RU207559U1 - Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump - Google Patents
Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU207559U1 RU207559U1 RU2021123927U RU2021123927U RU207559U1 RU 207559 U1 RU207559 U1 RU 207559U1 RU 2021123927 U RU2021123927 U RU 2021123927U RU 2021123927 U RU2021123927 U RU 2021123927U RU 207559 U1 RU207559 U1 RU 207559U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- cage
- pump
- balls
- pipeless
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 10
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 22
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 5
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для перекрытия ствола скважины при беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса, в частности штангового, для подъема пластового флюида. Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом содержит ствол, на котором расположены уплотнительные элементы, механизм фиксации, конусная втулка и обойма. Механизм фиксации выполнен в виде шариков, установленных в отверстиях обоймы с возможностью выхода из них при перемещении конусной втулки относительно обоймы. Шарики в отверстиях обоймы установлены с натягом. Диаметр каждого шарика составляет 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб. В нижней части ствола установлен створчатый клапан. Уплотнительные элементы выполнены в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, одна из которых расширяющейся частью вверх установлена над конусной втулкой, а две других установлены в нижней части ствола пакера расширяющимися частями, направленными друг к другу. Между нижними манжетами на стволе пакера установлена разделительная втулка. Технический результат полезной модели заключается в повышении надежности пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом. 2 ил.The utility model relates to the oil industry and is designed to shut off the wellbore during the tubeless operation of oil wells using a downhole pump, in particular a sucker rod pump, to lift the formation fluid. The packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump contains a bore on which sealing elements are located, a fixing mechanism, a tapered sleeve and a cage. The fixing mechanism is made in the form of balls installed in the holes of the cage with the possibility of getting out of them when moving the tapered sleeve relative to the cage. The balls in the holes of the cage are fitted with an interference fit. The diameter of each ball is 0.7-0.9 times the gap between the ends of the casing pipes. A flap valve is installed in the lower part of the barrel. Sealing elements are made in the form of three self-sealing collars with an expanding part, one of which is installed with an expanding part upwards above the tapered bushing, and the other two are installed in the lower part of the packer bore with expanding parts directed towards each other. A spacer sleeve is installed between the lower collars on the packer bore. The technical result of the utility model is to increase the reliability of the packer for pipeless operation of wells with a borehole pump. 2 ill.
Description
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для перекрытия ствола скважины при беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса, в частности штангового, для подъема пластового флюида.The utility model relates to the oil industry and is designed to shut off the wellbore during the pipeless operation of oil wells using a downhole pump, in particular a sucker rod pump, to lift the formation fluid.
Наиболее близким аналогом к заявляемому техническому решению является пакер, содержащий ствол, на котором расположены уплотнительные элементы и механизм фиксации, выполненный в виде шариков, установленных в обойме и взаимодействующих с обсадной трубой скважины и включающий конусную втулку и обойму с установленными в ней шариками (см. RU 46529 U1, опуб. 10.07.2005).The closest analogue to the claimed technical solution is a packer containing a bore on which sealing elements and a fixing mechanism are located, made in the form of balls installed in the casing and interacting with the casing of the well and including a tapered sleeve and a casing with balls installed in it (see. RU 46529 U1, publ. 10.07.2005).
Недостатком известного технического решения является низкая надежность при его использовании для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом обусловленная тем, что герметичность пакера обеспечивается сжатием манжет весом колонны НКТ, а при беструбной эксплуатации насосно-компрессорные трубы отсутствуют. Кроме того, фиксация пакера на обсадных трубах обеспечивается плашками и шариками, которые прижимаются к гладкой внутренней поверхности обсадной трубы при его установке, а при работе скважинного насоса, на пакер будут передаваться переменные осевые нагрузки, действующие на цилиндр штангового насоса или корпус скважинного насоса, вызванные возвратно-поступательным движением плунжера или перепадами давления на входе и выходе из насоса, что может приводить к раскреплению пакера.The disadvantage of the known technical solution is its low reliability when used for pipeless operation of oil wells with a borehole pump due to the fact that the packer tightness is ensured by compression of the cuffs by the weight of the tubing string, and there are no tubing in the case of pipeless operation. In addition, the fixation of the packer on the casing pipes is provided by dies and balls, which are pressed against the smooth inner surface of the casing pipe during its installation, and during the operation of the downhole pump, variable axial loads will be transmitted to the packer acting on the sucker rod pump cylinder or the downhole pump casing caused by reciprocating plunger movement or pressure drops at the pump inlet and outlet, which can cause the packer to break loose.
Технический результат полезной модели заключается в повышении надежности пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом.The technical result of the utility model is to increase the reliability of the packer for pipeless operation of wells with a borehole pump.
Технический результат достигается тем, что пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом, содержит ствол, на котором расположены уплотнительные элементы, механизм фиксации, конусная втулка и обойма, при этом механизм фиксации выполнен в виде шариков, установленных в отверстиях обоймы с возможностью выхода из них при перемещении конусной втулки относительно обоймы, при этом, согласно полезной модели, шарики в отверстиях обоймы установлены с натягом, диаметр каждого шарика составляет 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб, в нижней части ствола установлен створчатый клапан, а уплотнительные элементы выполнены в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, одна из которых расширяющейся частью вверх установлена над конусной втулкой, а две других установлены в нижней части ствола пакера расширяющимися частями направленными друг к другу, при этом между нижними манжетами на стволе пакера установлена разделительная втулка.The technical result is achieved by the fact that the packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump contains a bore on which sealing elements are located, a fixing mechanism, a tapered sleeve and a cage, while the fixing mechanism is made in the form of balls installed in the cage holes with the ability to exit from them when the tapered sleeve moves relative to the casing, while, according to the utility model, the balls in the cage holes are fitted with an interference fit, the diameter of each ball is 0.7-0.9 times the gap between the ends of the casing pipes, a flap valve is installed in the lower part of the barrel, and the sealing the elements are made in the form of three self-sealing collars with an expanding part, one of which is installed with the expanding part upward above the tapered sleeve, and the other two are installed in the lower part of the packer barrel with expanding parts directed towards each other, while a separating sleeve is installed between the lower collars on the packer barrel.
На фиг. 1 изображен разрез пакера в транспортном положении, размещенного в обсадной колонне скважины.FIG. 1 shows a section of a packer in the transport position, placed in the well casing.
На фиг. 2 изображен разрез пакера в рабочем положении, закрепленного на обсадной колонне скважины.FIG. 2 shows a sectional view of the packer in the working position, fixed to the casing of the well.
Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин с использованием скважинного насоса для подъема пластового флюида состоит из ствола 1, на котором расположены уплотнительные элементы, выполненные в виде трех самоуплотняющихся манжет 2, 3 и 4, с расширяющейся частью и механизма фиксации пакера в обсадных трубах 5. Механизм фиксации пакера в обсадных трубах 5, включает в себя конусную втулку 6 и обойму 7 с отверстиями, в которых с натягом установлены шарики 8, за счет этого шарики 8 плотно сидят в отверстиях и не выпадают из обоймы 7. Диаметр каждого шарика выбирается исходя из величины зазора H между торцами обсадных труб 5 и составляет 0,7-0,9 от этой величины. Верхняя самоуплотняющаяся манжета 2 устанавливается над конусной втулкой 6 расширяющейся частью вверх, а самоуплотняющиеся манжеты 3 и 4 располагаются в нижней части ствола 1 пакера расширяющимися частями направленными друг к другу. При этом для обеспечения зазора между нижними манжетами 3 и 4 на стволе 1 установлена разделительная втулка 9, а втулки 10 и 11 обеспечивают фиксацию манжет от осевого перемещения.A packer for pipeless operation of oil wells using a downhole pump for lifting formation fluid consists of a
В нижней части на торце ствола 1 установлен створчатый клапан 12, состоящий из створки 13 седла 14 с уплотнением 15 и пружины 16, которая обеспечивает закрытие створки 13. При этом внутри ствола 1 выполнен упорный бурт 17 и посадочный конус 18, используемые для установки и фиксации цилиндра штангового скважинного насоса (на фиг. 2 показан пунктирной линией пример именно для штангового насоса, однако может быть использован любой тип скважинного насоса, позволяющий осуществить беструбную эксплуатацию скважины), а также технологического инструмента, используемого для спуска и установки пакера (на фиг. 1 и фиг. 2 не показано).In the lower part, at the end of the
Пакер для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом работает следующим образом.Packer for tubeless operation of oil wells with a borehole pump works as follows.
При спуске в скважину пакер находится в транспортном положении, при котором шарики 8 не выступают за диаметральный габарит обоймы 7. Спуск и установка пакера осуществляются с помощью технологического инструмента (на фиг. 1 и фиг. 2 не показан). При спуске пакера технологический инструмент упирается в посадочный конус 18 ствола 1 и открывает при этом створку клапана 13, в результате давление над и под пакером выравнивается, что позволяет пакеру проходить сквозь жидкость без раскрытия самоуплотняющихся манжет 2, 3 и 4. Пакер спускается на необходимую глубину чуть выше муфтового соединения обсадных труб 5, технологический инструмент приподнимается и переводится в режим установки, при этом створка 13 клапана 12 благодаря пружине 16 закрывается, герметичность клапана обеспечивается уплотнением 15. После перевода в режим установки технологический инструмент приспускается, при этом осевое усилие на пакер начинает передаваться через втулку 10, на коническую втулку 6. Коническая втулка 6 перемещается вниз, выдавливая шарики 8 в отверстия обоймы 7. При этом шарики 8 начинают упираться в стенки обсадной трубы 5. При дальнейшем перемещении пакера вниз шарики 8 попадают в зазор ТУ между торцами обсадных труб 5, и происходит фиксация пакера. Из-за закрытия створчатого клапана 12 жидкость под пакером устремляется в зазор между манжетами 3 и 4 и обсадной трубой 5, благодаря чему манжеты 3 и 4 расширяются и герметизируют пространство ниже пакера. При этом на верхнюю манжету 2 начинает действовать столб жидкости, расположенный над пакером, в следствие чего верхняя манжета 2 раскрывается и прижимается к обсадной трубе 5, герметизируя пространство над пакером.When running into the well, the packer is in the transport position, in which the
После установки пакера технологический инструмент (на фиг. 1 и 2 не показан) поднимается и в скважину спускается скважинный насос.After installing the packer, the technological tool (not shown in Figs. 1 and 2) is raised and a downhole pump is lowered into the well.
Процесс соединения скважинного насоса с пакером рассмотрим на примере скважинного штангового насоса. Фиксация цилиндра штангового насоса (на фиг. 2 показан пунктирной линией) в пакере обеспечивается упорным буртом 17 и цанговым фиксатором, установленным на цилиндре (на фиг. 1 и 2 не показан). При посадке цилиндра штангового насоса в пакере, нижняя часть цилиндра упирается в створку 13 створчатого клапана 12, открывая ее, и пластовая жидкость начинает поступать в цилиндр насоса. При этом посадочный конус 18 обеспечивает герметичность между стволом 1 пакера и цилиндром насоса. При работе штангового насоса пластовая жидкость из цилиндра насоса выбрасывается в обсадную колонну выше пакера и по обсадным трубам 5 поднимается на поверхность.Let us consider the process of connecting a downhole pump with a packer using the example of a downhole sucker rod pump. Fixation of the rod pump cylinder (in Fig. 2 shown by a dashed line) in the packer is provided by a
При использовании для беструбной эксплуатации других типов скважинных насосов соединение их с пакером происходит аналогичным образом.When other types of borehole pumps are used for tubeless operation, their connection to the packer occurs in the same way.
При этом установка шариков 8 в отверстиях обоймы 7 с натягом надежно фиксирует шарики 8 в транспортном положении и позволяет им выпасть из обоймы 7 при подъеме пакера. Именно такое расположение шариков в отверстиях обоймы повышает надежность пакера.In this case, the installation of
При работе скважинного насоса осевые усилия через цилиндр или корпус скважинного насоса передаются на пакер, но благодаря тому, что диаметр шариков 8 подобран исходя из величины зазора H между торцами обсадных труб 5, при этом составляя 0,7-0,9 его величины, пакер жестко зафиксирован от осевых перемещений как вверх, так и вниз. Диаметр каждого шарика, равный 0,7-0,9 величины H, является оптимальным и подтвержден экспериментальным путем. Если диаметр шарика будет меньше 0,7H, то шарик не будет плотно сидеть в зазоре и пакеру будут характерны возвратно-поступательные колебания вслед за скважинным насосом, что не обеспечит требуемой надежности пакера. Если диаметр шарика будет больше 0,9H, то шарик не будет удерживаться за зазор и пакер не будет зафиксирован должным образом. Таким образом, выполнение диаметра каждого шарика размером 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб позволяет повысить надежность пакера.When the borehole pump is operating, the axial forces are transmitted through the cylinder or the casing of the borehole pump to the packer, but due to the fact that the diameter of the
Наличие трех самоуплотняющих манжет с расширяющейся частью и их взаимное расположение на стволе пакера, обеспечивают надежную герметизацию надпакерной и подпакерной зоны. Установка в нижней части ствола пакера створчатого клапана 12 позволяет спустить пакер на необходимую глубину без раскрытия самоуплотняющихся манжет, а также дает возможность производить замену скважинного насоса без глушения скважины, обеспечивая герметичность пакера, что в свою очередь повышает его надежность и снижает затраты на подземный ремонт по замене насоса.The presence of three self-sealing collars with an expanding part and their relative position on the packer bore provide reliable sealing of the above-packer and below-packer zones. Installing a
Именно все конструктивные особенности одновременно: установка шариков в отверстиях обоймы с натягом, выбор диаметра шарика в диапазоне 0,7-0,9 величины зазора между торцами обсадных труб, установка створчатого клапана в нижней части ствола, выполнение уплотнительных элементов в виде трех самоуплотняющихся манжет с расширяющейся частью, установка одной манжеты над конусной втулкой расширяющейся частью верх, а двух других в нижней части ствола пакера расширяющимися частями направленными друг к другу, с зазором между ними, который обеспечивает разделительная втулка, позволяют максимально повысить надежность работы пакера для беструбной эксплуатации скважин скважинным насосом. Использование какого-либо одного из указанных признаков предлагаемого технического решения не позволит достигнуть максимальной надежности такого пакера.It is all the design features at the same time: the installation of balls in the holes of the cage with an interference fit, the choice of the diameter of the ball in the range of 0.7-0.9 of the gap between the ends of the casing pipes, the installation of a flap valve in the lower part of the barrel, the implementation of sealing elements in the form of three self-sealing cuffs with expanding part, installation of one collar above the cone sleeve with the expanding part top, and the other two in the lower part of the packer bore with expanding parts directed towards each other, with a gap between them, which is provided by a separating sleeve, maximize the reliability of the packer for pipeless operation of wells with a borehole pump ... The use of any one of the indicated features of the proposed technical solution will not allow achieving the maximum reliability of such a packer.
При необходимости подъема пакера, вначале поднимают скважинный насос, после чего в скважину спускается ловильный инструмент (на фиг. 1 и 2 не показан). Инструмент открывает створчатый клапан 12 и давление над пакером и под ним выравнивается и самоуплотняющиеся манжеты 2, 3 и 4 возвращаются в транспортное положение. Инструмент захватывает пакер за внутреннюю поверхность втулки 10, соединенной с конической втулкой 6. При подъеме инструмента коническая втулка 6 движется вверх, давая возможность шарикам 8 переместиться внутрь обоймы и выйти из зазора между обсадными трубами 5, происходит освобождение пакера, после чего он поднимается на поверхность.If it is necessary to lift the packer, the borehole pump is first raised, after which the fishing tool is lowered into the borehole (not shown in Figs. 1 and 2). The tool opens the
Проведенный патентный поиск показал, что в уровне техники отсутствуют аналоги, содержащие всю совокупность существенных признаков заявляемой полезной модели, следовательно, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «новизна».The conducted patent search showed that in the prior art there are no analogues containing the entire set of essential features of the claimed utility model, therefore, the proposed technical solution meets the condition of patentability "novelty".
Детали и элементы пакера могут быть изготовлены из известных и широко применяемых в нефтегазовой отрасли материалов, а также путем выполнения стандартных операций на общеизвестном оборудовании, позволяющем изготавливать компоненты предлагаемого пакера. Таким образом, предлагаемое техническое решение отвечает условию патентоспособности «промышленная применимость».Parts and elements of the packer can be made from materials known and widely used in the oil and gas industry, as well as by performing standard operations on well-known equipment, which makes it possible to manufacture components of the proposed packer. Thus, the proposed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления пакера для беструбной эксплуатации нефтяных скважин скважинным насосом, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации полезной модели. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящей полезной модели, следует считать защищенными настоящей полезной моделью в объеме прилагаемой формулы полезной модели.It should be understood that after a specialist considers the above description with an exemplary embodiment of a packer for tubeless operation of oil wells with a downhole pump, as well as the accompanying drawings, other changes, modifications and implementations of the utility model will become apparent to him. Thus, all such changes, modifications and implementation options, as well as other areas of application that do not differ from the essence of this utility model, should be considered protected by this utility model in the scope of the attached utility model claims.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021123927U RU207559U1 (en) | 2021-08-12 | 2021-08-12 | Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2021123927U RU207559U1 (en) | 2021-08-12 | 2021-08-12 | Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU207559U1 true RU207559U1 (en) | 2021-11-02 |
Family
ID=78467261
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2021123927U RU207559U1 (en) | 2021-08-12 | 2021-08-12 | Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU207559U1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU155464A1 (en) * | ||||
SU33108A1 (en) * | 1932-03-23 | 1933-11-30 | И.В. Камышников | Packer for pipeless pumping operation |
US3097696A (en) * | 1961-07-27 | 1963-07-16 | Jersey Prod Res Co | Self-expanding retrievable or permanent bridge plug |
RU46529U1 (en) * | 2005-03-11 | 2005-07-10 | Куклев Юрий Юрьевич | PACKER |
CN2923989Y (en) * | 2005-10-18 | 2007-07-18 | 吐哈石油勘探开发指挥部钻采工艺研究院 | Leather-cup butt-fitting, clamp span adjustable, self-packing type packer for oil and gas field |
-
2021
- 2021-08-12 RU RU2021123927U patent/RU207559U1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU155464A1 (en) * | ||||
SU33108A1 (en) * | 1932-03-23 | 1933-11-30 | И.В. Камышников | Packer for pipeless pumping operation |
US3097696A (en) * | 1961-07-27 | 1963-07-16 | Jersey Prod Res Co | Self-expanding retrievable or permanent bridge plug |
RU46529U1 (en) * | 2005-03-11 | 2005-07-10 | Куклев Юрий Юрьевич | PACKER |
CN2923989Y (en) * | 2005-10-18 | 2007-07-18 | 吐哈石油勘探开发指挥部钻采工艺研究院 | Leather-cup butt-fitting, clamp span adjustable, self-packing type packer for oil and gas field |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10364658B2 (en) | Downhole pump with controlled traveling valve | |
CA2583041C (en) | Plunger lift system | |
CA2746623C (en) | Injection valve | |
CA2710008C (en) | Full bore injection valve | |
US10329886B2 (en) | Rod pump system | |
US10316838B2 (en) | Method and apparatus for preventing gas lock/gas interference in a reciprocating downhole pump | |
CA2860169C (en) | Reciprocating subsurface pump | |
US20170247989A1 (en) | Plunger to Form a Liquid Ring to Seal Against Gas Bypass | |
RU2533394C1 (en) | Cut-off valve | |
RU207559U1 (en) | Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump | |
US11041365B2 (en) | Annular controlled safety valve system and method | |
US11713822B2 (en) | Jetted check valve | |
WO2014011178A1 (en) | Control line damper for valves | |
CN109072679B (en) | Downhole tool with open/closed axial and lateral fluid passages | |
US20180334884A1 (en) | Unloader valve assembly | |
RU2700973C1 (en) | Sucker rod plug-in pump | |
CN208546155U (en) | Oil well moves pipe column oil drain device | |
RU2685360C1 (en) | Mechanical valve | |
RU223196U1 (en) | Cup packer | |
RU225646U1 (en) | GAS BYPASS ROD DEVICE OF DEEP PUMP | |
RU2786177C1 (en) | Method for flushing a downhole submersible pump and a check valve for implementing the method | |
RU2761234C1 (en) | Downhole valve | |
CN210948572U (en) | Blowout preventer of oil pumping pipe column | |
US20160130921A1 (en) | Downhole pump seating nipple with perforations | |
CN109281639A (en) | Oil well moves pipe column oil drain device |