EA018864B1 - Oil well plunger pumping - Google Patents
Oil well plunger pumping Download PDFInfo
- Publication number
- EA018864B1 EA018864B1 EA201101316A EA201101316A EA018864B1 EA 018864 B1 EA018864 B1 EA 018864B1 EA 201101316 A EA201101316 A EA 201101316A EA 201101316 A EA201101316 A EA 201101316A EA 018864 B1 EA018864 B1 EA 018864B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- plunger
- pump
- tubing
- stuffing box
- well
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 8
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title abstract 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 230000008021 deposition Effects 0.000 abstract description 3
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 2
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 abstract 1
- 238000000151 deposition Methods 0.000 abstract 1
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 4
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
- F04B47/026—Pull rods, full rod component parts
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для подъема скважинной жидкости на поверхность.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to devices for lifting well fluid to the surface.
Предшествующий уровень техникиState of the art
Известна глубинная скважинная насосная установка по патенту ВИ 2118708, содержащая плунжерный насос, наземный привод по крайней мере с одним барабаном и тяговым органом в виде пакета лент, компенсатор длин лент пакета, установленный между плунжером и приводом насоса. При этом компенсатор содержит по меньшей мере одно зубчатое колесо, зубья которого входят в зацепления с двумя рейками, расположенными по обе стороны от него и установленными в корпусе, а по меньшей мере одна из реек выполнена подвижной вдоль продольной оси. Внешние ленты витков соединены с подвижной рейкой, ось зубчатого колеса - с плунжером насоса, а внутренние ленты при одной подвижной рейке связаны с корпусом, а при двух подвижных рейках - со второй подвижной рейкой.Known deep well pumping unit according to patent VI 2118708, containing a plunger pump, a ground drive with at least one drum and a traction body in the form of a package of tapes, a compensator for the length of the package tapes installed between the plunger and the pump drive. Moreover, the compensator contains at least one gear wheel, the teeth of which are engaged with two racks located on both sides of it and installed in the housing, and at least one of the rails is made movable along the longitudinal axis. The outer tapes of the turns are connected to the movable rail, the axis of the gear wheel to the plunger of the pump, and the inner tapes with one movable rail are connected to the body, and with two movable rails to the second movable rail.
Известна также скважинная штанговая насосная установка по патенту ВИ 57388 И1, содержащая установленный в скважине штанговый насос с ходом плунжера или поршня до 12 м, при этом полированный шток установки выведен через сальник из скважины и соединен посредством каната с мачтовым приводом. При этом мачтовый привод выполнен в виде установленного на шасси транспортного средства, например автомобиля, подъемного крана с высотой вылета стрелы не меньше максимального хода плунжера штангового насоса, а в качестве штангового насоса использованы плунжерный бесцилиндровый штанговый насос типа НСБ или поршневой штанговый насос типа НН-2СП. Максимальное растяжение штанг насоса при максимальной нагрузке не превышает 0,12 от длины хода плунжера, а растяжение насосно-компрессорных труб не превышает 0,04 от длины хода плунжера.Also known is the downhole sucker rod pump installation according to the patent of VI 57388 I1, which contains a sucker rod pump installed in the well with a plunger or piston stroke of up to 12 m, and a polished installation rod is withdrawn from the well through an oil seal and connected via a rope to the mast drive. In this case, the mast drive is made in the form of a vehicle mounted on the chassis of a vehicle, for example, a crane with a boom height of not less than the maximum stroke of the plunger of the sucker rod pump, and a plunger cylinderless sucker rod pump of the NSB type or a piston sucker rod pump of the NN-2SP type are used as the sucker rod pump . The maximum extension of the pump rods at maximum load does not exceed 0.12 of the stroke length of the plunger, and the extension of the tubing does not exceed 0.04 of the stroke length of the plunger.
Наиболее близкой к настоящему изобретению является скважинная насосная установка по патенту ВИ 2314434, содержащая установленный в скважине штанговый насос, насосно-компрессорные трубы и устьевой сальник.Closest to the present invention is a borehole pumping unit according to patent VI 2314434, containing a sucker rod pump installed in the well, tubing and wellhead stuffing box.
Эта установка снабжена противофазным устройством, выполненным в виде цилиндра, связанного с нижней частью устьевого сальника, размещенного в полости насосно-компрессорных труб и установленного в нем поршня, связанного со штанговой колонной и канатной подвеской. При этом поршень имеет длину, обеспечивающую постоянное герметичное сопряжение с цилиндром и в случае его обрыва, а диаметры цилиндра и поршня противофазного устройства равны диаметрам корпуса и плунжера штангового насоса для обеспечения равенства объемов вытесняемой жидкости при рабочих ходах установки.This installation is equipped with an antiphase device made in the form of a cylinder connected with the lower part of the wellhead stuffing box located in the cavity of the tubing and installed in it a piston connected with a rod string and cable suspension. At the same time, the piston has a length that ensures constant tight connection with the cylinder even in the event of a break, and the diameters of the cylinder and piston of the out-of-phase device are equal to the diameters of the housing and plunger of the sucker rod pump to ensure equal volumes of displaced fluid during the installation's working strokes.
Недостатками всех указанных выше известных устройств являются высокая стоимость и низкие функциональные возможности из-за жестких ограничений по минимальным диаметру насоса и его клапанов (и как следствие, по диаметру скважины), кривизне скважины, по вязкости продукции скважины и пескопроявлению пласта вследствие необходимости наличия внутри колонны труб по всей их длине штанг для передачи плунжеру возвратно-поступательного перемещения от привода, что также влияет на выделение парафинов и роста связанных с ними нагрузок на привод и, как следствие, приводит к снижению коэффициента полезного действия (КПД) всей насосной установки.The disadvantages of all the above known devices are the high cost and low functionality due to strict restrictions on the minimum diameter of the pump and its valves (and, consequently, on the diameter of the well), the curvature of the well, the viscosity of the production of the well and sand formation of the formation due to the need for inside the column pipes along their entire length of the rods for transferring the reciprocating movement from the drive to the plunger, which also affects the release of paraffins and the growth of associated loads on the drive and, to As a result, it leads to a decrease in the efficiency (efficiency) of the entire pumping unit.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Задачей изобретения является создание экономичной и эффективной насосной установки с расширенными функциональными возможностями за счет исключения необходимости в использовании штанг, расположенных по всей длине колонны труб.The objective of the invention is the creation of an economical and efficient pumping unit with enhanced functionality by eliminating the need to use rods located along the entire length of the pipe string.
Указанная задача решается в скважинной плунжерной насосной установке, содержащей установленный в скважине плунжерный насос с всасывающим и нагнетательным клапанами и со штангами, соединенными с плунжером, лифтовые трубы, соединенные с цилиндром насоса, сальниковое устройство, размещенное на устье скважины, и привод скважинного насоса. Согласно изобретению штанги расположены снизу плунжера и оснащены якорным узлом, выполненным с возможностью фиксации относительно стенок скважины, а лифтовые трубы соединены с приводом и выполнены с возможностью возвратно-поступательного перемещения, причем сальниковое устройство выполнено с возможностью герметизации лифтовых труб при их возвратно-поступательном перемещении, а лифтовые трубы дополнительно оснащены сливным патрубком, расположенным выше сальникового устройства.This problem is solved in a borehole plunger pump installation, containing a plunger pump installed in the borehole with suction and discharge valves and with rods connected to the plunger, lift pipes connected to the pump cylinder, an stuffing box located at the wellhead, and a borehole pump drive. According to the invention, the rods are located at the bottom of the plunger and are equipped with an anchor assembly that can be fixed relative to the walls of the well, and the lift pipes are connected to the drive and are made with the possibility of reciprocating movement, and the stuffing box is made with the possibility of sealing the lift pipes when they are reciprocating, and lift pipes are additionally equipped with a drain pipe located above the stuffing box.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фигуре изображена схема насосной установки в соответствии с настоящим изобретением, вид в продольном разрезе.The figure shows a diagram of a pumping unit in accordance with the present invention, a view in longitudinal section.
Лучший вариант осуществления изобретенияThe best embodiment of the invention
Скважинная плунжерная насосная установка содержит установленный в скважине 1 плунжерный насос 2 с всасывающим 3 и нагнетательным 4 клапанами и со штангами 5, соединенными с плунжером 6, лифтовые трубы 7, соединенные с цилиндром 8 насоса 2, сальниковое устройство 9, размещенное на устье скважины 1, и привод скважинного насоса (не показан). Штанги 5 расположены снизу плунжера 6 и оснащены якорным узлом 10, выполненным с возможностью фиксации относительно стенок скважины 1 посредством плашек 13. Лифтовые трубы 7 соединены с приводом (не показан) тягой 11 и выполнены с возможностью возвратно-поступательного перемещения. Сальниковое устройство 9 выполнено с возможностью герметизации лифтовых труб 7 на устье скважины 1 при их возвратно-поступательном переThe downhole plunger pump installation includes a plunger pump 2 installed in the well 1 with suction 3 and pressure 4 valves and with rods 5 connected to the plunger 6, lift pipes 7 connected to the cylinder 8 of the pump 2, the stuffing box 9 located at the wellhead 1, and a well pump drive (not shown). The rods 5 are located at the bottom of the plunger 6 and are equipped with an anchor assembly 10 that can be fixed relative to the walls of the well 1 by means of dies 13. The elevator pipes 7 are connected to the drive (not shown) by a rod 11 and are made with the possibility of reciprocating movement. The stuffing box 9 is capable of sealing the elevator pipes 7 at the wellhead 1 when they are reciprocating
- 1 018864 мещении. Участок колонны лифтовых труб 7, взаимодействующий с сальниковым устройством 9 при возвратно-поступательном перемещении этих труб, имеет полированную поверхность 15 для уменьшения трения и предотвращения быстрого выхода из строя сальникового устройства 9. Лифтовые трубы 7 дополнительно оснащены выше сальникового устройства 9 сливным патрубком 12.- 1 018864 premises. The section of the column of elevator pipes 7, which interacts with the stuffing box 9 during reciprocating movement of these pipes, has a polished surface 15 to reduce friction and prevent the rapid failure of the stuffing box 9. The lift pipes 7 are additionally equipped with a drain pipe 12 above the stuffing box 9.
Якорный узел 10 может быть выполнен гидравлическим или механическим любых известных конструкций.The anchor assembly 10 can be made hydraulic or mechanical of any known structures.
Скважинная плунжерная насосная установка работает следующим образом.Downhole plunger pumping unit operates as follows.
Гидравлический якорный узел 10 предварительно спускают на колонне труб в требуемый интервал скважины 1 и устанавливают, подавая давление, до фиксации его плашками 13 относительно стенок скважины 1. После чего колонну труб извлекают и на лифтовых трубах 7 через сальниковое устройство 9 спускают присоединенный снизу (например, муфтой 14) плунжерный насос 2 до фиксации штанг 5 в якорном узле 10. Фиксация штанг 5 в якорном узле 10 может осуществляться, например, посредством пружинного кольца или подпружиненных фиксаторов (не показаны).The hydraulic anchor assembly 10 is preliminarily lowered on the pipe string to the required interval of the well 1 and set, applying pressure, until it is fixed with dies 13 relative to the walls of the well 1. After that, the pipe string is removed and on the elevator pipes 7 are lowered connected to the gland 9 (for example, coupling 14) the plunger pump 2 until the rods 5 are fixed in the anchor assembly 10. The rods 5 can be fixed in the anchor assembly 10, for example, by means of a spring ring or spring-loaded clips (not shown).
Механический якорный узел 10 фиксируют на штангах 5 на поверхности и спускают на лифтовой колонне в требуемый интервал скважины 1 вместе с плунжерным насосом 2. После чего плашки 13 фиксируют относительно стенок скважины 1 или поворотом с устья (для чего плунжер 6 фиксируется относительно цилиндра 8 срезными элементами, не показанными на чертеже), или подтягиванием лифтовой колонны 7 вверх.The mechanical anchor assembly 10 is fixed on the rods 5 on the surface and lowered on the lift column to the required interval of the well 1 together with the plunger pump 2. After that, the dies 13 are fixed relative to the walls of the well 1 or by turning from the mouth (for which the plunger 6 is fixed relative to the cylinder 8 with shear elements not shown in the drawing), or by pulling the elevator column 7 up.
При спуске скважинная жидкость через клапаны 3 и 4 заполняет плунжер 6, цилиндр 8 насоса 2 и лифтовую колонну 7.During the descent, the borehole fluid through the valves 3 and 4 fills the plunger 6, the cylinder 8 of the pump 2 and the lift column 7.
Затем напротив сальникового устройства 9 размещают участок лифтовой колонны 7 с полированной поверхностью 15. В сальниковое устройство 9 вставляют уплотнительные кольца 16 и поджимают их упором 17 для лучшей герметизации лифтовой колонны 7. Выше сальникового устройства 9 с лифтовой колонной 7 герметично подсоединяют патрубок 12, который посредством подвижного соединения или гибкого шланга (не показаны) соединяют с трубопроводом (не показан) для отвода скважинной жидкости. Лифтовую колонну 7 сверху соединяют тягой 11 с приводом, например станком-качалкой, цепным или гидравлическим приводом (не показаны).Then, a portion of the elevator column 7 with a polished surface 15 is placed opposite the stuffing box device 9. O-rings 16 are inserted into the stuffing box 9 and pressed with an abutment 17 to better seal the lift string 7. Above the stuffing box 9 with the lift column 7, the pipe 12 is hermetically connected, which a movable joint or a flexible hose (not shown) is connected to a pipe (not shown) to divert the well fluid. The elevator column 7 is connected from above by a link 11 with a drive, for example a rocking machine, a chain or hydraulic drive (not shown).
Цилиндр 8 для исключения выпадения из него плунжера 6 при спуске оборудован снизу ограничителем 18.The cylinder 8 to prevent the loss of the plunger 6 during descent is equipped with a stop 18 from the bottom.
После этого запускают привод, который посредством тяги 11 передает возвратно-поступательное движение лифтовой колонне 7 и цилиндру 8 насоса 2. Так как шток 5 и плунжер 6 зафиксированы якорным узлом 10 относительно стенок скважины 1, они остаются неподвижными. При ходе лифтовой колонны 7 вниз всасывающий клапан 3 закрывается, скважинная жидкость, находящаяся в цилиндре 8, через нагнетательный клапан 4 выдавливается в лифтовую колонну 7. При ходе лифтовой колонны 7 вниз нагнетательный клапан 4 под действием столба жидкости в лифтовой колонне 7 закрывается, а всасывающий клапан 3 под действием разрежения, возникающего в цилиндре 8, открывается, и скважинная жидкость через полость 19 штока 5 (если он полый) или боковые каналы 20 плунжера 6 поступает в цилиндр 8. Далее циклы повторяются. В результате, скважинная жидкость поднимается по лифтовой колонне 7 на поверхность скважины 1, откуда она через патрубок 12 откачивается по трубопроводу.After that, the drive is started, which transfers the reciprocating motion to the lift column 7 and the cylinder 8 of the pump 2 by means of the rod 11. Since the rod 5 and plunger 6 are fixed by the anchor assembly 10 relative to the walls of the well 1, they remain stationary. When the lift column 7 moves down, the suction valve 3 closes, the well fluid located in the cylinder 8 is squeezed through the discharge valve 4 into the lift column 7. When the lift column 7 moves down, the discharge valve 4 closes under the action of the liquid column 7, and the suction valve 3 under the action of rarefaction arising in the cylinder 8, opens, and the borehole fluid through the cavity 19 of the rod 5 (if it is hollow) or the side channels 20 of the plunger 6 enters the cylinder 8. Then the cycles are repeated. As a result, the borehole fluid rises along the lift string 7 to the surface of the borehole 1, from where it is pumped through the pipe 12 through the pipeline.
Поскольку в описанной плунжерной насосной установке в лифтовой колонне нет штанг (что удешевляет конструкцию в целом), препятствующих потоку жидкости, уменьшается величина отложений парафинов на цилиндре, плунжере, клапанах и лифтовой колонне в 3-6 раз при добыче вязкой нефти. При этом снижаются нагрузки на привод, и могут применяться лифтовые трубы меньшего диаметра (что также удешевляет конструкцию). В результате, при средней скорости потока скважинной жидкости, превышающей скорость осаждения твердых вкраплений (например, песка), исключается отложение в цилиндре этих осадков. Все это в совокупности повышает КПД установки, расширяет ее функциональные возможности, позволяя использовать данную установку в скважинах, осложненных большой кривизной ствола, для добычи высоковязких нефтей и из пластов с высокими пескопроявлениями, а также в скважинах с параллельными трубами из-за минимально возможных габаритов установки.Since in the described plunger pump installation there are no rods in the elevator string (which reduces the cost of the design as a whole) that impede fluid flow, the amount of paraffin deposits on the cylinder, plunger, valves and elevator string is reduced by 3-6 times during the production of viscous oil. This reduces the load on the drive, and can be used lift pipes of smaller diameter (which also reduces the cost of the design). As a result, at an average borehole fluid flow rate exceeding the deposition rate of solid inclusions (e.g. sand), deposition of these deposits in the cylinder is excluded. All this together increases the efficiency of the installation, expands its functionality, allowing you to use this installation in wells complicated by a large curvature of the barrel, for the production of highly viscous oils and from reservoirs with high sand occurrences, as well as in wells with parallel pipes due to the smallest possible installation dimensions .
Claims (1)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009109049 | 2009-03-12 | ||
| PCT/RU2009/000198 WO2010104412A1 (en) | 2009-03-12 | 2009-04-27 | Oil well plunger pumping |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201101316A1 EA201101316A1 (en) | 2012-02-28 |
| EA018864B1 true EA018864B1 (en) | 2013-11-29 |
Family
ID=42728540
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201101316A EA018864B1 (en) | 2009-03-12 | 2009-04-27 | Oil well plunger pumping |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA018864B1 (en) |
| WO (1) | WO2010104412A1 (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102080646B (en) * | 2011-03-03 | 2013-04-24 | 中国石油天然气股份有限公司 | Gas-proof pump for layer mining of pumping well |
| CN103498785B (en) * | 2013-09-18 | 2015-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fire-driving oil-well pump |
| CN104712536A (en) * | 2013-12-13 | 2015-06-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Solid plunger oil production pipe column |
| CN104405626A (en) * | 2014-12-04 | 2015-03-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | Movable cylinder type separate-production mixed-discharge oil well pump |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU706566A1 (en) * | 1978-07-06 | 1979-12-30 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им. И.М.Губкина | Deep-well pump |
| SU885607A1 (en) * | 1979-12-04 | 1981-11-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Well sucker rod pumping unit |
| SU973927A1 (en) * | 1981-05-04 | 1982-11-15 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" | Borehole pump |
| US4439113A (en) * | 1980-08-04 | 1984-03-27 | D. W. Zimmerman Mfg., Inc. | Liquid pump with flexible bladder member |
| RU2314434C2 (en) * | 2004-08-10 | 2008-01-10 | Азамат Шамилевич Тукаев | Oil well pumping unit |
-
2009
- 2009-04-27 EA EA201101316A patent/EA018864B1/en not_active IP Right Cessation
- 2009-04-27 WO PCT/RU2009/000198 patent/WO2010104412A1/en active Application Filing
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU706566A1 (en) * | 1978-07-06 | 1979-12-30 | Московский Ордена Трудового Красного Знамени Институт Нефтехимической И Газовой Промышленности Им. И.М.Губкина | Deep-well pump |
| SU885607A1 (en) * | 1979-12-04 | 1981-11-30 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Well sucker rod pumping unit |
| US4439113A (en) * | 1980-08-04 | 1984-03-27 | D. W. Zimmerman Mfg., Inc. | Liquid pump with flexible bladder member |
| SU973927A1 (en) * | 1981-05-04 | 1982-11-15 | Научно-производственное объединение по термическим методам добычи нефти "Союзтермнефть" | Borehole pump |
| RU2314434C2 (en) * | 2004-08-10 | 2008-01-10 | Азамат Шамилевич Тукаев | Oil well pumping unit |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2010104412A1 (en) | 2010-09-16 |
| EA201101316A1 (en) | 2012-02-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10364658B2 (en) | Downhole pump with controlled traveling valve | |
| CA2838525C (en) | Single and multi-chamber wellbore pumps for fluid lifting | |
| US6145590A (en) | Device for removing sand from pump plungers | |
| US20190048695A1 (en) | Hydraulically powered downhole piston pump | |
| GB2108593A (en) | Well pump | |
| EA018864B1 (en) | Oil well plunger pumping | |
| CA2871378C (en) | Deviation tolerant well plunger pump | |
| RU2361115C1 (en) | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string | |
| US20210079771A1 (en) | Reciprocating downhole pump | |
| RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
| US9784254B2 (en) | Tubing inserted balance pump with internal fluid passageway | |
| RU144119U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS) | |
| RU84478U1 (en) | Borehole plunger pumping unit | |
| RU2344320C1 (en) | Method for control of water-driven pump set of oil-producing wells and device for its realisation | |
| RU2360145C1 (en) | Oil-well pump | |
| RU118695U1 (en) | Borehole plunger pumping unit | |
| RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
| RU2333387C2 (en) | Multiplier-type power driving unit for oil field plant | |
| RU2415302C1 (en) | Deep-well pumping unit for tubingless operation of wells | |
| SU943435A1 (en) | Hydraulically-driven well sucker-rod pump installation | |
| RU2052662C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
| RU2283970C1 (en) | Borehole pump unit | |
| RU165390U1 (en) | INSTALLATION OF A Borehole Hydraulic Piston Pumping Unit For Oil Production | |
| US20150300137A1 (en) | Pump Drive Unit for Water, Oil or Other Fluid Extraction | |
| RU2110667C1 (en) | Patching tool |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM RU |