RU2293216C1 - Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump - Google Patents
Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2293216C1 RU2293216C1 RU2005114846/06A RU2005114846A RU2293216C1 RU 2293216 C1 RU2293216 C1 RU 2293216C1 RU 2005114846/06 A RU2005114846/06 A RU 2005114846/06A RU 2005114846 A RU2005114846 A RU 2005114846A RU 2293216 C1 RU2293216 C1 RU 2293216C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- rod
- pump
- cylinder
- sucker
- Prior art date
Links
Landscapes
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
- Electromagnetic Pumps, Or The Like (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к добыче нефти штанговыми скважинными насосными установками, и может быть использовано для снижения нагрузки на приводную часть насосной установки, в частности, при эксплуатации пространственно-искривленных скважин.The invention relates to the oil and gas industry, namely to oil production by sucker-rod pumping units, and can be used to reduce the load on the drive part of the pumping unit, in particular, when operating spatially-deviated wells.
Известны установки скважинного штангового насоса, обусловливающие снижение нагрузки при ходе колонны штанг вверх.Known installation of a downhole sucker rod pump, causing a decrease in load during the course of the column of rods up.
Известная установка скважинного штангового насоса по а.с. №2016235, технической задачей которой является увеличение производительности насоса при одновременном уменьшении величины нагрузок при ходе вверх, имеет недостатки, заключающиеся в сложности конструкции и в появлении дополнительного сопротивления движению поршневой группы вниз, величина которого адекватна уменьшению нагрузки скважинного штангового насоса при ходе вверх.Known installation of a borehole sucker rod pump No. 2016235, the technical task of which is to increase the pump performance while decreasing the loads during the up stroke, has drawbacks in the complexity of the design and in the appearance of additional resistance to the movement of the piston group down, the value of which is adequate to reduce the load of the downhole sucker rod pump during the up stroke.
Аналогом также является а.с. №2099508 «Способ подъема газожидкостной смеси скважин и глубинно-насосная установка для его осуществления». Сущность изобретения в том, что двухкамерный насос с двумя плунжерами и разделительной перегородкой откачивает продукцию скважины и при ходе вверх, и при ходе вниз. Для использования работы газа путем усиления всасывающего воздействия плунжеров и интенсификации разгазирования дополнительно установлены два эжекторных устройства.An analogue is also A. with. No. 2099508 "A method of lifting a gas-liquid mixture of wells and a pumping unit for its implementation." The essence of the invention is that a two-chamber pump with two plungers and a dividing baffle pumps out well production during both the up and down steps. To use the work of gas by enhancing the suction effect of the plungers and intensifying the degassing, two additional ejector devices are additionally installed.
Недостатком данной установки скважинного штангового насоса также является сложность конструкции и наличие продольного изгиба нижней части колонны штанг при ходе плунжеров вниз и, как следствие этого, низкий коэффициент подачи насоса и низкая надежность работы установки. Это связано с тем, что насос совершает нагнетание и при ходе вверх, и при ходе вниз, т.е. является насосом двойного действия.The disadvantage of this installation of a borehole sucker rod pump is also the design complexity and the presence of longitudinal bending of the lower part of the rod string during plunger downward movement and, as a result, low pump delivery coefficient and low reliability of the installation. This is due to the fact that the pump pumps both during upward and downward strokes, i.e. is a double acting pump.
Относительно снижения нагрузки за счет работы газа, которое осуществляет насосная установка, можно сказать следующее. В наклонно-направленных скважинах газ занимает верхнее положение по образующей колонны труб, и на участках изгиба колонны труб обусловливает сухое трение штанг и его износ. Поэтому в данном случае присутствие газа помимо пользы имеет и отрицательное воздействие.Regarding the reduction of the load due to the gas operation carried out by the pump unit, the following can be said. In directional wells, gas occupies the upper position along the generatrix of the pipe string, and in the bending sections of the pipe string causes dry friction of the rods and its wear. Therefore, in this case, the presence of gas in addition to the benefit has a negative effect.
Наиболее конструктивно близким к заявляемому изобретению является скважинная насосная установка, включающая подъемную колонну из насосных труб, два насосных цилиндра и два плунжера, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока, закрепленные на колонне штанг через полированный шток и установленные в цилиндрах с образованием верхней и нижней рабочих камер и кольцевой камеры между цилиндром нижнего насоса и полого штока, а также перегородку с центральным проходным каналом, всасывающий, нагнетательный, обратный и управляющий клапаны. (SU 1015113 А, 30.04.1983).The most structurally close to the claimed invention is a downhole pump installation, including a lifting string of pump pipes, two pump cylinders and two plungers, placed one above the other and connected in series by a hollow rod, mounted on a rod string through a polished rod and installed in cylinders with the formation of the upper and lower working chambers and the annular chamber between the cylinder of the lower pump and the hollow rod, as well as a partition with a central passage, suction, agnetatelny, reverse and control valves. (SU 1015113 A, 04/30/1983).
Недостатком данной насосной установки является то, что открытие и закрытие нагнетательного клапана увязаны с движением колонны штанг через трение с ее нижней частью, следовательно, с присутствием продольного изгиба нижней части колонны штанг при ходе плунжеров вниз. Кольцевая камера как цилиндр насоса, работающая от действия плунжера, не приспособлена для нагнетания газа. Конструкция нагнетательного клапана не приспособлена для откачки жидкости с содержанием песка, и имеется опасность защемления песка в контактном зазоре седла и клапана и связанного с этим снижения надежности насосной установки.The disadvantage of this pump installation is that the opening and closing of the discharge valve are associated with the movement of the rod string through friction with its lower part, therefore, with the presence of a longitudinal bend of the lower portion of the rod string during plunger downward movement. The annular chamber as a pump cylinder, operating from the action of the plunger, is not suitable for pumping gas. The design of the discharge valve is not suitable for pumping liquid containing sand, and there is a risk of crushing sand in the contact gap of the seat and valve and the associated decrease in the reliability of the pump installation.
Задача, решаемая насосом, заключается в устранении недостатков, имеющихся в существующих конструкциях.The problem solved by the pump is to eliminate the shortcomings existing in existing structures.
Задача сводится к повышению работоспособности и надежности штанговой насосной установки путем исключения трения полированного штока и штанговой колонны; выполнением управляющего клапана в виде усеченного конуса и соединением его с нагнетательным клапаном через гибкую нить; выполнением седла основного нагнетательного клапана в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью; заполнением кольцевой камеры пластовой водой.The task is to increase the efficiency and reliability of the sucker rod pump unit by eliminating the friction of the polished rod and rod string; the execution of the control valve in the form of a truncated cone and connecting it to the discharge valve through a flexible thread; the execution of the saddle of the main discharge valve in the form of a hemisphere with a flow hole closed by a valve with a flat seating surface; filling the annular chamber with formation water.
Поставленная задача решается тем, что штанговая насосная установка, включающая подъемную колонну из насосно-компрессорных труб, два насосных цилиндра и два плунжера, размещенные один над другим и последовательно соединенные между собой посредством полого штока, закрепленные на колонне штанг через полированный шток и установленные в цилиндрах с образованием центральной и кольцевой рабочих камер, а также перегородку с центральным проходным каналом, всасывающий, нагнетательный, обратный и управляющий клапаны, отличающаяся тем, что уплотнение полированного штока выполнено щелевым, пропусканием его через цилиндровую втулку, герметично соединенную с нагнетательным клапаном; всасывающий клапан размещен в верхней части плунжерной группы; управляющий клапан выполнен в виде усеченного конуса и соединен с нагнетательным клапаном через гибкую нить; седло основного нагнетательного клапана выполнено в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью; кольцевая камера заполнена пластовой водой.The problem is solved in that the rod pump installation, including a lifting column of tubing, two pump cylinders and two plungers, placed one above the other and connected in series by a hollow rod, mounted on a rod column through a polished rod and installed in cylinders with the formation of a Central and annular working chambers, as well as a partition with a Central passage channel, suction, discharge, check and control valves, characterized in that the seal the polished rod is made with a slot, passing it through a cylinder sleeve hermetically connected to the discharge valve; a suction valve is located in the upper part of the plunger group; the control valve is made in the form of a truncated cone and is connected to the discharge valve through a flexible thread; the seat of the main discharge valve is made in the form of a hemisphere with a flow hole closed by a valve with a flat seating surface; the annular chamber is filled with formation water.
Технический результат, обеспечиваемый предлагаемой конструкцией насоса, заключается в снижении нагрузки на приводную часть насосной установки и в повышении коэффициента подачи.The technical result provided by the proposed design of the pump is to reduce the load on the drive part of the pump installation and to increase the flow coefficient.
На чертеже схематично представлен общий вид штанговой насосной установки с двухцилиндровым насосом.The drawing schematically shows a General view of a sucker rod pump unit with a two-cylinder pump.
Штанговая насосная установка с двухцилиндровым насосом содержит подъемную колонну из насосно-компрессорных труб 1, штанговую колонну 2, два насосных цилиндра 3 и 4 и два плунжера 5 и 6, размещенные один над другим, образовав плунжерную группу, и соединенные между собой последовательно посредством полого штока 7, закрепленные на штанговой колонне 2 через полированный шток 8 и установленные в цилиндрах с образованием центральной рабочей камеры 9, камеру предварительной сепарации газа 10 и кольцевой рабочей камеры 11, а также перегородку 12 с центральным проходным каналом 13 для пропускания полированного штока 8, всасывающий 14 и нагнетательный 15 клапаны. Перегородка 12 имеет газовые каналы 16 и 17 для пропускания газа в кольцевую камеру 11, а затем - в затрубное пространство, периодически перекрываемые управляющим 18 и обратным 19 клапанами. На нагнетательном клапане заодно с ним установлена цилиндровая втулка 20 для щелевого уплотнения полированного штока при ходе плунжерной группы вниз. Движение нагнетательного клапана вверх ограничивается гибким соединением 21.A sucker rod pump unit with a two-cylinder pump contains a lifting column from tubing 1, a rod string 2, two pump cylinders 3 and 4 and two plungers 5 and 6, placed one above the other, forming a plunger group, and connected together in series by means of a hollow rod 7, mounted on a rod column 2 through a polished rod 8 and installed in cylinders to form a central working chamber 9, a preliminary gas separation chamber 10 and an annular working chamber 11, as well as a baffle 12 with a center lnym passageway 13 for passage of the polished rod 8, the intake 14 and discharge 15 valves. The partition 12 has gas channels 16 and 17 for passing gas into the annular chamber 11, and then into the annulus, periodically blocked by the control 18 and the check valve 19. On the discharge valve, a cylinder bushing 20 is installed at the same time with it for a gap seal of the polished rod during the plunger group stroke down. The upward movement of the discharge valve is limited by the flexible joint 21.
Цилиндры 3 и 4 с размещенными в них плунжерами 5 и 6 составляют плунжерные пары - верхнюю плунжерную пару и нижнюю плунжерную пару. Верхняя плунжерная пара с соответствующими клапанами представляет собой основной жидкостной насос, а нижняя плунжерная пара - вспомогательный газовый нагнетатель. Подача вспомогательного насоса обусловливается кольцевым сечением, определяемым разностью диаметров плунжеров 5 и 6.Cylinders 3 and 4 with plungers 5 and 6 located therein comprise plunger pairs — the upper plunger pair and the lower plunger pair. The upper plunger pair with the corresponding valves is the main liquid pump, and the lower plunger pair is the auxiliary gas supercharger. The supply of the auxiliary pump is determined by the annular cross section determined by the difference in the diameters of the plungers 5 and 6.
Насосная установка работает следующим образом.The pump installation operates as follows.
При ходе плунжеров 5 и 6 вниз происходит процесс всасывания продукции скважины в центральную рабочую камеру 9. Клапаны 15 и 19 при этом закрыты, а 14 и 18 открыты. Открытию и закрытию клапанов способствуют собственная сила тяжести и перепад давления жидкости. Продукция скважины из сепарационной камеры 10, куда за ход нагнетания поступает продукция скважины и происходит предварительная сепарация нефти и газа, через полый шток 7 переходит в центральную рабочую камеру 9, а газовая шапка, успевшая отделиться от нефти за счет гравитационных сил, - далее в расширяющуюся кольцевую рабочую камеру 11.When plungers 5 and 6 go down, the production of the well is sucked into the central working chamber 9. Valves 15 and 19 are closed, and 14 and 18 are open. The opening and closing of the valves is facilitated by the inherent gravity and differential pressure of the fluid. Well production from the separation chamber 10, where the production of the well enters and the preliminary separation of oil and gas takes place, passes through the hollow rod 7 to the central working chamber 9, and the gas cap, which has managed to separate from the oil due to gravitational forces, goes on to expanding annular working chamber 11.
Поскольку все рабочие камеры сообщены между собой, расширяющаяся кольцевая камера принудительно отсасывает верхнюю газовую часть продукции скважины из центральной рабочей камеры. В результате перед ходом нагнетания в полости центральной рабочей камеры остается лишь жидкая часть продукции скважины, что обусловливает высокий коэффициент подачи насоса. Это дает основание использовать насос меньшего диаметра для добычи нефти, тем самым уменьшить нагрузку на приводную часть насосной установки. Повышению коэффициента подачи насоса также способствует сокращение упругих удлинений колонны штанг из-за уменьшения нагрузки и отсутствия изгиба ее нижней части колонны штанг при ходе вниз, поскольку уплотнение полированного штока осуществляется пропусканием его через цилиндровую втулку и представляет собой щелевое уплотнение наподобие пары «плунжер - цилиндр» скважинного насоса. Плунжеры 5 и 6 при ходе вниз не испытывают какое-либо сопротивление со стороны жидкости.Since all the working chambers are interconnected, the expanding annular chamber forcibly sucks the upper gas part of the well production from the central working chamber. As a result, before the injection course, only the liquid part of the well production remains in the cavity of the central working chamber, which leads to a high pump delivery coefficient. This gives reason to use a smaller diameter pump for oil production, thereby reducing the load on the drive part of the pump unit. A reduction in the elastic elongations of the rod string also contributes to an increase in the pump delivery coefficient due to reduced load and the absence of bending of its lower part of the rod string during downward movement, since the polished rod is sealed by passing it through the cylinder sleeve and is a gap seal like a plunger-cylinder pair well pump. The plungers 5 and 6 during the downward stroke do not experience any resistance from the liquid side.
Кроме того, отсутствие свободного газа в нефти обеспечивает хорошую смазку колонны штанг в местах изгиба и не вызывает ее изнашивание.In addition, the absence of free gas in the oil provides good lubrication of the rod string in places of bending and does not cause its wear.
Расчетами покажем возможность использования щелевого уплотнения полированного штока без снижения подачи насоса. Утечка жидкости через щелевое уплотнение рассчитывается по формулеBy calculations, we show the possibility of using a gap seal of a polished rod without reducing the pump flow. Liquid leakage through a gap seal is calculated by the formula
где k - коэффициент эксцентриситета; D - диаметр полированного штока; Δр - перепад давления на концах уплотнения; δ - зазор между цилиндровой втулкой и полированным штоком при их концентричном расположении; μ - вязкость жидкости. Подставив численные значения параметров, отражающие условия работы пары, близкие к реальным (k=1; π=3,14; D=30·10-3 м; Δр=10 МПа; δ=25·10-6 м; μ=10·10-3 Па с; 86400 - количество секунд в сутках), получимwhere k is the coefficient of eccentricity; D is the diameter of the polished rod; Δр - pressure drop at the ends of the seal; δ is the gap between the cylinder sleeve and the polished rod when they are concentric; μ is the viscosity of the fluid. Substituting the numerical values of the parameters that reflect the working conditions of the pair, close to real (k = 1; π = 3.14; D = 30 · 10 -3 m; Δр = 10 MPa; δ = 25 · 10 -6 m; μ = 10 · 10 -3 Pa s; 86400 - the number of seconds in days), we get
10 литров утечек в сутки - это немного, это необходимо для смазки пары трения. Основное преимущество этого конструктивного решения уплотнения полированного штока 8 заключается в возможности длительной эксплуатации насосного оборудования без подъема на поверхность.10 liters of leaks per day is a bit, it is necessary to lubricate the friction pair. The main advantage of this design solution of polished rod seal 8 is the possibility of long-term operation of pumping equipment without lifting to the surface.
При ходе плунжеров 5 и 6 вверх, управляющий клапан 18, имеющий небольшое трение с полированным штоком и увлекаемый подачей плунжера 5, приподнявшись, закрывает канал 16. По мере повышения давления в рабочей камере нагнетательный клапан 15 открывается и пропускает подачу насоса в подъемную колонну. Однако его ход ограничен натяжением гибкого соединения 21 между клапанами 15 и 18. При этом клапан 18 сильнее прижимается к отверстию всасывающего канала, обеспечивая более полную герметичность его закрывания. Этому способствует также коническая форма наружной поверхности клапана, причем, чем меньше угол конусности, тем сила давления жидкости эффективнее прижимает к отверстию. Однако уменьшение угла конусности имеет ограничение. Для того чтобы не было заклинивания клапана в закрытом положении, угол конусности должен быть незначительно больше угла трения (угол трения равен 7-9 градусов) соприкасающихся поверхностей.When the plungers 5 and 6 move upward, the control valve 18, having a little friction with a polished rod and carried away by the supply of the plunger 5, lifts up and closes the channel 16. As the pressure in the working chamber rises, the pressure valve 15 opens and passes the pump into the lifting column. However, its stroke is limited by the tension of the flexible joint 21 between the valves 15 and 18. At the same time, the valve 18 is pressed more strongly against the opening of the suction channel, providing a more complete tightness of its closing. The conical shape of the valve’s outer surface also contributes to this, and the smaller the taper angle, the more efficiently the pressure force of the liquid presses against the hole. However, reducing the taper angle has a limitation. In order to prevent the valve from jamming in the closed position, the taper angle should be slightly larger than the friction angle (the friction angle is 7–9 degrees) of the contacting surfaces.
Штанговая колонна совершает свои движения в подъемной колонне, заполненной преимущественно жидкостью, следовательно, истирания труб и штанг в наклонно-направленных скважинах минимальны.The rod string makes its movements in a lifting column filled predominantly with liquid, therefore, the abrasion of pipes and rods in deviated wells is minimal.
При этом ходе плунжеров газ нагнетается из кольцевой камеры в затрубное пространство. Повышение эффективности нагнетания газа достигается заполнением кольцевой камеры пластовой водой, которая играет роль жидкостного поршня (плунжера). Поскольку углеводородный газ в пластовой воде не растворяется, из кольцевой камеры вытесняется весь объем газа, поступивший в нее при ходе всасывания. Объем воды, если имеет место ее расход, будет пополняться утечками через плунжерную пару основного жидкостного насоса. Эти утечки также состоят из пластовой воды, поскольку вода занимает нижнюю часть нагнетаемой продукции.During this stroke of the plungers, gas is pumped from the annular chamber into the annulus. Increasing the efficiency of gas injection is achieved by filling the annular chamber with formation water, which plays the role of a liquid piston (plunger). Since hydrocarbon gas does not dissolve in produced water, the entire volume of gas that enters it during suction is displaced from the annular chamber. The volume of water, if there is a flow rate, will be replenished by leaks through the plunger pair of the main liquid pump. These leaks also consist of formation water, since water occupies the bottom of the injected product.
Основной жидкостной насос и вспомогательный газовый нагнетатель в данном случае работают параллельно. Преимущественно работу совершает основной жидкостной насос, подающий жидкую часть продукции в подъемную колонну. При нагнетании газовой фракции в затрубное пространство его давление будет незначительным. Поэтому нагрузка на приводную часть насоса будет определяться сечением верхнего, меньшего по диаметру, плунжера 5.The main liquid pump and auxiliary gas supercharger in this case work in parallel. Mostly, the work is done by the main liquid pump, which feeds the liquid part of the product to the lifting column. When the gas fraction is injected into the annulus, its pressure will be insignificant. Therefore, the load on the drive part of the pump will be determined by the cross section of the upper, smaller in diameter, plunger 5.
Механические примеси, преимущественно песок, ввиду размещения нагнетательного клапана в верхней части насоса предотвращает попадание песка даже при непредвиденных остановках насосной установки. Выполнение седла клапана в виде полусферы с проточным отверстием, закрываемым клапаном с плоской посадочной поверхностью, делает их соприкосновение по одной окружной линии, а не по плоскости, что исключает защемление песка между ними. При остановках в работе установки песок обратно в плунжерную пару не попадает и не вызывает износа и заклинивания плунжера в цилиндре.Mechanical impurities, mainly sand, due to the location of the discharge valve in the upper part of the pump, prevents sand from entering even if the pump unit stops unexpectedly. The execution of the valve seat in the form of a hemisphere with a flow hole closed by the valve with a flat seating surface makes them contact along one circumferential line, and not along the plane, which eliminates the pinching of sand between them. When the unit stops working, sand does not fall back into the plunger pair and does not cause wear and jamming of the plunger in the cylinder.
Все это в совокупности повышает работоспособность и надежность насосной установки, т.е. способность работать длительное время с высоким коэффициентом подачи.All this together increases the efficiency and reliability of the pumping unit, i.e. ability to work for a long time with a high feed rate.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005114846/06A RU2293216C1 (en) | 2005-05-16 | 2005-05-16 | Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005114846/06A RU2293216C1 (en) | 2005-05-16 | 2005-05-16 | Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005114846A RU2005114846A (en) | 2006-11-27 |
| RU2293216C1 true RU2293216C1 (en) | 2007-02-10 |
Family
ID=37664135
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005114846/06A RU2293216C1 (en) | 2005-05-16 | 2005-05-16 | Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2293216C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2555432C1 (en) * | 2014-06-16 | 2015-07-10 | Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" | Well sucker-rod pump |
-
2005
- 2005-05-16 RU RU2005114846/06A patent/RU2293216C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2555432C1 (en) * | 2014-06-16 | 2015-07-10 | Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" | Well sucker-rod pump |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2005114846A (en) | 2006-11-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU139596U1 (en) | DUAL ACTION Borehole Pump | |
| US10738575B2 (en) | Modular top loading downhole pump with sealable exit valve and valve rod forming aperture | |
| RU2370641C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of two beds | |
| EP0398977A1 (en) | Apparatus for removing fluid from the ground and method for same | |
| RU85547U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS | |
| US9784254B2 (en) | Tubing inserted balance pump with internal fluid passageway | |
| RU2293216C1 (en) | Sucker-rod pumping unit with two-cylinder pump | |
| US5356114A (en) | Traveling valve for sucker rod pump | |
| RU141547U1 (en) | DIFFERENTIAL BAR PUMP | |
| RU2644797C1 (en) | Oil well pump | |
| RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
| US6746221B1 (en) | Traveling valve for sucker rod pumps | |
| US10815985B2 (en) | Modular subsurface lift engine | |
| RU2317443C1 (en) | Sucker-rod pumping unit | |
| RU2821685C1 (en) | Downhole sucker-rod pump of double action | |
| RU55894U1 (en) | WELL PUMP HYDRAULIC DRIVE | |
| RU2351801C1 (en) | Pump installation for simultaneous-separate operation of two reservoirs of one well | |
| RU53737U1 (en) | DEPTH BAR PIPE PUMP WITH REMOVABLE SUCTION VALVE | |
| RU135018U1 (en) | Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION | |
| CN2782986Y (en) | Hydraulic oil pump | |
| RU184474U1 (en) | INSTALLATION FOR PUMPING SEPARATED GAS FROM OIL WELL | |
| RU2704088C1 (en) | Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump | |
| RU2779979C1 (en) | Bypass valve | |
| RU2303711C1 (en) | Well pump hydraulic drive | |
| RU2440512C1 (en) | Bottom-hole differential oil pump |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070517 |