RU177215U1 - INSTALLATION FOR LIFTING WELL LIQUID - Google Patents
INSTALLATION FOR LIFTING WELL LIQUID Download PDFInfo
- Publication number
- RU177215U1 RU177215U1 RU2017125313U RU2017125313U RU177215U1 RU 177215 U1 RU177215 U1 RU 177215U1 RU 2017125313 U RU2017125313 U RU 2017125313U RU 2017125313 U RU2017125313 U RU 2017125313U RU 177215 U1 RU177215 U1 RU 177215U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hydraulic cylinder
- pipe
- installation
- well
- drive hydraulic
- Prior art date
Links
Images
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
- F04B47/06—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth
- F04B47/08—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps having motor-pump units situated at great depth the motors being actuated by fluid
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована для подъема продукции из скважин при их эксплуатации и освоении, т.е. в процессе добычи нефти, газа, газоконденсата или воды, а также проведении работ по ремонту скважин и интенсификации притока.Техническим результатом заявленной полезной модели является расширение области применения предлагаемой установки, снижение массогабаритных характеристик, трудозатрат на монтаж и демонтаж и уменьшение тепловых потерь при подъеме скважинной жидкости. Установка для подъема скважинной жидкости содержит плунжерный насос с приводным гидроцилиндром, гидрораспределитель, продуктопровод для подъема продукции из скважины, два гидроканала для подачи рабочей жидкости в приводной гидроцилиндр, при этом гидроканалы через гидрораспределитель соединены с приводным гидроцилиндром в верхней и нижней его частях, а продуктопровод соединен с выходом плунжерного насоса, причем гидроканалы и продуктопровод выполнены в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to lift products from wells during their operation and development, i.e. during the production of oil, gas, gas condensate or water, as well as the repair of wells and stimulation of the inflow. The technical result of the claimed utility model is to expand the scope of the proposed installation, reduce weight and size characteristics, labor costs for installation and dismantling, and reduce heat loss during the lifting of the well liquids. Installation for raising well fluid contains a plunger pump with a drive hydraulic cylinder, a control valve, a product pipeline for lifting products from the well, two channels for supplying working fluid to the drive hydraulic cylinder, while the hydraulic channels through the valve are connected to the drive hydraulic cylinder in its upper and lower parts, and the product pipe is connected with the output of the plunger pump, and the hydrochannels and the product pipeline are made in the form of a flexible high-pressure reinforced polymer pipe.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИFIELD OF TECHNOLOGY
Полезная модель относится к нефтегазовой отрасли и может быть использована для подъема продукции из скважин при их эксплуатации и освоении, т.е. в процессе добычи нефти, газа, газоконденсата или воды, а также проведении работ по ремонту скважин и интенсификации притока.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to lift products from wells during their operation and development, i.e. in the process of oil, gas, gas condensate or water production, as well as work on well repair and stimulation of inflow.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИBACKGROUND
Известен насос для малодебитной скважины, раскрытый в RU 2492365 С2, опубл. 10.09.2013. Насос для малодебитной скважины содержит гибкие насосно-компрессорные трубы, электрокабель, кольцевые соленоиды в герметичных корпусах, клапанные седла из ферромагнитного и немагнитного материала. При этом насос для малодебитной скважины имеет гибкие насосно-компрессорные трубы, выполненные из композитного материала. В стенках расположены жилы электрокабеля для соединения блока управления с тем или иным кольцевым соленоидом. Клапанные седла установлены внутри эластичной муфты, каждое клапанное седло из ферромагнитного материала расположено относительно кольцевого соленоида и соединено с муфтой с возможностью возвратно-поступательного перемещения от взаимодействия с кольцевым соленоидом, клапанные седла из немагнитного материала закреплены на герметичном корпусе соответствующего кольцевого соленоида.A known pump for low-yield wells, disclosed in RU 2492365 C2, publ. 09/10/2013. A pump for a low-yield well contains flexible tubing, an electric cable, annular solenoids in sealed enclosures, valve seats made of ferromagnetic and non-magnetic material. At the same time, the pump for a low-production well has flexible tubing made of composite material. In the walls are the conductors of the electric cable for connecting the control unit to one or another ring solenoid. Valve seats are installed inside an elastic coupling, each valve seat of ferromagnetic material is located relative to the annular solenoid and is connected to the coupling with the possibility of reciprocating movement from interaction with the annular solenoid, valve seats of non-magnetic material are mounted on the sealed casing of the corresponding annular solenoid.
Недостатком данного технического решения является ограничения по возможному объему поднимаемой жидкости вследствие применения в скважинной компоновке линейного привода. Имеющиеся на настоящий момент разработки вентильных линейных приводов на основе соленоидов, постоянных магнитов сложны, малонадежны и дорогостоящи, что ограничивает их применение.The disadvantage of this technical solution is the limitation on the possible volume of fluid to be raised due to the use of a linear actuator in the downhole assembly. Currently available designs of linear linear drives based on solenoids, permanent magnets are complex, unreliable and expensive, which limits their application.
Кроме того энергетическая установка для добычи нефти, раскрытая в RU 2008148387 А, опубл. 20.06.2010, прототип. Энергетическая установка содержит насос, насосно-компрессорные трубы, трубы высокого давления гидравлически связанные с насосом в гидростанции на поверхности и емкость для масла. При этом энергетическая установка снабжена расположенными в гидростанции емкостями для воды, регулируемым агрегатом объемного гидропривода, регулятором расхода масла, гидроприводным насосом, который по трубам высокого давления подает в скважинный насос воду, в том числе обратными клапанами на входных трубопроводах для воды гидроприводного насоса, а на выходных трубопроводах высокого давления выполнены отводные патрубки с запорными вентилями для выхода воздуха из гидросистемы скважинного насоса, причем в скважинном насосе объем полостей под поршнями выполнен больше объема полостей над поршнями гидроприводного насоса.In addition, the power plant for oil production, disclosed in RU 2008148387 A, publ. 06/20/2010, prototype. The power plant includes a pump, tubing, high pressure pipes hydraulically connected to the pump in the surface hydroelectric station and an oil tank. At the same time, the power plant is equipped with water tanks located in the hydroelectric station, an adjustable volumetric hydraulic drive unit, an oil flow regulator, a hydraulic drive pump that delivers water through the high pressure pipes to the well pump, including non-return valves on the water inlet pipelines of the hydraulic drive pump, and high pressure outlet pipelines are equipped with branch pipes with shut-off valves for air outlet from the hydraulic system of the borehole pump, and the floor volume in the borehole pump stey under pistons made larger than the volume of the piston cavities of hydraulic pump.
Недостатком энергетической установки является необходимость спуска нескольких труб, кроме непосредственно насосно-компрессорной трубы (НКТ) еще и трубы высокого давления. При традиционно применяемой резьбовой схеме соединений протяженных труб из отдельных отрезков получается большое количество этих соединений, что, несомненно, снижает надежность системы в целом и значительно увеличивает трудоемкость монтажа. Кроме того, отсутствует возможность применения такой установки в горизонтальных и искривленных стволах скважин. Так же недостатком такой установки является отсутствие компонентов для предотвращения охлаждения добываемого флюида при добыче в условиях низких температур на поверхности.The disadvantage of a power plant is the need to run several pipes, in addition to the tubing itself, and also high pressure pipes. With the traditionally used threaded connection scheme for extended pipes, separate sections produce a large number of these connections, which undoubtedly reduces the reliability of the system as a whole and significantly increases the complexity of installation. In addition, there is no possibility of using such an installation in horizontal and curved wellbores. Also a disadvantage of such an installation is the lack of components to prevent cooling of the produced fluid during production at low surface temperatures.
РАСКРЫТИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИDISCLOSURE OF A USEFUL MODEL
Задачей заявленной полезной модели является создание установки для подъема скважинной жидкости на основе плунжерного насоса с низкими массогабаритными показателями, возможностью применения в горизонтальных и искривленных стволах скважин, не требующей больших трудозатрат при ее монтаже и демонтаже и поддержание температуры добываемого флюида.The objective of the claimed utility model is to create an installation for raising wellbore fluid based on a plunger pump with low mass and size indicators, the possibility of using it in horizontal and curved wellbores, which does not require large labor costs during its installation and dismantling, and maintaining the temperature of the produced fluid.
Техническим результатом заявленной полезной модели является расширение области применения предлагаемой установки, снижение массогабаритных характеристик, трудозатрат на монтаж и демонтаж и уменьшения тепловых потерь при подъеме скважинной жидкости.The technical result of the claimed utility model is to expand the scope of the proposed installation, reduce weight and size characteristics, labor costs for installation and dismantling, and reduce heat loss when lifting well fluid.
Указанный технический результат достигается за счет того, что установка для подъема скважинной жидкости содержит плунжерный насос с приводным гидроцилиндром, гидрораспределитель, продуктопровод для подъема продукции из скважины, два гидроканала для подачи рабочей жидкости в приводной гидроцилиндр, при этом гидроканалы через гидрораспределитель соединен с приводным гидроцилиндром в верхней и нижней его частях, а продуктопровод соединен с выходом плунжерного насоса, причем гидроканалы и продуктопровод выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.The specified technical result is achieved due to the fact that the installation for raising well fluid contains a plunger pump with a drive hydraulic cylinder, a control valve, a product pipe for lifting products from the well, two hydraulic channels for supplying working fluid to the drive hydraulic cylinder, while the hydraulic channels are connected to the drive hydraulic cylinder through the valve the upper and lower parts, and the product line is connected to the outlet of the plunger pump, and the hydrochannels and the product line are made in the form of a flexible high porn reinforced polymer pipe.
Гидроканалы и продуктопровод выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.Hydrochannels and a product pipeline are made in the form of a flexible high-pressure reinforced polymer pipe.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены грузонесущими.Flexible high-pressure reinforced polymer pipes are load-bearing.
Гидроканалы и продуктопровод объединены в единый корпус в виде трубной сборки.Hydro channels and product pipelines are combined into a single housing in the form of a pipe assembly.
Гидроканалы выполнены с возможностью изменения направления подачи рабочей жидкости.Hydrochannels are configured to change the direction of supply of the working fluid.
В корпусе трубной сборки расположены изолированные проводники.Insulated conductors are located in the pipe assembly body.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого расположены продольные и поперечные армирующие элементы в виде металлических проволок или лент или высокопрочных химических волокон.Flexible high-pressure reinforced polymer pipes are made of a continuous layer of polymer material, inside of which there are longitudinal and transverse reinforcing elements in the form of metal wires or tapes or high-strength chemical fibers.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙBRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:The invention will be more clear from the description, which is not restrictive and given with reference to the accompanying drawings, which depict:
Фиг. 1 - Устройство для подъема скважинной жидкости (вариант 1).FIG. 1 - Device for lifting well fluid (option 1).
Фиг. 2 - Устройство для подъема скважинной жидкости (вариант 2).FIG. 2 - Device for lifting well fluid (option 2).
Фиг. 3 - Вид сверху корпуса трубной сборки в соответствии с вариантом 1 или 2 расположения продуктопровода и гидроканалов.FIG. 3 - Top view of the pipe assembly housing in accordance with
Фиг. 4 - Вид сверху корпуса трубной сборки в соответствии с вариантом 1 или 2 расположения продуктопровода и гидроканалов.FIG. 4 - Top view of the pipe assembly housing in accordance with
1 - корпус трубной сборки; 2 - плунжерный насос; 3 - приводной гидроцилиндр; 4 - шток; 5 - обсадная колонна; 6 - скважина; 7 - продуктопровод; 8 - гидроканал; 9 - выход плунжерного насоса; 10 - труба высокого давления выкидной магистрали; 11 - гидростанция; 12 - накопительная емкость; 13 - гидрораспределитель; 14 - поршень приводного гидроцилиндра; 15 - плунжер плунжерного насоса; 16 - система клапанов; 17 - скважинная жидкость; 18 - наземная станция управления; 19 - рабочая жидкость питания гидроцилиндра; 20 - электрические проводники; 21 - толкатель; 22 - сплошной слой полимерного материала; 23 - внутренняя поверхность гибких высоконапорных армированных полимерных труб; 24 - внешняя поверхность гибких высоконапорных армированных полимерных труб; 25 - армирующие элементы.1 - pipe assembly housing; 2 - plunger pump; 3 - drive hydraulic cylinder; 4 - stock; 5 - casing string; 6 - well; 7 - product pipeline; 8 - hydrochannel; 9 - the output of the plunger pump; 10 - pipe high pressure flow line; 11 - hydroelectric station; 12 - storage capacity; 13 - a hydrodistributor; 14 - a piston of a driving hydraulic cylinder; 15 - plunger of the plunger pump; 16 - valve system; 17 - well fluid; 18 - ground control station; 19 - working fluid supply hydraulic cylinder; 20 - electrical conductors; 21 - a pusher; 22 - a continuous layer of polymeric material; 23 - the inner surface of the flexible high-pressure reinforced polymer pipes; 24 - the outer surface of the flexible high-pressure reinforced polymer pipes; 25 - reinforcing elements.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИIMPLEMENTATION OF A USEFUL MODEL
В соответствии с фиг. 1-4 установка для подъема скважинной жидкости содержит плунжерный насос (2) с приводным гидроцилиндром (3), гидрораспределитель (13), продуктопровод (7) для подъема продукции из скважины, два гидроканала (8) для подачи рабочей жидкости (19) в приводной гидроцилиндр (3), при этом гидроканалы (8) через гидрораспределитель (13) соединен с приводным гидроцилиндром (3) в верхней и нижней его частях, а продуктопровод (7) соединен с выходом плунжерного насоса (2), причем гидроканалы (8) и продуктопровод (8) выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.In accordance with FIG. 1-4, a device for raising a well fluid includes a plunger pump (2) with a drive hydraulic cylinder (3), a control valve (13), a product pipeline (7) for lifting products from the well, two hydraulic channels (8) for supplying the working fluid (19) to the drive a hydraulic cylinder (3), while the hydraulic channels (8) through the valve (13) are connected to the driving hydraulic cylinder (3) in its upper and lower parts, and the product pipe (7) is connected to the outlet of the plunger pump (2), and the hydraulic channels (8) and product pipeline (8) is made in the form of a flexible high-pressure reinforced polymer Noah pipe.
Гидроканалы (8) и продуктопровод (7) выполнен в виде гибкой высоконапорной армированной полимерной трубы.Hydrochannels (8) and product pipeline (7) are made in the form of a flexible high-pressure reinforced polymer pipe.
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены грузонесущими.Flexible high-pressure reinforced polymer pipes are load-bearing.
Гидроканалы (8) и продуктопровод (7) объединены в единый корпус трубной сборки (1).Hydrochannels (8) and product pipeline (7) are combined into a single tube assembly housing (1).
Гидроканалы выполнены с возможностью изменения направления подачи рабочей жидкости.Hydrochannels are configured to change the direction of supply of the working fluid.
В корпусе трубной сборки (1) расположены изолированные проводники.Insulated conductors are located in the tube assembly housing (1).
Гибкие высоконапорные армированные полимерные трубы выполнены из сплошного слоя полимерного материала, внутри которого расположены продольные и поперечные армирующие элементы в виде металлических проволок или лент или высокопрочных химических волокон.Flexible high-pressure reinforced polymer pipes are made of a continuous layer of polymer material, inside of which there are longitudinal and transverse reinforcing elements in the form of metal wires or tapes or high-strength chemical fibers.
Представленная на фиг. 1 установка монтируется следующим образом: в обсадную колонну (5) скважины (6) опускается корпус трубной сборки (1), состоящий из продуктопровода (7) и двух гидроканалов (8), представляющих собой полимерные армированные трубы, закрепленные в корпусе трубной сборки (1). На спускаемом конце трубной сборки устанавливается плунжерный насос (2) с приводным гидроцилиндром (3). Нижний конец продуктопровода (7) подключен к выходу (9) плунжерного насоса (2), а верхний конец продуктопровода (7) - к трубе высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). Нижние концы двух гидроканалов (8) подключены к приводному гидроцилиндру (8) в верхней и нижней его частях (на разной высоте), а верхние концы -через трубы высокого давления с гидрораспределитель (13), расположенным на поверхности в гидростанции (11), в которой расположена наземная станция управления (18) и накопительная емкость (12) с рабочей жидкостью (19), при этом накопительная емкость (12) при помощи труб высокого давления подключена ко входу и выходу гидрораспределителя (13).Presented in FIG. 1 installation is mounted as follows: in the casing (5) of the well (6) the pipe assembly housing (1) is lowered, consisting of the product pipeline (7) and two hydraulic channels (8), which are polymer reinforced pipes fixed in the pipe assembly housing (1) ) At the descent end of the pipe assembly, a plunger pump (2) with a drive hydraulic cylinder (3) is installed. The lower end of the product pipe (7) is connected to the outlet (9) of the plunger pump (2), and the upper end of the product pipe (7) is connected to the high pressure pipe of the flow line (10) of the well (6). The lower ends of the two hydraulic channels (8) are connected to the drive hydraulic cylinder (8) in the upper and lower parts (at different heights), and the upper ends through a high pressure pipe with a control valve (13) located on the surface in the hydraulic station (11), in which is the ground control station (18) and the storage tank (12) with the working fluid (19), while the storage tank (12) is connected to the input and output of the valve (13) using high pressure pipes.
Установка в соответствии с фиг. 1 работает следующим образом. Рабочая жидкость (19) из накопительной емкости (12) по трубе высокого давления через вход гидрораспределителя (3) подается через первый гидроканал (8) в нижнюю часть приводного гидроцилиндра (3). Рабочая жидкость (19) давит на поршень (14) приводного гидроцилиндра (3) и поднимает его вверх, при этом связанный с поршнем (14) шток (4) связан с плунжером (15) плунжерного насоса (2), поднимает плунжер (15) вверх тем самым, заполняя пространство плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17), а рабочая жидкость (19) по второму гидроканалу (8) и трубам высокого давления через выход гидрораспределителя (3) возвращается обратно в накопительную емкость (12). После заполнения (положение штока (4) в верхнем положении) пространства плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17) гидрораспределитель (13) осуществляет переключение потока рабочей жидкости (19) в обратном направлении. В результате переключения потока рабочей жидкости (19), она через второй гидроканал (8) поступает в верхнюю часть приводного гидроцилиндра (3) и опускает поршень (14) и связанный с ним через шток (4) плунжер (15) плунжерного насоса (2), при этом рабочая жидкость (19) через первый гидроканал (8) и трубы высокого давления возвращается в накопительную емкость (12), а скважинная жидкость (17) через систему клапанов (16) поступает на выход (9) плунжерного насоса по продуктопроводу (7) поступает в трубу высокого давления выкидной магистрали (10) и извлекается из скважины (6). При переключении потоков рабочей жидкости (19) гидрораспределителем (13), поршень (14) приводного гидроцилиндра (3) совершает возвратно-поступательные движения, а связанный штоком (4) с поршнем (14) приводного гидроцилиндра (3) плунжер (15) плунжерного насоса (2) через систему клапанов (16) подает скважинную жидкость (17) в продуктопровод (7), соединенный с трубой высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). Управление гидрораспределителем (13) производится от наземной станции управления (18). На каждом цикле рабочая жидкость (19) питания приводного гидроцилиндра (3) забирается и возвращается в наземную накопительную емкость (12), т.е. приводная гидросистема имеет замкнутый контур.The installation in accordance with FIG. 1 works as follows. The working fluid (19) from the storage tank (12) through the high pressure pipe through the inlet of the control valve (3) is fed through the first hydraulic channel (8) to the lower part of the drive hydraulic cylinder (3). The working fluid (19) presses on the piston (14) of the drive hydraulic cylinder (3) and lifts it up, while the rod (4) connected to the piston (14) is connected to the plunger (15) of the plunger pump (2), raises the plunger (15) thereby, filling the space of the plunger pump (2) with borehole fluid (17), and the working fluid (19) through the second hydrochannel (8) and high pressure pipes through the outlet of the control valve (3) returns to the storage tank (12). After filling (the position of the stem (4) in the upper position) of the space of the plunger pump (2) with the borehole fluid (17), the control valve (13) switches the flow of the working fluid (19) in the opposite direction. As a result of switching the flow of the working fluid (19), it flows through the second hydraulic channel (8) into the upper part of the drive hydraulic cylinder (3) and lowers the piston (14) and the plunger pump (2) (15) connected to it via the rod (4) (2) , while the working fluid (19) through the first hydrochannel (8) and high pressure pipes returns to the storage tank (12), and the borehole fluid (17) through the valve system (16) enters the outlet (9) of the plunger pump through the product pipe (7 ) enters the high pressure pipe of the flow line (10) and is removed from the wells us (6). When the flow of the working fluid (19) is switched by the hydraulic distributor (13), the piston (14) of the drive hydraulic cylinder (3) performs reciprocating movements, and the plunger (15) of the plunger pump connected by the rod (4) to the piston (14) of the drive hydraulic cylinder (3) (2) through the valve system (16) feeds the borehole fluid (17) into the product pipeline (7) connected to the high pressure pipe of the flow line (10) of the well (6). The control valve (13) is made from the ground control station (18). At each cycle, the working fluid (19) supplying the drive hydraulic cylinder (3) is taken and returned to the ground storage tank (12), i.e. hydraulic drive system has a closed loop.
Представленная на фиг. 2. установка монтируется следующим образом: в обсадную колонну (5) скважины (6) опускается корпус трубной сборки (1), состоящий из продуктопровода (7) и гидроканалов (8), представляющих собой полимерные армированные трубы, закрепленные в корпусе трубной сборки (1). На спускаемом конце трубной сборки устанавливается плунжерный насос (2) с приводным гидроцилиндром (3) и гидрораспределитель (13), расположенный между корпусом трубной сборки (1) и приводным гидроцилиндром (3). Нижний конец продуктопровода (7) подключен к выходу (9) плунжерного насоса (2), а верхний конец - к трубе высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). Нижние концы двух гидроканалов (8) подключены к приводному гидроцилиндру (8) в верхней и нижней его частях (на разной высоте), при этом гидроканалы (8) проходят через вход и выход гидрораспределителя (13). Верхние концы гидроканалов (8) подключены к трубам высокого давления, которые подключены к накопительной емкости (12) с рабочей жидкостью (19), расположенной на поверхности в гидростанции (11), в которой расположена наземная станция управления (18).Presented in FIG. 2. The installation is mounted as follows: the pipe assembly housing (1) is lowered into the casing (5) of the well (6), consisting of the product pipeline (7) and hydraulic channels (8), which are polymer reinforced pipes fixed in the pipe assembly housing (1) ) At the descent end of the pipe assembly, a plunger pump (2) with a drive hydraulic cylinder (3) and a control valve (13) located between the pipe assembly body (1) and the drive hydraulic cylinder (3) are installed. The lower end of the product pipeline (7) is connected to the outlet (9) of the plunger pump (2), and the upper end to the high pressure pipe of the flow line (10) of the well (6). The lower ends of the two hydraulic channels (8) are connected to the drive hydraulic cylinder (8) in the upper and lower parts (at different heights), while the hydraulic channels (8) pass through the inlet and outlet of the control valve (13). The upper ends of the hydrochannels (8) are connected to high pressure pipes, which are connected to a storage tank (12) with a working fluid (19) located on the surface in the hydrostation (11), in which the ground control station (18) is located.
Представленная установка в соответствии с фиг. 2 работает следующим образом. Рабочая жидкость (19) из накопительной емкости по трубам высокого давления поступает в первый гидроканал (8), далее через вход гидрораспределителя (13) по первому гидроканалу (8) подается в нижнюю часть приводного гидроцилиндра (3). Рабочая жидкость (19) давит на поршень (14) приводного гидроцилиндра (3) и поднимает его вверх, при этом связанный с поршнем (14) шток (4) связан с плунжером (15) плунжерного насоса (2), поднимает плунжер (15) вверх тем самым, заполняя пространство плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17), а рабочая жидкость (19) по второму гидроканалу (8) через выход гидрораспределителя (13) и по трубам высокого давления возвращается обратно в накопительную емкость (12). После заполнения (поршень (14) в верхнем положении) пространства плунжерного насоса (2) скважинной жидкостью (17) гидроцилиндр (3) осуществляет переключение потоков жидкости в обратном направлении. В результате переключения потока рабочей жидкости (19), она через второй гидроканал (8) поступает в верхнюю часть приводного гидроцилиндра (3) и опускает в нижнее положение поршень (14) и связанный с ним через шток (4) плунжер (15) плунжерного насоса (2), при этом рабочая жидкость (19) через первый гидроканал (8) и гидрораспределитель, а затем по трубам высокого давления возвращается в накопительную емкость (12), а скважинная жидкость (17) через систему клапанов (16) поступает на выход (9) плунжерного насоса (2) по продуктопроводу (7) поступает в трубу высокого давления выкидной магистрали (10) и извлекается из скважины (6). За счет переключения потоков рабочей жидкости (19) гидрораспределителем (3) происходит возвратно-поступательное движение плунжера (15) плунжерного насоса (2). Переключение потоков рабочей жидкости (19) гидрораспределителем (13) может производиться при достижении поршня (14) приводного гидроцилиндра (3) крайних положений за счет толкателя (21), механически связанного со штоком (4) приводного гидроцилиндра (3), либо посредством электрических сигналов от наземной станции управления (18), передаваемых по изолированным электрическим проводникам (20). При переключении потоков жидкости гидрораспределителем (13) поршень (14) приводного гидроцилиндра (13) совершает возвратно-поступательные движения, а связанный с ним штоком (4) плунжер (15) плунжерного насоса (2) через систему клапанов (16) подает скважинную жидкость (17) в продуктопровод (7), соединенный с трубой высокого давления выкидной магистрали (10) скважины (6). На каждом цикле рабочая жидкость (19) питания гидроцилиндра забирается и возвращается в наземную накопительную емкость (12), т.е. приводная гидросистема имеет замкнутый контур.The apparatus according to FIG. 2 works as follows. The working fluid (19) from the storage tank through high pressure pipes enters the first hydrochannel (8), then through the inlet of the control valve (13) through the first hydrochannel (8) is supplied to the lower part of the drive hydraulic cylinder (3). The working fluid (19) presses on the piston (14) of the drive hydraulic cylinder (3) and lifts it up, while the rod (4) connected to the piston (14) is connected to the plunger (15) of the plunger pump (2), raises the plunger (15) thereby, filling the space of the plunger pump (2) with borehole fluid (17), and the working fluid (19) through the second hydrochannel (8) through the outlet of the control valve (13) and through the high pressure pipes returns to the storage tank (12). After filling (the piston (14) in the upper position) of the space of the plunger pump (2) with the borehole fluid (17), the hydraulic cylinder (3) switches the fluid flows in the opposite direction. As a result of switching the flow of the working fluid (19), it flows through the second hydraulic channel (8) into the upper part of the drive hydraulic cylinder (3) and lowers the piston (14) and the plunger pump piston (15) connected to it through the rod (4) (15) (2), while the working fluid (19) through the first hydraulic channel (8) and the valve, and then through the high pressure pipes returns to the storage tank (12), and the borehole fluid (17) through the valve system (16) enters the outlet ( 9) the plunger pump (2) through the product pipeline (7) enters the pipe high pressure flow line (10) and is removed from the well (6). By switching the flows of the working fluid (19) with a hydraulic distributor (3), the reciprocating movement of the plunger (15) of the plunger pump (2) occurs. Switching of the working fluid flows (19) with a hydrodistributor (13) can be performed when the piston (14) of the drive hydraulic cylinder (3) reaches the extreme positions due to the pusher (21) mechanically connected to the rod (4) of the drive hydraulic cylinder (3), or by electrical signals from the ground control station (18) transmitted via insulated electrical conductors (20). When switching the fluid flows by the hydraulic distributor (13), the piston (14) of the drive hydraulic cylinder (13) makes reciprocating movements, and the plunger pump (2) connected to it by the rod (4) through the valve system (16) delivers the borehole fluid ( 17) into the product pipeline (7) connected to the high pressure pipe of the flow line (10) of the well (6). At each cycle, the working fluid (19) supplying the hydraulic cylinder is taken and returned to the ground storage tank (12), i.e. hydraulic drive system has a closed loop.
На фиг. 3 изображен корпус трубной сборки (1), имеющий плоскую форму (прямоугольник со скругленными краями) и состоящий из продуктопровода (7) и двух гидроканалов (8), выполненных в виде гибких грузонесущих полимерных армированных труб, состоящих из сплошного слоя полимерного материала (22), образующего внутреннюю (23) и внешнюю (24) поверхности трубы, внутри которого размещены армирующие элементы (25) в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических или композитных волокон, при этом центральные оси гидроканалов (8) и продуктопровода (7) расположены на одной оси в корпусе трубной сборки (1). Корпус трубной сборки содержит также изолированные электрические проводники (20), расположенные между гидроканалами (8) и продуктопроводом (7).In FIG. 3 shows the tube assembly body (1), having a flat shape (a rectangle with rounded edges) and consisting of a product pipeline (7) and two hydraulic channels (8) made in the form of flexible load-bearing polymer reinforced pipes consisting of a continuous layer of polymeric material (22) forming the inner (23) and outer (24) surface of the pipe, inside of which there are reinforcing elements (25) in the form of metal wires, tapes or high-strength chemical or composite fibers, while the central axes of the hydrochannels (8) and the product pipeline (7) are located laid on one axis in the tube assembly housing (1). The tube assembly housing also contains insulated electrical conductors (20) located between the hydrochannels (8) and the product pipeline (7).
На фиг. 4 изображен корпус трубной сборки (1), имеющий круглую форму и состоящий из продуктопровода (7) и двух гидроканалов (8), выполненных в виде гибких грузонесущих полимерных армированных труб, состоящих из сплошного слоя полимерного материала (22), образующего внутреннюю (23) и внешнюю (24) поверхности трубы, внутри которого размещены армирующие элементы (25) в виде металлических проволок, лент или высокопрочных химических или композитных волокон, при этом соединения центральных осей гидроканалов (8) и продуктопровода (7) в корпусе трубной сборки (1) образуют треугольник. Представленная трубная сборка содержит также изолированные электрические проводники (20), расположенные между гидроканалами (8) и продуктопроводом (7).In FIG. 4 shows the tube assembly body (1), having a round shape and consisting of a product pipeline (7) and two hydraulic channels (8), made in the form of flexible load-bearing polymer reinforced pipes, consisting of a continuous layer of polymeric material (22) forming the inner (23) and the outer (24) surface of the pipe, inside of which reinforcing elements (25) are placed in the form of metal wires, tapes or high-strength chemical or composite fibers, while connecting the central axes of the hydrochannels (8) and the product pipeline (7) in the pipe assembly body (1) arr They form a triangle. The presented tube assembly also contains insulated electrical conductors (20) located between the hydrochannels (8) and the product pipeline (7).
Приводной гидроцилиндр (3) относительного плунжерного насоса (2) может быть расположен снизу, как показано на фиг. 1 или сверху, как показано на фиг. 2. Если за рабочий ход плунжера (15) принять подачу скважинной жидкости (19) в продуктопровод (7), то в случае, когда приводной гидроцилиндр (3) расположен под плунжерным насосом (2), шток (4) приводного гидроцилиндра (3) будет толкать плунжер (15) при рабочем ходе. При верхнем расположении приводного гидроцилиндра (3) относительно плунжерного насоса (2) шток (4) приводного гидроцилиндра (3) будет тянуть плунжер (15) при рабочем ходе.The drive hydraulic cylinder (3) of the relative plunger pump (2) can be located at the bottom, as shown in FIG. 1 or above, as shown in FIG. 2. If for the working stroke of the plunger (15) we take the supply of the borehole fluid (19) into the product line (7), then in the case where the drive hydraulic cylinder (3) is located under the plunger pump (2), the stem (4) of the drive hydraulic cylinder (3) will push the plunger (15) during the working stroke. With the upper position of the drive hydraulic cylinder (3) relative to the plunger pump (2), the stem (4) of the drive hydraulic cylinder (3) will pull the plunger (15) during the working stroke.
Известно применение при подъеме скважиной жидкости двухходовых плунжерных насосов, в которых рабочий ход плунжера достигается при движении плунжера в любом направлении. Применение такого насоса в предлагаемых вариантах установок вполне осуществимо, но не показано на фигурах чертежей, вследствие того, что такое двухходовое исполнение плунжерных насосов это всего лишь комбинация обычных одноходовых.It is known to use two-way plunger pumps when raising a fluid well, in which the plunger travels when the plunger moves in any direction. The use of such a pump in the proposed installation options is quite feasible, but not shown in the figures of the drawings, due to the fact that such a two-way execution of plunger pumps is just a combination of ordinary one-way ones.
Выше шла речь об установках, в которых применяется плунжерный насос, однако, без каких-либо проблем в этих компоновках может быть применен любой другой насос возвратно-поступательного принципа, например - поршневой.Above we talked about installations in which a plunger pump is used, however, without any problems in these arrangements, any other reciprocating principle pump, for example, a piston, can be used.
В представленных вариантах исполнения установок трубная сборка содержит три полимерные грузонесущие армированные трубы.In the presented embodiments of the installations, the pipe assembly contains three polymer load-bearing reinforced pipes.
На представленных фигурах диаметры продуктопроводов и гидроканалов одинаковы, что вполне оправдано для вариантов замкнутой гидросистемы, т.к. при близких диаметрах плунжера и гидроцилиндра диаметры продуктопровода и гидроканалов могут совпадать, т.к. по ним протекают одинаковые объемы жидкости.In the presented figures, the diameters of product pipelines and hydrochannels are the same, which is quite justified for options for a closed hydraulic system, because with close diameters of the plunger and hydraulic cylinder, the diameters of the product pipeline and hydraulic channels can coincide, because equal volumes of liquid flow through them.
Применение в качестве гидроканалов и продуктопровода полимерных армированных труб обеспечивает необходимую механическую прочность всей компоновки, как при выполнении спускоподъемных операций, так и при ее работе.The use of polymer reinforced pipes as hydrochannels and product pipelines provides the necessary mechanical strength of the entire layout, both during hoisting operations and during its operation.
Например, при применении в трубной сборке качестве гидроканала и продуктопровода полимерных армированных труб ТГ 20/38-70-90 получаются следующие показатели: Внутренний диаметр - 20 мм, разрывное усилие - 9000 кгс, вес в воздухе одной армированной трубы указанного выше типоразмера и наполненной жидкостью составляет 1800 кг/км, ориентировочный вес плунжерного насоса и гидроцилиндра составит 1500 кг.For example, when using
Таким образом, при спуске компоновки на трубной сборке из трех полимерных армированных грузонесущих труб на 2000 метров общий вес спускаемого оборудования составит 3×1800+1500=6900 кг. При разрывном усилии трубы 9000 кгс запас прочности составит 3*9000-6900=20100 кгс.Thus, during the descent of the assembly on a pipe assembly of three polymer reinforced load-carrying pipes for 2000 meters, the total weight of the descent equipment will be 3 × 1800 + 1500 = 6900 kg. With a pipe breaking strength of 9000 kgf, the safety margin will be 3 * 9000-6900 = 20100 kgf.
При необходимости конструкция грузонесущей трубы может быть доработана в сторону увеличения разрывного усилия.If necessary, the design of the load-carrying pipe can be modified in the direction of increasing tensile strength.
Для сравнения: вес 2000 метров аналогичной скважинной компоновки из стальных НКТ, например диаметром 73 мм, штанг и насоса составит не менее 26 тонн.For comparison: the weight of 2000 meters of a similar borehole assembly of steel tubing, for example, with a diameter of 73 mm, rods and a pump will be at least 26 tons.
Похожие показатели получаются при сравнении наземного оборудования. Например, для обеспечения суточного дебита в 20 т по жидкости, мощность наземной гидростанции составит 15 кВт, а ее вес 450 кг. Аналогичные показатели для станка качалки составят - мощность около 25 кВт, вес от 8-ми до 12 тонн.Similar indicators are obtained when comparing ground equipment. For example, to ensure a daily production rate of 20 tons of liquid, the capacity of a surface hydroelectric station will be 15 kW, and its weight is 450 kg. Similar indicators for the rocking machine will be - power about 25 kW, weight from 8 to 12 tons.
Применение в качестве продуктопровода и гидроканала трубы с внутренним диаметром 20 мм также соответствует сложившейся практике применения штанговых глубинных насосов (ШГН). ШГН применяются в основном на фонде скважин с суточным дебитом до 20 т по жидкости. При прокачивании такого количества жидкости по трубе диаметром 20 мм потери давления на внутреннее трение составят около 8 бар на 2000 метров трубы, что вполне допустимо.The use of a pipe with an internal diameter of 20 mm as a product pipeline and a hydraulic channel also corresponds to the established practice of using sucker-rod sucker-rod pumps (SHG). SHGN are mainly used on well stocks with daily production rates of up to 20 tons by fluid. When pumping such an amount of liquid through a pipe with a diameter of 20 mm, the pressure loss due to internal friction will be about 8 bar per 2,000 meters of pipe, which is quite acceptable.
Армирующие ленты могут быть выполнены из стали, полимера (например, полиэфир, полиолефины, сверхвысокомолекулярный полиэтилен) или композита (например, на основе стекловолокна). Армирующие ленты спирально наматываются 2-4-мя повивами, причем хотя бы один повив имеет отличное от других направление намотки, а между лентами одного повива имеются зазоры. Намотка лент 4-мя повивами обеспечивает высокую механическую прочность, однако есть случаи, когда прочность трубы может быть достигнута меньшим количеством повивов, например 2-мя или 3-мя. В этом случае сокращение количества повивов лент экономит технологическое время на изготовление трубы. Армирующие ленты каждого повива уложены с зазором, необходимым для того чтобы при изгибах трубы ленты не перекрывали друга, что может привести к деформации армирующих элементов и изменению геометрии трубы.Reinforcing tapes can be made of steel, polymer (for example, polyester, polyolefins, ultra high molecular weight polyethylene) or a composite (for example, based on fiberglass). Reinforcing tapes are spirally wound with 2-4 coils, with at least one coiling having a different winding direction, and there are gaps between the tapes of one coiling. Winding tapes with 4 coils provides high mechanical strength, however, there are cases when pipe strength can be achieved with fewer coils, for example 2 or 3. In this case, reducing the number of rolls of tapes saves technological time on the manufacture of pipes. The reinforcing tapes of each winding are laid with a gap necessary so that when the pipe bends, the tapes do not overlap each other, which can lead to deformation of the reinforcing elements and a change in the geometry of the pipe.
Учитывая, что предлагаемые скважинные компоновки спускаются на гибких грузонесущих армированных трубах, не представляет никакой сложности их установка в горизонтальных и искривленных стволах скважин, что невозможно при применении механического привода плунжерного насоса колонных штанг, что обеспечивает расширение области применения предлагаемой установки.Considering that the proposed borehole assemblies are lowered onto flexible load-bearing reinforced pipes, it is not difficult to install them in horizontal and curved boreholes, which is not possible with the mechanical drive of a plunger column pump for rods, which provides an extension of the scope of the proposed installation.
Также следует учесть, что спуск установки производится путем смотки грузонесущих труб, составляющих трубную сборку с наземного барабана. При этом на барабане, диаметром 3 метра, возможно разместить трубную сборку длиной до 2000 метров, т.е. произвести спуск/подъем установки без каких-либо промежуточных соединений, что в свою очередь обеспечивает значительное сокращение времени на монтажные и демонтажные операции.It should also be noted that the installation is launched by winding the load-carrying pipes that make up the pipe assembly from the ground drum. At the same time, it is possible to place a pipe assembly up to 2000 meters in length on a drum with a diameter of 3 meters, i.e. to lower / lower the installation without any intermediate connections, which in turn provides a significant reduction in time for installation and dismantling operations.
Подъем скважинной жидкости производится по продуктопроводу, основу, которого составляет полимер, например из группы полиолефинов. Коэффициент теплопроводности полиолефинов в среднем имеет показатель 0,2÷0,4 Вт/(м⋅К), а аналогичный коэффициент для металлов имеет величину от 35 до 400 Вт/(м⋅К). В связи с этим предлагаемая установка позволяет сократить тепловые потери скважинной жидкости при подъеме на поверхность в несколько раз по сравнению металлическими НКТ, так как полимеры имеют более низкий коэффициент теплопроводности. Теплоизолирующие свойства полимерного армированного трубопровода особенно важны при работе установки на осложненном фонде скважин с большим содержанием смол и парафинов, т.к. за счет поддержания температуры флюида предотвращается их налипание в твердой фазе на стенки продуктопровода.The rise of the borehole fluid is carried out through the product pipeline, the basis of which is a polymer, for example, from the group of polyolefins. The thermal conductivity coefficient of polyolefins has an average of 0.2 ÷ 0.4 W / (m⋅K), and a similar coefficient for metals has a value of 35 to 400 W / (m⋅K). In this regard, the proposed installation allows to reduce the heat loss of the wellbore fluid when it rises to the surface by several times compared to metal tubing, since the polymers have a lower coefficient of thermal conductivity. The heat-insulating properties of the polymer reinforced pipeline are especially important when operating the installation on a complicated well stock with a high content of resins and paraffins, as by maintaining the temperature of the fluid, their adhesion in the solid phase to the walls of the product pipeline is prevented.
Известно, что полимеры, в том числе и полиолефины, из которых возможно изготовление основы продуктопровода и гидроканалов имеют высокую химическую стойкость и не подвержены коррозии, что имеет существенное преимущество перед металлическими НКТ, особенно при работе на фонде скважин с высокой минерализацией скважинного флюида. Применение полимерных армированных трубопроводов в этом случае обеспечит более высокую надежность и увеличит срок эксплуатации установки в целом.It is known that polymers, including polyolefins, from which it is possible to produce the base of the product pipeline and hydrochannels, have high chemical resistance and are not susceptible to corrosion, which has a significant advantage over metal tubing, especially when working on well stocks with high mineralization of well fluid. The use of polymer reinforced pipelines in this case will provide higher reliability and increase the life of the installation as a whole.
Полезная модель была раскрыта выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления полезной модели, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, полезную модель следует считать ограниченным по объему только ниже следующей формулой изобретения.A utility model has been disclosed above with reference to a specific embodiment. For specialists, other embodiments of the utility model that do not change its essence, as disclosed in the present description, may be obvious. Accordingly, a utility model should be considered limited in scope only below by the following claims.
Claims (6)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125313U RU177215U1 (en) | 2017-08-07 | 2017-08-07 | INSTALLATION FOR LIFTING WELL LIQUID |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017125313U RU177215U1 (en) | 2017-08-07 | 2017-08-07 | INSTALLATION FOR LIFTING WELL LIQUID |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU177215U1 true RU177215U1 (en) | 2018-02-13 |
Family
ID=61227175
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017125313U RU177215U1 (en) | 2017-08-07 | 2017-08-07 | INSTALLATION FOR LIFTING WELL LIQUID |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU177215U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109458376A (en) * | 2018-12-11 | 2019-03-12 | 山东弘发兴凯实业股份有限公司 | A kind of hydraulic abdomen elevating ram |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4462763A (en) * | 1982-03-24 | 1984-07-31 | Macleod Donald I | Hydraulic pump jack |
| RU2008148387A (en) * | 2008-12-08 | 2010-06-20 | Людмила Петровна Журавлева (RU) | OIL PRODUCTION POWER PLANT |
| EP2280174A1 (en) * | 2008-03-11 | 2011-02-02 | Hao, Shuanghui | Hydraulic cylinder, oil pumping unit, oil pumping module and oil pumping system |
| RU2492365C2 (en) * | 2011-11-07 | 2013-09-10 | Владимир Иванович Козловский | Pump for depleted well |
-
2017
- 2017-08-07 RU RU2017125313U patent/RU177215U1/en active
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4462763A (en) * | 1982-03-24 | 1984-07-31 | Macleod Donald I | Hydraulic pump jack |
| EP2280174A1 (en) * | 2008-03-11 | 2011-02-02 | Hao, Shuanghui | Hydraulic cylinder, oil pumping unit, oil pumping module and oil pumping system |
| RU2008148387A (en) * | 2008-12-08 | 2010-06-20 | Людмила Петровна Журавлева (RU) | OIL PRODUCTION POWER PLANT |
| RU2492365C2 (en) * | 2011-11-07 | 2013-09-10 | Владимир Иванович Козловский | Pump for depleted well |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109458376A (en) * | 2018-12-11 | 2019-03-12 | 山东弘发兴凯实业股份有限公司 | A kind of hydraulic abdomen elevating ram |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100445628C (en) | Sleeve with insert for repairing high-pressure fluid pipes | |
| CN102758600B (en) | Sound control differential pressure balanced switch for horizontal well | |
| WO2015089880A1 (en) | Low profile, ultra-long stroke, intelligently controlled hoist-type lifting oil extraction system and operating method | |
| WO2013137770A1 (en) | Metal-containing polymeric reinforced pipe, method for manufacturing same and pipeline produced using said pipe | |
| US11125054B2 (en) | Heating and anti-waxing apparatus and device for reducing viscosity under the oil well pump | |
| CN104453739B (en) | Nonmetal flexible composite continuous pipe | |
| RU177215U1 (en) | INSTALLATION FOR LIFTING WELL LIQUID | |
| CA3057772A1 (en) | Heating and anti-waxing apparatus and device for reducing viscosity under the oil well pump | |
| CN102434535A (en) | Equivalent simulation testing system of hydraulic control system of underwater production facility | |
| CN104514703A (en) | Oil extraction device of non-metal pipe oil-submersible screw pump | |
| CN1587706A (en) | Rodless hydraulic oil pumping system | |
| CN102022098A (en) | Process for realizing oil production by flexible continuous sucker rod | |
| CN107869327B (en) | Coal-bed gas well under-pressure well washing method with fixed pipe column | |
| RU2740545C1 (en) | Hydraulic drive of sucker-rod pump | |
| CN201835785U (en) | Oil-water well device capable of automatically controlling pressure relief and liquid discharge as well as pumping discharged liquid to production pipeline | |
| CN204371135U (en) | Nonmetal flexible composite continuous pipe | |
| CN204371252U (en) | Nonmetal flexible composite coiled tubing oil production device | |
| RU2274737C1 (en) | System for water injection in injection well for formation pressure maintenance | |
| CN210118103U (en) | Flexible composite oil pipe and intelligent oil production pipe assembly formed by same | |
| WO2013191586A2 (en) | Downhole pump assembly | |
| RU2357099C1 (en) | Ground power unit of deep-well pump, mostly hydropiston or jet, for lifting of fluid from well with application of working fluid energy | |
| RU59164U1 (en) | HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT | |
| CN104481464B (en) | Nonmetal flexible composite coiled tubing oil production device | |
| CN220118098U (en) | Liquid-discharging and gas-producing device for concentric multi-channel continuous oil pipe | |
| US20230184234A1 (en) | Continuous magnetic positive displacement pump |