RU2560024C1 - Device for high-paraffin crude oil production - Google Patents
Device for high-paraffin crude oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2560024C1 RU2560024C1 RU2014130573/03A RU2014130573A RU2560024C1 RU 2560024 C1 RU2560024 C1 RU 2560024C1 RU 2014130573/03 A RU2014130573/03 A RU 2014130573/03A RU 2014130573 A RU2014130573 A RU 2014130573A RU 2560024 C1 RU2560024 C1 RU 2560024C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- power cable
- cable
- capillary
- Prior art date
Links
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к устройствам для добычи высокопарафинистой нефти.The invention relates to the oil industry, in particular to devices for the extraction of high-paraffin oil.
Известно устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину (патент RU №2231628, МПК Е21В 37/06, опубл. в бюл. №18 от 2004 г.), содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания химического реагента в скважину, сообщенной со скважиной, выпускной клапан и привод дозатора, кинематически связанный с дозатором, отличающееся тем, что дозатор выполнен в виде плунжерного насоса с камерами нагнетания и всасывания, при этом камера всасывания трубопроводом сообщена с емкостью для химического реагента, а камера нагнетания - с линией нагнетания химического реагента в скважину, привод дозатора выполнен в виде шарнирно закрепленного на стойке гидротолкателя с электрическим приводом и блоком управления, а кинематическая связь привода и дозатора осуществлена через систему двуплечий рычаг - подпружиненный упор, закрепленные на стойке, при этом шток гидротолкателя шарнирно связан с одним плечом рычага, конец второго плеча которого посредством закрепленного на нем ролика находится во взаимодействии с размещенным в стакане подпружиненным упором, а двуплечий рычаг размещен на стойке с возможностью поворота, при этом корпус плунжерного насоса и стакан, в котором размещен подпружиненный упор, жестко закреплены на стойке таким образом, что их продольные оси расположены на одной прямой, при этом линия нагнетания химического реагента в скважину выполнена в виде гибкой капиллярной бронированной трубки и закреплена на внешней поверхности насосно-компрессорных труб, а выпускной клапан размещен на указанной трубке в зоне приема скважинного насоса.A device for the dosed supply of a chemical reagent into a well (patent RU No. 2231628, IPC ЕВВ 37/06, published in Bulletin No. 18 of 2004), comprising a dispenser hydraulically connected to the container for the chemical reagent and the injection line of the chemical reagent in a well in communication with a well, an exhaust valve and a dispenser drive kinematically connected to the dispenser, characterized in that the dispenser is made in the form of a plunger pump with injection and suction chambers, while the suction chamber is connected by a pipeline with a chemical reservoir agent, and the injection chamber — with the line for injecting the chemical reagent into the well, the metering drive is made in the form of a hydropusher pivotally mounted on a rack with an electric drive and a control unit, and the kinematic connection of the drive and the metering device is made through a two-arm lever system — a spring-loaded stop fixed on the rack, the rod of the hydraulic pusher is pivotally connected to one arm of the lever, the end of the second arm of which, through the roller mounted on it, is in interaction with the springs with a stop, and the two-arm lever is rotatably mounted on the stand, while the plunger pump housing and the cup in which the spring-loaded stop is placed are rigidly fixed to the stand so that their longitudinal axes are located on one straight line, while the chemical injection line the well is made in the form of a flexible capillary armored tube and is fixed on the outer surface of the tubing, and the exhaust valve is placed on the specified tube in the receiving zone of the downhole pump.
Также известно устройство для дозированной подачи химического реагента в скважину (патент RU №2171364, МПК Е21В 37/06, опубл. 27.07.2001 г., бюл. №21), содержащее дозатор, гидравлически связанный с емкостью для химического реагента и линией нагнетания, сообщенной с помощью устройства ввода со скважинным трубопроводом, выполненным в виде колонны полых штанг, обратный клапан, редуктор и привод погружного насоса, при этом дозатор расположен в пазах, выполненных на боковой поверхности корпуса редуктора с возможностью перемещения вдоль него, а кинематическая связь привода погружного насоса с валом дозатора выполнена независимой в виде клиноременной передачи, причем гидравлическая связь колонны полых штанг и дозатора осуществлена посредством преобразователя движения, при этом дозатор выполнен в виде пластинчатого насоса, причем нагнетательная линия выполнена в виде жесткого шланга.Also known is a device for the dosed supply of a chemical reagent into a well (patent RU No. 2171364, IPC ЕВВ 37/06, published on July 27, 2001, bull. No. 21), comprising a dispenser hydraulically connected to the chemical reagent tank and the injection line, communicated by means of an input device with a downhole pipeline made in the form of a column of hollow rods, a check valve, a gearbox and a submersible pump drive, the dispenser being located in grooves made on the side surface of the gearbox housing with the possibility of moving along it, and kinematically I Feedback actuator submersible pump with the shaft of the dispenser is made independent as a belt transmission, wherein the hydraulic connection between the hollow column and boom of the dispenser performed by motion converter, wherein the dispenser is configured as a vane pump, the injection line is formed as a rigid hose.
Недостатки данного устройства:The disadvantages of this device:
- во-первых, низкая эффективность работы устройства, так как подача реагента осуществляется в колонну труб, в которой отложение парафина уже произошло;- firstly, the low efficiency of the device, since the supply of the reagent is carried out in the pipe string, in which the deposition of paraffin has already occurred;
- во-вторых, высокая вероятность прихвата установки электроцентробежного насоса (УЭЦН) при срыве планшайбы по причине отложения парафина на теле погружного электродвигателя (ПЭД);- secondly, a high probability of seizure of the installation of an electric centrifugal pump (ESP) when the faceplate is broken due to the deposition of paraffin on the body of a submersible electric motor (SEM);
- в-третьих, большой расход реагента, связанный с тем, что реагент подается в колонну труб для растворения уже образовавшихся отложений парафина;- thirdly, a large consumption of reagent associated with the fact that the reagent is fed into the pipe string to dissolve the already formed paraffin deposits;
- в-четвертых, большая металлоемкость конструкции, связанная с применением полых штанг в качестве скважинного трубопровода.- fourthly, the large metal consumption of the structure associated with the use of hollow rods as a downhole pipeline.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для дозированной подачи химических реагентов в скважину (патент RU №65117, МПК Е21В 37/06, 27.07.2007 г., бюл. №21), включающее спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, а также размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, введенной в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, силовой кабель, также введенный в скважину через устройство ввода и соединенный со станцией управления скважинного насоса, протекторы, размещенные на колонне насосно-компрессорных труб, причем в нижней части капиллярный трубопровод оснащен распылителем, при этом на нижнем конце насосного агрегата размещено подвесное устройство, к которому подвешен трос, а к тросу жестко крепится капиллярный трубопровод, а на нижнем конце троса размещен груз с центрирующими ребрами.The closest in technical essence is a device for the dosed supply of chemical reagents into the well (patent RU No. 65117, IPC ЕВВ 37/06, 07/27/2007, bull. No. 21), including a tubing string lowered into the well with a borehole pump and a power cable, fixed together with a capillary pipe for supplying a chemical reagent, made of an armored cable on the outer surface of the tubing string, as well as a container for a chemical reagent and a metering pump placed at the wellhead connected to the capillary pipeline by an injection line inserted into the well through an input device made in the faceplate of the wellhead fittings, a power cable also inserted into the well through an input device and connected to the control station of the well pump, protectors placed on the tubing string, in the lower part, the capillary pipeline is equipped with a sprayer, while at the lower end of the pump unit there is a suspension device to which the cable is suspended, and the capillary is rigidly attached to the cable the pipeline, and at the lower end of the cable there is a load with centering ribs.
Недостатки данной конструкции:The disadvantages of this design:
- во-первых, низкая надежность работы устройства, что связано с высокой вероятностью обрыва силового кабеля и/или капиллярного трубопровода вследствие контакта наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб с внутренними стенками скважины в процессе проведения спуско-подъемных операций и/или в процессе добычи высокопарафинистой нефти, а также высокой вероятностью прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждением капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства, и как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода;- firstly, the low reliability of the device, which is associated with a high probability of breakage of the power cable and / or capillary pipeline due to contact of the outer surface of the tubing string with the inner walls of the well during tripping and / or high paraffin production oil, as well as a high probability of pickup of a cargo suspended on a flexible cable, and / or damage to the capillary pipe below the suspension device, and as a result, cable breakage and / or capillary th pipeline;
- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что химический реагент по капиллярной трубке подается только в призабойную зону пласта, где взаимодействует с «холодной» высокопарафинистой нефтью, а это снижает скорость реакции химического реагента с высокопарафинистой нефтью, поэтому в процессе подъема высоковязкой нефти из скважины происходит отложение парафина на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб и выкидном трубопроводе;- secondly, low work efficiency due to the fact that the chemical reagent is supplied through the capillary tube only to the bottomhole formation zone, where it interacts with “cold” high-paraffin oil, and this reduces the reaction rate of the chemical reagent with high-paraffin oil, therefore, during the ascent highly viscous oil from the well, paraffin is deposited on the inner walls of the tubing string and flow line;
- в-третьих, груз на тросе и клапан-распылитель на капиллярном трубопроводе спущены в скважину раздельно, что увеличивает металлоемкость конструкции;- thirdly, the load on the cable and the spray valve on the capillary pipe are lowered into the well separately, which increases the metal consumption of the structure;
- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так как устройство имеет только один кабельный ввод, выполненный совмещенным для силового кабеля и капиллярной трубки, и не позволяет герметизировать на устье скважины их по отдельности.- fourthly, limited functionality, since the device has only one cable entry, made combined for the power cable and capillary tube, and does not allow them to be sealed separately at the wellhead.
Технической задачей предложения является повышение надежности и эффективности работы устройства, снижение металлоемкости, а также расширение функциональных возможностей устройства.The technical task of the proposal is to increase the reliability and efficiency of the device, reduce metal consumption, as well as expand the functionality of the device.
Поставленная техническая задача решается устройством для добычи высокопарафинистой нефти, включающим спущенную в скважину колонну насосно-компрессорных труб со скважинным насосом и силовым кабелем, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом для подачи химического реагента, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб, а также размещенные на устье скважины емкость для химического реагента и насос-дозатор, соединенный с капиллярным трубопроводом линией нагнетания, силовой кабель, введенный в скважину через устройство ввода, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, и соединенный со станцией управления скважинного насоса.The stated technical problem is solved by a device for the extraction of high-paraffin oil, including a tubing string lowered into the well with a downhole pump and a power cable fixed together with a capillary pipe for supplying a chemical reagent made of an armored cable on the outer surface of the tubing string, and a chemical reagent tank and a metering pump located at the wellhead, connected to the capillary pipeline by a discharge line, a power Abel, introduced into the well through the input device in the faceplate wellhead and the downhole pump coupled to the management station.
Новым является то, что на колонне насосно-компрессорных труб размещены протекторы, а снизу колонна насосно-компрессорных труб оснащена стационарным электронагревателем с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя к силовому кабелю скважинного насоса, причем линия нагнетания введена в скважину через герметичный боковой отвод фонтанной арматуры, а на устье скважины силовой кабель дополнительно соединен со станцией управления нагревателем, при этом колонна насосно-компрессорных труб выше скважинного насоса снабжена муфтой с радиальным отверстием, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода.New is the fact that protectors are placed on the tubing string, and the tubing string is equipped with a stationary electric heater with adjustable power connected via an extension cord to the power cable of the borehole pump, and the injection line is introduced into the well through a sealed lateral branch of the fountain and at the wellhead the power cable is additionally connected to the heater control station, while the tubing string above the well pump is provided with m a sleeve with a radial hole to which the lower end of the capillary pipe is connected.
На фигуре схематично изображено предлагаемое устройство для добычи высокопарафинистой нефти.The figure schematically shows the proposed device for the extraction of highly paraffin oil.
Устройство для добычи высокопарафинистой нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фигуру) колонну насосно-компрессорных труб 2 со скважинным насосом 3 и силовым кабелем 4, закрепленным совместно с капиллярным трубопроводом 5 для подачи химического реагента в скважину 1, выполненным из бронированного кабеля на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб 2.A device for the extraction of high-paraffin oil includes a tubing string 2 lowered into the well 1 (see the figure) with a downhole pump 3 and a power cable 4, fixed together with a capillary pipe 5 for supplying a chemical reagent to the well 1, made of an armored cable to the outside tubing string surfaces 2.
Также устройство включает в себя размещенные на устье скважины емкость 6 для химического реагента и насос-дозатор 7, соединенный с капиллярным трубопроводом 5 линией нагнетания 8. Силовой кабель 4, введенный в скважину через устройство ввода 9, выполненное в планшайбе устьевой арматуры, соединен со станцией управления 10 скважинного насоса 3. Протекторы 11 размещены на колонне насосно-компрессорных труб 2 и защищают силовой кабель 4 и капиллярную трубопровод 5 от прямого контакта с внутренней поверхностью скважины 1, что позволяет исключить обрыв силового кабеля и/или капиллярного трубопровода вследствие контакта наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб с внутренними стенками скважины в процессе проведения спуско-подъемных операций и/или в процессе добычи высокопарафинистой нефти, что повышает надежность работы устройства.The device also includes a chemical agent container 6 located at the wellhead and a metering pump 7 connected to the capillary pipe 5 by an injection line 8. A power cable 4 inserted into the well through an input device 9 made in the wellhead faceplate is connected to the station control 10 of the borehole pump 3. The protectors 11 are placed on the string of tubing 2 and protect the power cable 4 and the capillary pipe 5 from direct contact with the inner surface of the borehole 1, which eliminates the arrears the emergence of the power cable and / or capillary pipeline due to contact of the outer surface of the tubing string with the inner walls of the well during tripping and / or in the process of producing high-paraffin oil, which increases the reliability of the device.
Колонна насосно-компрессорных труб 2 снизу оснащена стационарным электронагревателем 12 с регулируемой мощностью, подсоединенным с помощью удлинителя 13 к силовому кабелю 4.The tubing string 2 below is equipped with a stationary electric heater 12 with adjustable power, connected using an extension 13 to the power cable 4.
Линия нагнетания 8 введена в скважину 1 через герметичный боковой отвод 14 фонтанной арматуры скважины 1.The injection line 8 is introduced into the well 1 through a sealed lateral branch 14 of the fountain reinforcement of the well 1.
Герметичный боковой отвод 14 фонтанной арматуры скважины 1 позволяет герметизировать капиллярный трубопровод 5 раздельно от силового кабеля 4, что расширяет функциональные возможности устройства.Sealed lateral branch 14 of the fountain reinforcement of the well 1 allows you to seal the capillary pipe 5 separately from the power cable 4, which extends the functionality of the device.
На устье скважины 1 силовой кабель 4 дополнительно соединен со станцией управления 15 стационарным электронагревателем 12. Колонна насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 4 снабжена муфтой 16 с радиальным отверстием 17, к которому подсоединен нижний конец капиллярного трубопровода 5.At the wellhead 1, the power cable 4 is additionally connected to the control station 15 by a stationary electric heater 12. The tubing string 2 above the well pump 4 is equipped with a sleeve 16 with a radial hole 17 to which the lower end of the capillary pipe 5 is connected.
Отсутствие груза на тросе и клапана-распылителя на капиллярном трубопроводе, спущенных раздельно, снижают металлоемкость конструкции устройства. Также отсутствие груза на тросе и клапана-распылителя на капиллярном трубопроводе исключает вероятность прихвата груза, подвешенного на гибком тросе, и/или повреждение капиллярного трубопровода ниже подвесного устройства, и как следствие, обрыв троса и/или капиллярного трубопровода, что повышает надежность работы устройства.The absence of cargo on the cable and the spray valve on the capillary pipe, deflated separately, reduce the metal structure of the device. Also, the absence of cargo on the cable and the spray valve on the capillary pipe eliminates the possibility of pickup of the cargo suspended on the flexible cable and / or damage to the capillary pipe below the suspension device, and as a result, the cable break and / or capillary pipe, which increases the reliability of the device.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Предлагаемое устройство монтируют в скважине 1 как показано на фигуре. Запускают в работу электронагреватель 3 и производят технологическую выдержку в течение 6 ч с целью прогревания призабойной зоны пласта 18 напротив интервала перфорации 19.The proposed device is mounted in the well 1 as shown in the figure. Electric heater 3 is put into operation and technological exposure is performed for 6 hours in order to warm the bottom-hole zone of the formation 18 opposite to the perforation interval 19.
В процессе работы электронагревателя 12 при повышении температуры нефти или содержащей ее пластовой жидкости в призабойной зоне пласта 18 напротив интервала перфорации 19, например, до 70°С, т.е. выше номинальной, например 65°С, электронагреватель изменяет свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности стационарным электронагревателем 3.During operation of the electric heater 12, when the temperature of the oil or the formation fluid containing it increases in the bottomhole zone of the formation 18 opposite the perforation interval 19, for example, to 70 ° C, i.e. above the nominal, for example 65 ° C, the electric heater changes its resistance, which leads to a decrease in the power output by the stationary electric heater 3.
При охлаждении мощность стационарного электронагревателя 3 возрастает, т.е. при снижении температуры нефти или содержащей ее пластовой жидкости в призабойной зоне пласта 18 напротив интервала перфорации 19, например до 60°С, т.е. ниже номинальной, как указано выше 65°С, электронагреватель изменяет свое сопротивление, что приводит к увеличению отдаваемой мощности стационарным электронагревателем 12.When cooling, the power of the stationary electric heater 3 increases, i.e. when the temperature of the oil or the formation fluid containing it is reduced in the bottom-hole zone of the formation 18 opposite to the perforation interval 19, for example, to 60 ° C, i.e. below the nominal, as indicated above 65 ° C, the electric heater changes its resistance, which leads to an increase in the power output by the stationary electric heater 12.
По истечении технологической выдержки одновременно запускают в работу скважинный насос 3 и насос-дозатор 7, который подает химический регент, в качестве которого используют, например, углеводородный растворитель «МИА-пром» из емкости 7 через линию нагнетания 8 в капиллярный трубопровод 5, например, с расходом 0,4 кг на 1 тонну добываемого продукта под давлением, например, 3,0 МПа.After the expiration of the technological exposure, the borehole pump 3 and the metering pump 7 are simultaneously put into operation, which feeds chemical agent, for example, MIA-prom hydrocarbon solvent is used from the tank 7 through the discharge line 8 into the capillary pipe 5, for example, with a flow rate of 0.4 kg per 1 ton of produced product under pressure, for example, 3.0 MPa.
Скважинный насос 3 перекачивает разогретую в призабойной зоне высокопарафинистую нефть по колонне насосно-компрессорных труб 2 и выкидной трубопровод на сборный пункт (на фигуре не показано), а по капиллярному трубопроводу 5 через радиальное отверстие 17 муфты 16 в колонну насосно-компрессорных труб 2 выше скважинного насоса 3, например, на расстоянии 5 м от скважинного насоса 3 подают углеводородный растворитель «МИА-пром», растворяющий парафин в нефти в процессе подъема высокопарафинистой нефти по колонне насосно-компрессорных труб 2.The downhole pump 3 pumps high-paraffin oil heated in the bottom-hole zone through the tubing string 2 and the discharge pipe to the collection point (not shown in the figure), and through the capillary pipe 5 through the radial hole 17 of the coupling 16 into the tubing string 2 above the borehole pump 3, for example, at a distance of 5 m from the well pump 3, the MIA-prom hydrocarbon solvent is fed, which dissolves the paraffin in the oil during the lifting of high-paraffin oil through the tubing string 2.
Благодаря наличию в конструкции устройства стационарного электронагревателя с регулируемой мощностью обеспечивается подогревание высокопарафинистой нефти в призабойной зоне пласта, в связи с чем повышается скорость реакции химического реагента, дозируемого в скважину по капиллярному трубопроводу, с высокопарафинистой нефтью, при этом на всем протяжении течения высокопарафинистой нефти (колонны насосно-компрессорных труб и выкидного трубопровода) химический реагент воздействует на высокопарафинистую нефть, поэтому в процессе подъема высоковязкой нефти из скважины исключается отложение парафина на внутренних стенках колонны насосно-компрессорных труб, что повышает эффективность работы устройства.Due to the presence in the design of the device of a stationary electric heater with adjustable power, high-paraffin oil is heated in the bottom-hole zone of the formation, in connection with which the reaction rate of the chemical reagent dosed into the well through a capillary pipe increases with high-paraffin oil, while throughout the flow of highly paraffin oil (columns tubing and flow line) a chemical reagent acts on high-paraffin oil, so in the process EMA heavy oil from the well is eliminated the deposition of paraffin on the inner walls of the column tubing, which increases the efficiency of the device.
Предлагаемое устройство для добычи высокопарафинистой нефти позволяет повысить надежность и эффективность работы, а также снизить металлоемкость конструкции и расширить функциональные возможности устройства.The proposed device for the extraction of high-paraffin oil can improve the reliability and efficiency, as well as reduce the metal structure and expand the functionality of the device.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014130573/03A RU2560024C1 (en) | 2014-07-22 | 2014-07-22 | Device for high-paraffin crude oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014130573/03A RU2560024C1 (en) | 2014-07-22 | 2014-07-22 | Device for high-paraffin crude oil production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2560024C1 true RU2560024C1 (en) | 2015-08-20 |
Family
ID=53880494
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014130573/03A RU2560024C1 (en) | 2014-07-22 | 2014-07-22 | Device for high-paraffin crude oil production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2560024C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108843273A (en) * | 2018-07-02 | 2018-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | In-casing well flushing device, well flushing string and well flushing method |
| CN111927396A (en) * | 2020-07-20 | 2020-11-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Rodless oil production downhole dosing production pipe column, downhole dosing system and method |
| RU2819867C1 (en) * | 2023-10-20 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of supplying chemical reagent to well for cleaning it from deposits |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7234524B2 (en) * | 2002-08-14 | 2007-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Subsea chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| RU2302513C2 (en) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for reagent injection in well |
| RU65117U1 (en) * | 2007-03-15 | 2007-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" | DEVICE FOR DOSED FEEDING OF CHEMICAL REAGENTS IN A WELL |
| RU70686U1 (en) * | 2007-11-07 | 2008-02-10 | Закрытое акционерное общество "Кэптив нефтемаш" | DEVICE FOR PRODUCING HIGH-PARAFIN OILS |
| RU2393325C1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-27 | Григорий Григорьевич Халаев | Protector for protection both of power cable, and capillary tube in well |
| RU120698U1 (en) * | 2012-04-18 | 2012-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | DEVICE FOR SUBMITTING REAGENT TO OIL AND GAS WELLS, INCLUDING SIMPLE |
| RU134575U1 (en) * | 2012-12-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE |
-
2014
- 2014-07-22 RU RU2014130573/03A patent/RU2560024C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7234524B2 (en) * | 2002-08-14 | 2007-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Subsea chemical injection unit for additive injection and monitoring system for oilfield operations |
| RU2302513C2 (en) * | 2004-05-17 | 2007-07-10 | Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Method for reagent injection in well |
| RU65117U1 (en) * | 2007-03-15 | 2007-07-27 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" | DEVICE FOR DOSED FEEDING OF CHEMICAL REAGENTS IN A WELL |
| RU70686U1 (en) * | 2007-11-07 | 2008-02-10 | Закрытое акционерное общество "Кэптив нефтемаш" | DEVICE FOR PRODUCING HIGH-PARAFIN OILS |
| RU2393325C1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-06-27 | Григорий Григорьевич Халаев | Protector for protection both of power cable, and capillary tube in well |
| RU120698U1 (en) * | 2012-04-18 | 2012-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | DEVICE FOR SUBMITTING REAGENT TO OIL AND GAS WELLS, INCLUDING SIMPLE |
| RU134575U1 (en) * | 2012-12-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN108843273A (en) * | 2018-07-02 | 2018-11-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | In-casing well flushing device, well flushing string and well flushing method |
| CN111927396A (en) * | 2020-07-20 | 2020-11-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Rodless oil production downhole dosing production pipe column, downhole dosing system and method |
| RU2819867C1 (en) * | 2023-10-20 | 2024-05-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of supplying chemical reagent to well for cleaning it from deposits |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20050175476A1 (en) | Gas well liquid recovery | |
| CN104061142A (en) | Hydraulically-driven oil well pump and oil recovery device | |
| RU2560024C1 (en) | Device for high-paraffin crude oil production | |
| RU2015106202A (en) | SOFTWARE DRIVEN WELL | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| CN102076929B (en) | liquid rod pump | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2473821C1 (en) | Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests | |
| RU2550613C2 (en) | Method of extraction of fluid from two layers of one well and pump-ejector unit for its implementation | |
| CN105089561A (en) | Constant-displacement pump-passing dosing lifting process | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2531014C1 (en) | Device for dosed reagent supply to well | |
| RU2549946C1 (en) | Pump packer system for multiple-zone well | |
| CN202731855U (en) | Oil pumping unit drive rodless hydraulic oil pumping system | |
| RU2550636C1 (en) | Method of high-viscosity oil well development and operation | |
| RU2505708C1 (en) | Well sucker-rod pump station | |
| WO2010104412A1 (en) | Oil well plunger pumping | |
| RU2413875C2 (en) | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs | |
| RU2366811C2 (en) | Nethod of production of highly paraffinic crude | |
| RU2582363C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor | |
| CN213087976U (en) | Tubing of self-priming pump for injecting viscosity reducer to produce thick oil | |
| RU2430270C2 (en) | Sucker-rod pump unit for simultaneous-separate extraction of oil from two reservoirs | |
| RU2810373C1 (en) | Sucker rod pump for operation in conditions complicated by formation of deposits | |
| RU2415302C1 (en) | Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells | |
| CN105649579A (en) | Single-pipe rodless hydraulic trial production device with well groups with small well spacing |