RU2751026C1 - Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump - Google Patents
Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2751026C1 RU2751026C1 RU2020134706A RU2020134706A RU2751026C1 RU 2751026 C1 RU2751026 C1 RU 2751026C1 RU 2020134706 A RU2020134706 A RU 2020134706A RU 2020134706 A RU2020134706 A RU 2020134706A RU 2751026 C1 RU2751026 C1 RU 2751026C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- oil
- electric centrifugal
- tubing string
- gas
- Prior art date
Links
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 10
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 10
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 6
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 5
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000002569 water oil cream Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 1
- 238000013517 stratification Methods 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (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)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Заявляемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для использования на малодебитных скважинах, эксплуатируемых электроцентробежными насосами (ЭЦН) в периодическом режиме для повышения эффективности эксплуатации.The claimed invention relates to the oil industry and is intended for use in marginal wells operated by electric centrifugal pumps (ESP) in a periodic mode to improve the efficiency of operation.
По стандартам большинства нефтяных компаний между колонной лифтовых труб (насосно-компрессорных труб) и электроцентробежным насосом необходимо устанавливать обратный клапан. Обратный клапан предназначен для исключения стекания, то есть движения вниз скважинной жидкости через насос в зону межтрубного пространства и ниже насоса.Most oil company standards require a check valve to be installed between the tubing string (tubing) and the electric submersible pump. The check valve is designed to prevent runoff, that is, downward movement of the well fluid through the pump into the annular space and below the pump.
Расположение обратного клапана над ЭЦН приведена на стр. 670 (позиция 10 на рис. 9.25) книги Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти: Учебное пособие для вузов. - 2-е изд., испр. - М.Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2007. - 826 с.The location of the check valve above the ESP is given on page 670 (position 10 in Fig. 9.25) of the book by I.T. Downhole Oil Production: A Textbook for Universities. - 2nd ed., Rev. - M. Izd-vo "Oil and Gas" Russian State University of Oil and Gas named after THEM. Gubkina, 2007 .-- 826 p.
Определенная часть фонда малодебитных нефтедобывающих скважин в районах Сибири и Севера страны обслуживаются электроцентробежными насосами с малым и средним расходом по жидкости в периодическом режиме времени, так как приток пластовой жидкости в скважину остается ниже минимально допустимой производительности насоса. Часть времени суток происходит приток и накопление пластовой жидкости и газа в скважине, а в оставшееся время суток насос откачивает скважинную продукцию по колонне НКТ в систему нефтесбора.A certain part of the stock of marginal oil producing wells in the regions of Siberia and the North of the country are serviced by electric centrifugal pumps with low and medium fluid flow rates in a periodic mode, since the inflow of formation fluid into the well remains below the minimum permissible pump capacity. Part of the time of the day there is an inflow and accumulation of formation fluid and gas in the well, and during the rest of the day, the pump pumps out the well product through the tubing string into the oil gathering system.
В период откачки скважинной продукции водонефтяная эмульсия по своему составу (содержание нефти, газа и воды) по длине колонны НКТ не меняется, несмотря на снижение давления и выделение из нефти попутного нефтяного газа (ПНГ). От насоса до глубины колонны НКТ с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, плотность, и массовый расход пластовой продукции остаются неизменными. Выше этой глубины из нефти начинает выделяться ПНГ, имеющий значительно меньшую плотность, чем нефть и вода. В связи с этим растут скорости движения нефти и воды для того, чтобы массовый расход флюидов по колонне труб оставался постоянной величиной.During the period of pumping out well products, the oil-water emulsion in its composition (oil, gas and water content) along the tubing string does not change, despite the pressure drop and associated petroleum gas (APG) release from the oil. From the pump to the depth of the tubing string with a pressure equal to the saturation pressure of oil with gas, the density and mass flow rate of the formation product remain unchanged. Above this depth, APG, which has a significantly lower density than oil and water, begins to emerge from the oil. In this regard, the speed of movement of oil and water increases so that the mass flow rate of fluids through the pipe string remains constant.
В период накопления пластовой жидкости и газа в скважине электроцентробежный насос простаивает, а газожидкостной состав (ГЖС) в колонне НКТ под действием силы всемирного тяготения перераспределяется по плотности флюидов. Относительно легкие нефть и газ поднимаются наверх, а тяжелые глобулы пластовой воды седиментируют в нижнюю часть колонны и, сливаясь, образуют свободную воду. Таким образом, под действием гравитационной силы ранее почти равномерно распределенная по массе скважинная продукция в колонне НКТ трансформируется - в нижней части колонны накапливается основная масса, а в верхней части - меньшая часть массы газожидкостного состава. Условно можно сказать, что центр тяжести ГЖС смещается на несколько десятков и даже сотен метров вниз. Это значит то, что часть полезной работы насоса по поднятию ГЖС вверх пропадает.During the period of accumulation of reservoir fluid and gas in the well, the electric centrifugal pump is idle, and the gas-liquid composition (GLC) in the tubing string is redistributed according to the density of fluids under the influence of gravity. Relatively light oil and gas rise upward, and heavy globules of formation water sediment in the lower part of the column and, merging, form free water. Thus, under the action of the gravitational force, the previously almost uniformly distributed well production in the tubing string is transformed - in the lower part of the string, the main mass accumulates, and in the upper part, a smaller part of the mass of the gas-liquid composition. Conditionally, we can say that the center of gravity of the GZHM is shifted by several tens and even hundreds of meters down. This means that part of the useful work of the pump to raise the LHM upwards is lost.
Известно глубинное оборудование скважины с ЭЦН по патенту РФ на полезную модель №152084 (опубл. 2015.05.10) «Обратный клапан установки электроцентробежного насоса», который обеспечивает эффективную работу насоса и колонны лифтовых труб в условиях повышенного содержания в скважинной продукции газа, песка и агрессивных компонентов. Данное оборудование скважины содержит над насосом лишь один обратный клапан и не решает описанную проблему эксплуатации периодически работающих скважин, оборудованных ЭЦН.Known downhole equipment with ESP under the RF patent for utility model No. 152084 (publ. 2015.05.10) "Check valve for the installation of an electric centrifugal pump", which ensures the efficient operation of the pump and the tubing string in conditions of increased content of gas, sand and aggressive components. This well equipment contains only one check valve above the pump and does not solve the described problem of operating periodically operating wells equipped with an ESP.
Технической задачей заявляемого изобретения является совершенствование колонны насосно-компрессорных труб нефтедобывающей скважины с ЭЦН для того, чтобы центр тяжести газожидкостного состава в колонне труб смещался вниз на минимальную величину после остановки скважины, чтобы сохранить ту полезную работу и потенциальную энергию, которая была ранее совершена (достигнута) насосом в период ее работы. Это позволяет повысить эффективность работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме.The technical objective of the claimed invention is to improve the tubing string of an oil production well with an ESP so that the center of gravity of the gas-liquid composition in the tubing string shifts downward by a minimum amount after the well is shut down in order to maintain the useful work and potential energy that was previously performed (achieved ) pump during its operation. This improves the efficiency of the electric centrifugal pump operating in intermittent mode.
Поставленная задача решается тем, что колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса, содержащая насосно-компрессорные трубы от насоса до устья скважины и обратный клапан над насосом, согласно изобретению скомплектована так, что колонна труб содержит несколько обратных клапанов, установленных от насоса до устья скважины, причем клапаны установлены равномерно и с большей частотой на участке от насоса до глубины Ннас с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, чем на участке колонны труб от этой глубины Ннас до устья скважины.The problem is solved by the fact that the tubing string for a borehole electric centrifugal pump, containing tubing from the pump to the wellhead and a check valve above the pump, according to the invention is assembled so that the tubing string contains several check valves installed from the pump to the wellhead, and the valves are installed evenly and with greater frequency in the section from the pump to the depth H us with a pressure equal to the saturation pressure of oil with gas than in the section of the pipe string from this depth H us to the wellhead.
Таким образом, на единице длины колонны труб на участке от насоса до глубины Ннас расположено большее количество обратных клапанов, чем на участке колонны труб от этой глубины Ннас до устья скважины.Thus, per unit length of the pipe string in the section from the pump to the depth H us, there are more check valves than in the section of the pipe string from this depth H us to the wellhead.
Клапаны служат для исключения стекания в сторону насоса значительного количества попутно добываемой пластовой воды после остановки ЭЦН благодаря действию силы гравитации. Выше глубины Ннас колонны НКТ из нефти выделяется попутный нефтяной газ, который занимает определенный объем в колонне труб, не имея значительной массы ввиду малой плотности даже при значительном давлении в колонне лифтовых труб. Пространство для нефти и воды в колонне труб снижается, поэтому и их влияние на этом участке колонны труб на смещение центра тяжести скважиной продукции при остановке скважины также снижается. В связи с этим по изобретению предложено неравномерное расположение обратных клапанов по длине колонны труб.The valves are used to prevent a significant amount of produced formation water from flowing towards the pump after stopping the ESP due to the action of gravity. Above us the depth H of the tubing string is released the oil associated gas, which occupies a certain volume in the pipe string, without having a significant weight in view of low density even under considerable pressure in the tubing string. The space for oil and water in the pipe string is reduced, therefore, their influence in this section of the pipe string on the displacement of the center of gravity of the production well when the well is stopped is also reduced. In this regard, the invention proposes an uneven arrangement of check valves along the length of the pipe string.
Обратные клапаны, равномерно установленные по длине обоих рассмотренных участков, будут выполнять свою штатную функцию - исключать движение ГЖС вниз, а именно - наиболее ее тяжелую часть - пластовую воду. Повышение эффективности работы электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме, достигается благодаря сохранению центра тяжести скважинной продукции в колонне НКТ после остановки насоса благодаря отсутствию стекания значительного количества пластовой воды в нижнюю часть колонны труб.Check valves, evenly installed along the length of both considered sections, will perform their regular function - to exclude the downward movement of the HWM, namely, its heaviest part - formation water. Improving the efficiency of the electric centrifugal pump operating in a periodic mode is achieved due to the preservation of the center of gravity of the well product in the tubing string after the pump is stopped due to the absence of a significant amount of produced water flowing into the lower part of the tubing string.
Схема заявленной колонны лифтовых труб приведена на фигуре, где условно обозначены позициями: 1- обсадная колонна, 2- колонна лифтовых (насосно-компрессорных труб), 3- электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4- обратные клапаны по длине колонны НКТ, 5- зона с давлением, равным давлению насыщения нефти газом, 6 - динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве скважины.The diagram of the declared tubing string is shown in the figure, where they are conventionally designated by the positions: 1- casing, 2- tubing string (tubing), 3- electric centrifugal pump with a submersible electric motor, 4- check valves along the length of the tubing string, 5- zone with a pressure equal to the saturation pressure of oil with gas, 6 is the dynamic level of the liquid in the annulus of the well.
Подземное оборудование малодебитной скважины эксплуатируется в периодическом режиме с помощью заявленной колонны лифтовых труб следующим образом.Underground equipment of a marginal well is operated in a periodic mode using the declared tubing string as follows.
1. В первый период откачки газожидкостного состава из скважины и пласта электроцентробежный насос 3 работает в обычном режиме, нефть, газ и пластовая вода под действием создаваемого насосом давления движутся по колонне 2 НКТ, проходят равномерно установленные обратные клапаны.1. In the first period of pumping out the gas-liquid composition from the well and the formation, the electric centrifugal pump 3 operates as usual, oil, gas and formation water under the action of the pressure created by the pump move along the
2. В период накопления пластовой продукции в скважине газожидкостной состав над каждым обратным клапаном 4 остается без движения вниз с сохранением своей массы. Движение наиболее плотного флюида (пластовая вода) будет возможно только между отсеченными клапанами участками колонны 2 лифтовых труб. Таким образом, исключается накопление значительной массы свободной воды над электроцентробежным насосом 3 как при традиционной конструкции колонны лифтовых труб.2. During the period of accumulation of formation production in the well, the gas-liquid composition above each
3. При втором и последующих пусках скважины в эксплуатацию насос будет лифтировать на устье скважины чередующиеся слои воды, нефти и свободного газа.3. During the second and subsequent start-ups of the well, the pump will lift alternating layers of water, oil and free gas to the wellhead.
Несомненно, что равномерное распределение наиболее плотной фазы скважиной продукции по длине заявленной колонны лифтовых труб - пластовой воды требует меньшей энергии по подъему газожидкостного состава на устье скважины. Совершаемая работа по подъему ГЖС равняется произведению силы тяжести на расстояние, при преодолении которого действует эта сила:Undoubtedly, the uniform distribution of the densest phase of the well production along the length of the declared tubing string - formation water requires less energy to lift the gas-liquid composition at the wellhead. The work being done to lift the GZH is equal to the product of the force of gravity by the distance, upon overcoming which this force acts:
При сохранении водной фазы на тех высотах по длине колонны НКТ, которые были до момента остановки ЭЦН остаются неизменными и малыми и расстояния L, на которые необходимо транспортировать воду, чем при ее седиментации и сборе в нижней части колонны лифтовых труб.While maintaining the water phase at those heights along the length of the tubing string, which were before the ESP stop, remain unchanged and small and the distance L to which it is necessary to transport water than during its sedimentation and collection in the lower part of the tubing string.
Проверку работоспособности и эффективности предложенной компоновки колонны лифтовых труб проверим на гипотетической вертикальной нефтедобывающей скважине со следующими данными:We will check the operability and efficiency of the proposed tubing string layout on a hypothetical vertical oil production well with the following data:
- массовое содержание нефти и воды в пластовой продукции - 50 на 50%;- mass content of oil and water in reservoir products - 50 to 50%;
- газовый фактор - отсутствует (для упрощения и наглядности расчетов);- gas factor - absent (for simplicity and clarity of calculations);
- средняя плотность нефти при лифтировании - 880 кг/м3;- average oil density during lifting - 880 kg / m 3 ;
- средняя плотность воды при лифтировании - 1180 кг/м3;- the average density of water during lifting - 1180 kg / m 3 ;
- электроцентробежный насос установлен на глубине 1000 м;- the electric centrifugal pump is installed at a depth of 1000 m;
- внутренний диаметр НКТ лифтовой колонны - 62 мм;- inner diameter of the tubing of the production string - 62 mm;
- внутренний объем 1 метра НКТ - 3 литра.- internal volume of 1 meter of tubing - 3 liters.
Расчет работы насоса по подъему скважинной жидкости при традиционной компоновке колонны лифтовых труб.Calculation of the pump operation for lifting well fluid with a traditional layout of the tubing string.
В период накопления пластовых флюидов и простаивания насоса произойдет расслоение нефти и воды так, что вся вода соберется в нижней части колонны НКТ длиной 500 м, а вся нефть соберется в верхней части колонны труб тоже длиной 500 м. Общая работа по подъему жидкости равна сумме работ по подъему до устья нефти и воды: А=Ан+Ав During the period of accumulation of formation fluids and the idle of the pump, oil and water stratification will occur so that all water will collect in the lower part of the tubing string 500 m long, and all oil will collect in the upper part of the tubing string, also 500 m long.Total work on lifting the liquid is equal to the sum of work on the rise to the mouth of oil and water: A = A n + A in
Центр тяжести водной части длиной 500 м будет находиться на глубине 750 м, поэтому Ав=M⋅g⋅Lв=1,5 м3⋅1180 кг/м3⋅9,8 м/с2⋅750 м=13,01 МДж. The center of gravity of the 500 m long water section will be at a depth of 750 m, so Ain= M⋅g⋅Lin= 1.5 m3⋅1180 kg / m3⋅9.8 m / s2⋅750 m = 13.01 MJ.
Центр тяжести нефтяной части также длиной 500 м будет находиться на глубине 250 м, поэтому Ан=M⋅g⋅Lв=1,5 м3⋅880 кг/м3⋅9,8 м/с2⋅250 м=3,23 МДж.The center of gravity is also part of the oil length of 500 m will be at a depth of 250 m, so A = M⋅g⋅L n = 1.5 to 3 m ⋅880 kg / m 3 ⋅9,8 m / s 2 m = 3 ⋅250 , 23 MJ.
A1=13,01+3,23=16,24 МДжA 1 = 13.01 + 3.23 = 16.24 MJ
Расчет работы насоса по подъему скважинной жидкости с помощью предложенной компоновки колонны лифтовых труб.Calculation of the pump operation for lifting well fluid using the proposed layout of the tubing string.
Предположим, что обратных клапанов будет большое множество, и тогда после остановки насоса компонентный состав по длине колонны НКТ практически не изменится ввиду неподвижности всей жидкостной системы, поэтому центр тяжести установится на глубине 500 м, а средняя плотность жидкостного состава будет равна плотности водонефтяной эмульсии: (1180+880)/2=1030 кг/м3 Suppose that there will be a large number of check valves, and then after stopping the pump, the component composition along the length of the tubing string will practically not change due to the immobility of the entire liquid system, therefore the center of gravity will be established at a depth of 500 m, and the average density of the liquid composition will be equal to the density of the water-oil emulsion: ( 1180 + 880) / 2 = 1030 kg / m 3
А2=M⋅g⋅Lж=3,0 м3⋅1030 кг/м3⋅9,8 м/с2⋅500 м=15,14 МДжА 2 = M⋅g⋅L w = 3.0 m 3 ⋅1030 kg / m 3 ⋅9.8 m / s 2 ⋅500 m = 15.14 MJ
Очевидно, что А2 меньше, чем А1. Преимущество рассмотренной компоновки колонны лифтовых труб в энергетическом отношении и относительном выражении в сравнении с традиционными колоннами составляет:Obviously, A 2 is less than A 1 . The advantage of the considered arrangement of the tubing string in terms of energy and relative terms in comparison with traditional columns is:
При значительном содержании газа в добываемой нефти показатель е понизится, но положительный эффект сохранится, так как рассмотренная модель ГЖС гипотетической скважины соответствует участку реальной скважины от насоса до точки колонны НКТ, в которой давление равно Pнас, и отсутствует свободный газ, который снижает эффект от применения рассмотренной колонны труб.With a significant gas content in the produced oil, the index e will decrease, but the positive effect will persist, since the considered model of the well-logging of a hypothetical well corresponds to a section of a real well from the pump to the point of the tubing string, in which the pressure is equal to P sat , and there is no free gas, which reduces the effect of application of the considered pipe string.
Предлагаемое техническое решение может быть использовано в скважинах с малым газовым фактором и небольшой величиной параметра давления насыщения нефти газом.The proposed technical solution can be used in wells with a low gas ratio and a small value of the oil saturation pressure parameter.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020134706A RU2751026C1 (en) | 2020-10-21 | 2020-10-21 | Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020134706A RU2751026C1 (en) | 2020-10-21 | 2020-10-21 | Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2751026C1 true RU2751026C1 (en) | 2021-07-07 |
Family
ID=76820244
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020134706A RU2751026C1 (en) | 2020-10-21 | 2020-10-21 | Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2751026C1 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2425961C1 (en) * | 2010-09-13 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU137332U1 (en) * | 2013-09-10 | 2014-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL |
| RU2520251C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of product water cut in oil producing well |
| US8991492B2 (en) * | 2005-09-01 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
| EA029770B1 (en) * | 2015-10-05 | 2018-05-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method |
| EA032166B1 (en) * | 2013-05-06 | 2019-04-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Wellbore drilling using dual drill strings |
| RU2701673C1 (en) * | 2018-12-25 | 2019-09-30 | Ильдар Зафирович Денисламов | Device for determination of water content of well oil |
-
2020
- 2020-10-21 RU RU2020134706A patent/RU2751026C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8991492B2 (en) * | 2005-09-01 | 2015-03-31 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
| RU2425961C1 (en) * | 2010-09-13 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| EA032166B1 (en) * | 2013-05-06 | 2019-04-30 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Wellbore drilling using dual drill strings |
| RU2520251C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for determination of product water cut in oil producing well |
| RU137332U1 (en) * | 2013-09-10 | 2014-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" ООО "ЛУКОЙЛ-Инжиниринг" | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL |
| EA029770B1 (en) * | 2015-10-05 | 2018-05-31 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Oil production method |
| RU2701673C1 (en) * | 2018-12-25 | 2019-09-30 | Ильдар Зафирович Денисламов | Device for determination of water content of well oil |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Takacs | Sucker-rod pumping handbook: production engineering fundamentals and long-stroke rod pumping | |
| CN106761680B (en) | A kind of judgment method of chemical viscosity reduction auxiliary threaded rod pump lifting heavy oil process | |
| Allison et al. | Solving gas interference issues with sucker rod pumps in the Permian Basin | |
| RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
| RU2751026C1 (en) | Elevator pipe column for downhole electric centrifugal pump | |
| RU106650U1 (en) | Borehole PUMP PUMP UNIT | |
| RU2651728C1 (en) | Method of removing aspo from well equipment | |
| RU84461U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED PRODUCTION AND PUMPING THROUGH ONE WELL | |
| RU62978U1 (en) | INSTALLING A WELL DEPTH PUMP | |
| CN207485648U (en) | Fixed valve can pull out formula sand-proof oil-well pump | |
| RU2613646C1 (en) | Systems and methods for increasing liquid pressure of petroleum gas separator - liquid using one ore more pumps on sea bed | |
| Simpson | Vortex flow technology finding new applications | |
| RU2503805C1 (en) | Method for inter-well fluid pumping | |
| RU2389866C2 (en) | Bottom-hole cutoff valve | |
| RU2120543C1 (en) | Method for development of oil field at final stage with the help of forced withdrawal | |
| RU216466U1 (en) | Installation of a borehole rod pump | |
| Jiang | The Sucker Rod Pump Parameters Optimization of Horizontal Wells with ASP Flooding Considering the Influence of Centralizers | |
| RU2100579C1 (en) | Sucker-rod pumping unit for operation of marginal wells | |
| RU2815669C1 (en) | Installation of sucker-rod pump with parallel pipe strings for operation of wells with increased sand production | |
| US3272144A (en) | Well pump | |
| RU216467U1 (en) | Downhole rod pumping unit for oil production from wells with high liquid flow rate in high GOR conditions | |
| Hosein et al. | An Analysis of the Use of Hydraulic Jet Pumps, Progressive Cavity Pumps and Gas Lift as Suitable Artificial Lift Methods for Heavy Oil Production in East Soldado Reservoirs, Offshore the Southwest Coast of Trinidad. | |
| RU2268354C1 (en) | Oil production method | |
| RU2812377C1 (en) | Sucker rod pumping unit for high-yield wells under conditions of high gas factor | |
| Verbitsky et al. | Optimization of Oil Production Wells Flowing Mode by Ultrasonic and Induction Systems |