RU141922U1 - DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP - Google Patents

DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP Download PDF

Info

Publication number
RU141922U1
RU141922U1 RU2013158564/03U RU2013158564U RU141922U1 RU 141922 U1 RU141922 U1 RU 141922U1 RU 2013158564/03 U RU2013158564/03 U RU 2013158564/03U RU 2013158564 U RU2013158564 U RU 2013158564U RU 141922 U1 RU141922 U1 RU 141922U1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
separate
pipe
receiving pipe
packer
wellhead
Prior art date
Application number
RU2013158564/03U
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Давлетович Валеев
Валерий Анатольевич Костилевский
Ришат Расулович Хайретдинов
Рашид Радикович Садрутдинов
Тимур Акрамович Агадуллин
Original Assignee
ОАО "Башнефтегеофизика"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by ОАО "Башнефтегеофизика" filed Critical ОАО "Башнефтегеофизика"
Priority to RU2013158564/03U priority Critical patent/RU141922U1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU141922U1 publication Critical patent/RU141922U1/en

Links

Images

Abstract

Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающее насосную установку с дополнительной нижней секцией рабочих колес, приемный патрубок, проходящий через пакер, разобщающий пласты, телескопический разъем в приемном патрубке, блок телеметрической системы, установленный непосредственно под погружным электродвигателем, трубку малого диаметра, спускаемую от источника газа высокого давления с устья скважины под насосную установку для подачи газа и переключения пластов, отличающееся тем, что внутри приемного патрубка или снаружи его в зависимости от расположения продуктивных пластов над телескопическим разъемом расположены гидравлические пакеры, внутренние полости которых сообщены через трубку малого диаметра с источником газа высокого давления на устье скважины.A device for separate production measurement during simultaneous and separate operation of a well equipped with an electric centrifugal pump, including a pumping unit with an additional lower section of impellers, a receiving pipe passing through a packer, uncoupling layers, a telescopic connector in a receiving pipe, and a telemetry system unit installed directly under the submersible motor , a small-diameter pipe lowered from a high-pressure gas source from the wellhead under a pumping unit for supplying g a mode and a formation switch, characterized in that inside the receiving pipe or outside it, depending on the location of the productive layers above the telescopic connector, hydraulic packers are located, the internal cavities of which are communicated through a small diameter pipe with a high pressure gas source at the wellhead.

Description

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована при одновременно-раздельной добыче нефти из скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН), для раздельного учета дебита и обводненности каждого пласта.The utility model relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate oil production from a well equipped with an electric centrifugal pump (ESP), to separately account for the flow rate and water cut of each reservoir.

Известно, что для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН /1/ применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса, проходящим через пакер. Насосная установка состоит из основного насоса и дополнительной нижней секции приводимой одним и тем же погружным электродвигателем. Нижняя секция насоса через приемный патрубок отбирает продукцию нижнего пласта и нагнетает в надпакерное пространство скважины через отверстия в корпусе установки ниже погружного двигателя. Продукция верхнего пласта поступает в надпакерное пространство скважины и, смешиваясь с продукцией нижнего пласта, поступает в приемный модуль основного насоса. В /1/ приемный патрубок установок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования.It is known that for simultaneous and separate operation of a well (ORE) with ESP / 1 /, installations are used in which the selection of the bottom formation products is carried out by the receiving pipe of the pump passing through the packer. The pump installation consists of a main pump and an additional lower section driven by the same submersible motor. The lower section of the pump through the inlet pipe selects the products of the lower reservoir and pumps them into the above-packer space of the well through holes in the installation casing below the submersible motor. The production of the upper layer enters the above-packer space of the well and, mixed with the production of the lower layer, enters the receiving module of the main pump. In / 1 / the receiving branch pipe of the units has a telescopic connector to prevent loads on the pump casing when the packer is planted and equipment is in operation.

Недостатком эксплуатации устройств является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.The disadvantage of the operation of the devices is the lack of the possibility of separate accounting of formation products.

Известна также насосная установка с блоком телеметрической системы (ТМС), установленным под погружным электродвигателем /2/. Блок ТМС позволяет производить измерения параметров работы двигателя и давления на приеме насоса. Однако, установка также не позволяет производить раздельный учет продукции пластов.Also known is a pumping unit with a telemetry system unit (TMS) installed under a submersible electric motor / 2 /. The TMS unit allows the measurement of engine performance and pressure at the pump intake. However, the installation also does not allow for separate accounting of formation products.

Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов /3/.Closest to the proposed invention is an installation for periodic separate oil production from two layers / 3 /.

В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающим поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню. Давление газа отжимает поршень, создавая канал для поступления продукции верхнего пласта. Сброс давления в трубке малого диаметра после проведения измерений за счет пружины возвращает поршень в исходное положение, при котором в насос поступает продукция нижнего пласта. Далее производят измерения параметров работы нижнего пласта.Two packers are installed in the well, cutting off the upper reservoir. Fluids of the lower and upper layers enter the reservoir switch, connecting alternately the layers to the pump inlet. Switching is performed using compressed gas supplied through a small diameter pipe from the wellhead to the spring-loaded piston. The gas pressure squeezes the piston, creating a channel for the production of the upper layer. The pressure relief in the small-diameter tube after measurements due to the spring returns the piston to its original position, at which the production of the lower layer enters the pump. Next, measure the parameters of the lower reservoir.

Установка имеет сложную двухпакерную конструкцию подземного оборудования и может откачивать в каждый период жидкость только одного пласта: верхнего или нижнего.The installation has a complex two-packer design of underground equipment and can pump out only one layer of fluid in each period: upper or lower.

Технической задачей полезной модели является обеспечение замера дебита и обводненности каждого разрабатываемого пласта.The technical task of the utility model is to ensure the measurement of flow rate and water cut of each developed formation.

Поставленная задача решается тем, что в известном устройстве, включающем насосную установку с дополнительной нижней секцией рабочих колес, приемный патрубок, проходящий через пакер, разобщающий пласты, телескопический разъем в приемном патрубке, блок телеметрической системы, установленный непосредственно под погружным электродвигателем, трубку малого диаметра, спускаемую от источника газа высокого давления с устья скважины под насосную установку для подачи газа и переключения пластов, согласно полезной модели, внутри приемного патрубка или снаружи его в зависимости от расположения продуктивных пластов над телескопическим разъемом расположены гидравлические пакеры, внутренние полости которых сообщены через трубку малого диаметра с источником газа высокого давления.The problem is solved in that in the known device, including a pumping unit with an additional lower section of the impellers, a receiving pipe passing through a packer, uncoupling the layers, a telescopic connector in the receiving pipe, a telemetry system unit installed directly under the submersible motor, a small diameter pipe, lowered from a high-pressure gas source from the wellhead under a pumping unit for gas supply and reservoir switching, according to a utility model, inside a receiving cartridge BSA or outside it depending on the location of the productive formations telescopic hydraulic jack arranged packers, the internal cavities are communicated through the small diameter tubing to a source of high pressure gas.

На фиг. 1 и 2 показаны схемы предлагаемой установки. На фиг. 1 представлена схема, предназначенная для верхнего расположения высоконапорного продуктивного пласта с большим дебитом. На фиг. 2 высоконапорный пласт расположен под низконапорным продуктивным пластом.In FIG. 1 and 2 show diagrams of the proposed installation. In FIG. 1 shows a diagram intended for the upper location of a high-pressure reservoir with a large flow rate. In FIG. 2, the high-pressure formation is located beneath the low-pressure reservoir.

В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущена электроцентробежная установка, состоящая из основного насоса 3, погружного электродвигателя 4, нижней секции 5 рабочих колес, силового кабеля 6, приемного модуля 7. В верхней части секции 5 выполнены отверстия 8 для выхода жидкости, а нижняя ее часть соединена с приемным патрубком 9, проходящим через пакер 10, разобщающий верхний 11 и нижний 12 продуктивные пласты. Патрубок 9 над пакером 10 имеет телескопический разъем 13 с внутренним и внешним цилиндрами. В верхней части приемного патрубка 9 над телескопическим разъемом 13 размещен гидравлический пакер 14, внутренняя полость которого через трубку малого диаметра 15 сообщена с дневной поверхностью. В нижней части погружного электродвигателя 4 размещен полый блок 16 телеметрической системы (ТМС), который с помощью геофизического кабеля 17 соединен с глубинным манометром 18, спущенным до кровли нижнего пласта 12. Вход геофизического кабеля 17 в приемный патрубок 9 выполнен ниже пакера 14. На дневной поверхности кабель 6 соединен со станцией управления 19 с преобразователем частоты тока электропривода, а трубка малого диаметра 15 с помощью кранов 20 и 21 соединена с источником газа высокого давления 22. Между кранами 20 и 21 размещены регулятор расхода газа 23 и контролирующий манометр 24. Блок ТМС позволяет измерять давления жидкости как на приеме УЭЦН, так и на забое нижнего пласта.An electric centrifugal unit was launched into the well 1 on the tubing string 2, consisting of the main pump 3, the submersible motor 4, the lower section 5 of the impellers, the power cable 6, the receiving module 7. In the upper part of the section 5, openings 8 are made for the liquid to exit, and its lower part is connected to the receiving pipe 9 passing through the packer 10, separating the upper 11 and lower 12 productive formations. The pipe 9 above the packer 10 has a telescopic connector 13 with inner and outer cylinders. In the upper part of the receiving pipe 9 above the telescopic connector 13 there is a hydraulic packer 14, the inner cavity of which is connected to the day surface through a small diameter tube 15. In the lower part of the submersible electric motor 4 there is a hollow block 16 of a telemetry system (TMS), which is connected with a geophysical cable 17 to a depth gauge 18, lowered to the roof of the lower layer 12. The input of the geophysical cable 17 into the receiving pipe 9 is made below the packer 14. On the daytime cable 6 is connected to the control station 19 with a frequency converter of the electric drive current, and a small diameter tube 15 is connected to a high-pressure gas source 22 using taps 20 and 21. A flow regulator is located between the taps 20 and 21 and the gas pressure gauge 23 and a controlling unit 24. The TMS allows measuring fluid pressure at both the reception ESP, and the bottom of the lower reservoir.

На фиг. 2 в отличие от схемы, представленной на фиг. 1, гидралический пакер 14 расположен с наружной стороны патрубка 9, а вход геофизического кабеля 17 в патрубок 9 выполнен выше места установки пакера 14.In FIG. 2 in contrast to the circuit shown in FIG. 1, the hydraulic packer 14 is located on the outside of the pipe 9, and the input of the geophysical cable 17 into the pipe 9 is made above the installation site of the packer 14.

Пакер 14 содержит эластичную оболочку, которая под высоким давлением изнутри растягивается и, прижимаясь к трубам, герметизирует приемный патрубок 9 (фиг. 1) или межтрубное пространство (фиг. 2). При сбросе давления оболочка пакера принимает начальную форму и обеспечивает проток жидкости через него.The packer 14 contains an elastic shell, which is stretched under high pressure from the inside and, pressing against the pipes, seals the receiving pipe 9 (Fig. 1) or annulus (Fig. 2). When depressurizing, the packer shell assumes its initial shape and allows fluid to flow through it.

Работа устройства при верхнем расположении высоконапорного пласта (фиг. 1) осуществляется следующим образом. Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 10 с нижней частью приемного патрубка 9 и внешним цилиндром телескопического разъема 13 на верхнем конце. Далее в скважину спускают электроцентробежную установку с верхней частью патрубка 9 и внутренним цилиндром телескопического разъема 13 на конце, гидравлическим пакером 14, глубинным манометром 18, подвешенным к насосу геофизическим кабелем 17. При спуске внутренний цилиндр телескопического разъема 13 входит во внешний, обеспечивая герметичность патрубка 9. При этом глубинный манометр 18. войдя во внутрь нижней части патрубка 9, проходит по нему до кровли нижнего пласта 12.The operation of the device at the upper location of the high-pressure reservoir (Fig. 1) is as follows. First, a packer 10 is installed in the well 1 with the lower part of the receiving pipe 9 and the outer cylinder of the telescopic connector 13 at the upper end. Next, an electric centrifugal installation is lowered into the well with the upper part of the nozzle 9 and the inner cylinder of the telescopic connector 13 at the end, a hydraulic packer 14, a depth gauge 18 suspended from the pump by a geophysical cable 17. When lowering, the inner cylinder of the telescopic connector 13 enters the outer cylinder, ensuring the tightness of the nozzle 9 At the same time, the depth gauge 18. having entered the inside of the lower part of the pipe 9, passes through it to the roof of the lower layer 12.

После спуска установка включается в работу. Нижняя секция 5 насоса производит откачку продукции нижнего пласта 12 через приемный патрубок 9. Эта продукция выходит в ствол скважины через отверстия 8 и, смешиваясь с продукцией верхнего пласта 11, входит в приемный модуль 7 насоса 3 и откачивается по колонне труб 2 на дневную поверхность. При этом эластичная оболочка пакера 14 находится в сжатом состоянии и обеспечивает свободный доступ жидкости пласта 12 к приему нижней секции 5 насоса. В этот период эксплуатации УЭЦН производятся замеры дебитов нефти и воды скважины на дневной поверхности, а также забойного давления пласта 12 и давления на приеме УЭЦН, которое пересчитывается на забойное давление пласта 11 по средней плотности жидкости на участке от приема УЭЦН до кровли пласта 11.After the descent, the installation is included in the work. The lower section 5 of the pump pumps out the products of the lower formation 12 through the receiving pipe 9. This product enters the wellbore through the holes 8 and, mixed with the products of the upper formation 11, enters the receiving module 7 of the pump 3 and is pumped through the pipe string 2 to the day surface. In this case, the elastic shell of the packer 14 is in a compressed state and provides free access to the fluid of the formation 12 to the reception of the lower section 5 of the pump. During this period of operation of the ESP, the oil and water production rates of the well are measured on the day surface, as well as the bottomhole pressure of the formation 12 and the pressure at the reception of the ESP, which is calculated on the bottomhole pressure of the formation 11 according to the average fluid density in the area from the reception of the ESP to the roof of the formation 11.

Для проведения раздельного замера продукции пластов 11 и 12 производят подачу газа высокого давления из емкости 22 через трубку 15 во внутреннюю полость гидравлического пакера 14. Давление в пакере 14 контролируется манометром 24 и по достижению расчетного значения поддерживается постоянным за весь период измерений. Подъем давления в пакере 14 позволяет за счет растяжения эластичной оболочки перекрыть патрубок 9 и отсечь пласт 12. После этого насос 13 начнет откачивать только продукцию верхнего пласта 11. Уменьшение поступления жидкости в насос при сохранении его режима приведет к снижению динамического уровня жидкости в скважине, а, следовательно, к увеличению отбора продукции из верхнего пласта 11 за счет увеличения депрессии. Поэтому, замер дебита верхнего пласта в этот период приведет к существенной ошибке. Во избежание этого, с помощью преобразователя частоты тока электропривода производят уменьшение числа оборотов вала погружного двигателя с целью снижения подачи насоса и доведения ее до уровня дебита верхнего пласта к моменту отсечения нижнего пласта. Контроль за дебитом верхнего пласта производят по давлению на приеме УЭЦН с помощью ТМС. Оно должно соответствовать давлению до момента отсечения нижнего пласта. После того как произойдет полная замена жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 2. производят замеры дебитов нефти и воды верхнего пласта на дневной поверхности. Дебиты нефти и воды нижнего пласта рассчитывают вычитанием полученных дебитов верхнего пласта из общих дебитов скважины, замеренных ранее. После проведения замеров сбрасывают давление газа в трубке 15 до атмосферного значения. Оболочка пакера 14 примет прежнюю форму и откроет доступ жидкости нижнего пласта к насосу через патрубок 9. После этого производят увеличение частоты вращения вала насоса до прежнего значения. УЭЦН начнет работать в предыдущем режиме одновременно-раздельной добычи нефти.To conduct separate measurements of the products of the seams 11 and 12, high-pressure gas is supplied from the reservoir 22 through the tube 15 to the internal cavity of the hydraulic packer 14. The pressure in the packer 14 is controlled by a pressure gauge 24 and, upon reaching the calculated value, is maintained constant for the entire measurement period. The pressure increase in the packer 14 allows you to block the pipe 9 and cut off the reservoir 12 by stretching the elastic shell. After that, the pump 13 will begin to pump out only the products of the upper reservoir 11. A decrease in the flow of fluid into the pump while maintaining its mode will lead to a decrease in the dynamic level of the fluid in the well, and , therefore, to increase the selection of products from the upper layer 11 due to an increase in depression. Therefore, measuring the flow rate of the upper reservoir during this period will lead to a significant error. To avoid this, using the frequency converter of the electric drive current, the number of revolutions of the shaft of the submersible motor is reduced in order to reduce the pump flow and bring it to the flow rate of the upper layer by the time the lower layer is cut off. The control of the flow rate of the upper layer is carried out by pressure at the reception of the ESP using TMS. It should correspond to the pressure until the lower layer is cut off. After there will be a complete replacement of the liquid in the tubing string 2. measure the flow rates of oil and water of the upper layer on the surface. The oil and water production rates of the lower formation are calculated by subtracting the obtained production rates of the upper formation from the total production rates of the well, measured earlier. After the measurements, the gas pressure in the tube 15 is reduced to atmospheric value. The shell of the packer 14 will take the previous shape and open the access of the lower reservoir fluid to the pump through the pipe 9. After that, the pump shaft speed is increased to the previous value. The ESP will start working in the previous regime of simultaneous-separate oil production.

При нижнем расположении высоконапорного пласта (фиг. 2) пакер 14 перекрывает верхний пласт 11. В остальном работа устройства осуществляется аналогичным образом. При этом перекрытие верхнего пласта позволяет замерить дебиты нижнего пласта, а дебиты верхнего определяют расчетным путем.With the lower location of the high-pressure formation (Fig. 2), the packer 14 overlaps the upper formation 11. The rest of the operation of the device is carried out in a similar way. In this case, the overlap of the upper layer allows you to measure the flow rate of the lower layer, and the flow rate of the upper layer is determined by calculation.

В предложенном устройстве необходимость перекрытия низконапорного пласта вызвана возможностью доведения подачи УЭЦН до значения дебита высоконапорного пласта небольшим изменением частоты тока электропривода, что может оказаться невозможным при перекрытии высоконапорного пласта.In the proposed device, the need to shut off the low-pressure formation is caused by the possibility of bringing the ESP flow rate to the flow rate of the high-pressure formation by a small change in the frequency of the electric drive current, which may not be possible when the high-pressure formation is closed.

Технико-экономическим преимуществом полезной модели является обеспечение точности раздельного замера дебитов пластов за счет полного перекрытия одного из пластов и сохранения дебита другого.The technical and economic advantage of the utility model is to ensure the accuracy of separate measurement of formation rates due to the complete overlap of one of the layers and maintaining the flow rate of the other.

ЛитератураLiterature

1. Патент РФ №120461 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. Би №26.1. RF patent No. 120461 for a utility model. Installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate well operation. Claim 04/10/2012. Publ. 09/20/2012. Bi number 26.

2. Патент РФ №129144 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации скважины. Заявл. 14.12.2012. Опубл. 20.06.2013. Би №17.2. RF patent No. 129144 for a utility model. Installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate well operation. Claim 12/14/2012. Publ. 06/20/2013. Bee number 17.

3. Патент РФ №2443852 C2. Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 05.04.2010. Опубл. 27.02.2012. БИ №28.3. RF patent No. 2443852 C2. Installation for periodic separate oil production from two layers. Claim 04/05/2010. Publ. 02/27/2012. BI No. 28.

Claims (1)

Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, включающее насосную установку с дополнительной нижней секцией рабочих колес, приемный патрубок, проходящий через пакер, разобщающий пласты, телескопический разъем в приемном патрубке, блок телеметрической системы, установленный непосредственно под погружным электродвигателем, трубку малого диаметра, спускаемую от источника газа высокого давления с устья скважины под насосную установку для подачи газа и переключения пластов, отличающееся тем, что внутри приемного патрубка или снаружи его в зависимости от расположения продуктивных пластов над телескопическим разъемом расположены гидравлические пакеры, внутренние полости которых сообщены через трубку малого диаметра с источником газа высокого давления на устье скважины.
Figure 00000001
A device for separate production measurement during simultaneous and separate operation of a well equipped with an electric centrifugal pump, including a pumping unit with an additional lower section of impellers, a receiving pipe passing through a packer, uncoupling layers, a telescopic connector in a receiving pipe, and a telemetry system unit mounted directly under the submersible motor , a small-diameter pipe lowered from a high-pressure gas source from the wellhead under a pumping unit for supplying g a mode and a formation switching, characterized in that inside the receiving pipe or outside it, depending on the location of the productive layers above the telescopic connector, hydraulic packers are located, the internal cavities of which are communicated through a small diameter pipe with a high pressure gas source at the wellhead.
Figure 00000001
RU2013158564/03U 2013-12-27 2013-12-27 DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP RU141922U1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013158564/03U RU141922U1 (en) 2013-12-27 2013-12-27 DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013158564/03U RU141922U1 (en) 2013-12-27 2013-12-27 DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU141922U1 true RU141922U1 (en) 2014-06-20

Family

ID=51218871

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013158564/03U RU141922U1 (en) 2013-12-27 2013-12-27 DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU141922U1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2620824C1 (en) * 2015-12-22 2017-05-30 Мурад Давлетович Валеев Device for sequential oil and water sampling from well

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
RU2620824C1 (en) * 2015-12-22 2017-05-30 Мурад Давлетович Валеев Device for sequential oil and water sampling from well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2014141711A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU2485292C2 (en) Device for simultaneous and separate operation of well with two formations
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2513796C1 (en) Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump
RU2473790C1 (en) System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
RU2550633C1 (en) Aggregate for dual bed operation in well
RU136483U1 (en) PUMPING INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE WORKING DOWNLOAD IN TWO LAYERS
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
CN103061724A (en) Layered pressure control combined drainage-production device for double coal-beds prone to dust and sand spraying
RU2540720C1 (en) Development of oil seam by horizontal well extensions
RU129144U1 (en) INSTALLING ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL
RU2515630C1 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU138135U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED HYDROCARBON PRODUCTION
RU2559999C2 (en) Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation
RU144762U1 (en) INSTALLING A BODY PUMP FOR OPERATION OF A WELL WITH A SIDE BORE
RU124744U1 (en) INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS)
RU60616U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS
RU165807U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS OF ONE WELL
RU144477U1 (en) PUMPING SYSTEM FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION FROM TWO LAYERS
CN104929595A (en) Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof
RU2601685C1 (en) Method of operating flooded wells and system therefor
RU2440514C1 (en) Oil-well pumping unit

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Utility model has become invalid (non-payment of fees)

Effective date: 20151228