 | Atlantic Richfield Company | Oil and gas production with periodic gas injection |
| US6135208A (en) | 1998-05-28 | 2000-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable wellbore junction |
| US6173774B1 (en) | 1998-07-23 | 2001-01-16 | Baker Hughes Incorporated | Inter-tandem pump intake |
| CA2247838C (en) | 1998-09-25 | 2007-09-18 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole oil/water separation system with solids separation |
| US6374918B2 (en) | 1999-05-14 | 2002-04-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | In-tubing wellbore sidetracking operations |
| US6209641B1 (en) * | 1999-10-29 | 2001-04-03 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for producing fluids while injecting gas through the same wellbore |
| US6336504B1 (en) | 2000-03-03 | 2002-01-08 | Pancanadian Petroleum Limited | Downhole separation and injection of produced water in naturally flowing or gas-lifted hydrocarbon wells |
| NO313767B1 (no) * | 2000-03-20 | 2002-11-25 | Kvaerner Oilfield Prod As | Fremgangsmåte for å oppnå samtidig tilförsel av drivfluid til flere undersjöiske brönner og undersjöisk petroleums-produksjons-arrangement for samtidig produksjon av hydrokarboner fra flereundersjöiske brönner og tilförsel av drivfluid til de s |
| GB0011928D0 (en) | 2000-05-17 | 2000-07-05 | Kellogg Brown & Root Inc | Separation method and apparatus for stream containing multi-phase liquid mixture and entrained particles |
| US6547003B1 (en) | 2000-06-14 | 2003-04-15 | Wood Group Esp, Inc. | Downhole rotary water separation system |
| US6845821B2 (en) | 2000-07-06 | 2005-01-25 | Shell Oil Company | Apparatus and method for downhole fluid separation |
| US20020189807A1 (en) | 2001-06-19 | 2002-12-19 | Chevron U.S.A. Inc. A Corporation Of Pennsylvania | Method and system for oil and water separation utilizing a hydrostatic pressure head for disposal of water |
| US6837610B2 (en) | 2002-09-27 | 2005-01-04 | Ilc Dover Lpp | Bioprocess container, bioprocess container mixing device and method of use thereof |
| GB2396169B (en) | 2002-12-12 | 2005-03-16 | Schlumberger Holdings | Downhole separation of oil and water |
| DE10312765A1 (de) | 2003-03-21 | 2004-09-30 | Bayer Technology Services Gmbh | Vorrichtung und Verfahren zur Sterilisation flüssiger Medien mittels UV-Bestrahlung und Kurzzeiterhitzung |
| US20050087336A1 (en) | 2003-10-24 | 2005-04-28 | Surjaatmadja Jim B. | Orbital downhole separator |
| MXPA06014099A (es) | 2004-06-04 | 2007-05-09 | Xcellerex Inc | Sistemas biorreactores desechables y metodos. |
| US7462274B2 (en) | 2004-07-01 | 2008-12-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid separator with smart surface |
| US7814976B2 (en) | 2007-08-30 | 2010-10-19 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control device and method for a downhole oil-water separator |
| EA019510B1 (ru) | 2008-06-16 | 2014-04-30 | Бп Эксплорейшн Оперейтинг Компани Лимитед | Способ и устройство для конфигурирования системы добычи нефти и(или) газа |
| US8176979B2 (en) | 2008-12-11 | 2012-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Injection well surveillance system |
| CA2665035C (en) | 2009-04-30 | 2017-02-28 | Norman J. Mcallister | A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water |
| US8505627B2 (en) | 2009-10-05 | 2013-08-13 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole separation and reinjection |
| US8261821B2 (en) | 2009-12-17 | 2012-09-11 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole multi-parallel hydrocyclone separator |
| WO2012005889A1 (en) | 2010-06-30 | 2012-01-12 | Schlumberger Canada Limited | Downhole oil-water-solids separation |
| CN202417467U (zh) | 2012-01-11 | 2012-09-05 | 常会军 | 井下液砂分离器 |
| EP2898059A1 (de) | 2012-09-18 | 2015-07-29 | Bayer Technology Services GmbH | Einweg-flaschenreaktortank |
| US20170022761A1 (en) | 2015-07-23 | 2017-01-26 | General Electric Company | Hydrocarbon extraction well and a method of construction thereof |
| US10323494B2 (en) | 2015-07-23 | 2019-06-18 | General Electric Company | Hydrocarbon production system and an associated method thereof |
| US10047596B2 (en) | 2015-07-23 | 2018-08-14 | General Electric Company | System and method for disposal of water produced from a plurality of wells of a well-pad |
-
2015
- 2015-12-21 US US14/975,915 patent/US10077646B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2016
- 2016-06-20 EP EP16734526.3A patent/EP3325762B1/en active Active
- 2016-06-20 DK DK16734526.3T patent/DK3325762T3/da active
- 2016-06-20 AU AU2016296232A patent/AU2016296232A1/en not_active Abandoned
- 2016-06-20 WO PCT/US2016/038284 patent/WO2017014881A1/en active Application Filing
- 2016-06-20 RU RU2018105726A patent/RU2714163C1/ru active
-
2018
- 2018-02-20 CO CONC2018/0001645A patent/CO2018001645A2/es unknown
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6082452A (en) * | 1996-09-27 | 2000-07-04 | Baker Hughes, Ltd. | Oil separation and pumping systems |
| US6457522B1 (en) * | 2000-06-14 | 2002-10-01 | Wood Group Esp, Inc. | Clean water injection system |
| RU2492320C1 (ru) * | 2012-03-12 | 2013-09-10 | Марат Давлетович Валеев | Установка электроцентробежного насоса для добычи нефти и закачки воды в пласт |
| RU125622U1 (ru) * | 2012-10-04 | 2013-03-10 | Олег Марсович Гарипов | Установка для добычи нефти с одновременно-раздельной утилизацией пластовой воды гарипова (варианты) |
| WO2014058426A1 (en) * | 2012-10-11 | 2014-04-17 | Fmc Technologies Inc. | System for operating a hydraulically powered submersible pump |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2016296232A1 (en) | 2018-03-08 |
| EP3325762B1 (en) | 2019-12-04 |
| US10077646B2 (en) | 2018-09-18 |
| DK3325762T3 (da) | 2020-03-02 |
| CO2018001645A2 (es) | 2018-05-21 |
| EP3325762A1 (en) | 2018-05-30 |
| US20170022795A1 (en) | 2017-01-26 |
| WO2017014881A1 (en) | 2017-01-26 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2713009C2 (ru) | Система и способ утилизации попутной воды из скважин кустовой площадки | |
| CA2665035C (en) | A method and apparatus for separating downhole oil and water and reinjecting separated water | |
| US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
| EP3325765B1 (en) | A hydrocarbon production system and an associated method thereof | |
| US10934829B2 (en) | Systems, apparatuses, and methods for downhole water separation | |
| US20140332219A1 (en) | Intrawell Fluid Injection System and Method | |
| RU2714163C1 (ru) | Устройство с замкнутым контуром для извлечения углеводородов и способ функционирования | |
| WO1999015755A2 (en) | Dual injection and lifting system | |
| CA2725348A1 (en) | Two-stage downhole oil-water separation | |
| RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
| US11913322B1 (en) | Method and system for maximum oil recovery in a multi-purpose well | |
| Wilson | Debottlenecking Through Produced-Water Partial Processing Unlocks Production | |
| Olson | Adding Multiphase Pumps To Gathering Systems Optimizes Artificial Lift | |
| RU2424968C1 (ru) | Способ извлечения отходов из подземных камер | |
| Li et al. | Hydraulic System Designing of ESP Downhole Gas Water Separation System | |
| WO2014182290A1 (en) | Intrawell fluid injection system and method |