RU2381352C1 - Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production - Google Patents

Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production Download PDF

Info

Publication number
RU2381352C1
RU2381352C1 RU2008142941/03A RU2008142941A RU2381352C1 RU 2381352 C1 RU2381352 C1 RU 2381352C1 RU 2008142941/03 A RU2008142941/03 A RU 2008142941/03A RU 2008142941 A RU2008142941 A RU 2008142941A RU 2381352 C1 RU2381352 C1 RU 2381352C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
casing
jacket
channel
cable
Prior art date
Application number
RU2008142941/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Николай Иванович Парийчук (RU)
Николай Иванович Парийчук
Original Assignee
Николай Иванович Парийчук
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Николай Иванович Парийчук filed Critical Николай Иванович Парийчук
Priority to RU2008142941/03A priority Critical patent/RU2381352C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2381352C1 publication Critical patent/RU2381352C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil- and gas industry.
SUBSTANCE: invention related to oil-and gas industry, particularly to borehole pumping unit for two reservoirs simultaneous production. The borehole pumping unit contains tubing string, cable, parker, installed between reservoirs, tail, by-pass device which can be opened under pressure, top- piston with bas string and bottom- electro-submersible with electrical motor pumps for the corresponding reservoirs product withdrawal, pumps covered with top and bottom jackets. Electrical submersible pump bottom jacket equipped with a cable sealing unit and connected to under-parker clearance from the bottom via the tail. The electrical submersible pump outlet connected with the top jacket via fitting, which connected form the top with the tubing string and a side channel, connecting top pump inlet with above-parker clearance. The electrical submersible pump equipped with measurement block form the bottom, executed with ability to transfer data via cable. The top jacket executed as a sleeve with an additional longitude channel, equipped with a process pipe, fixed on top of the top jacket and connected with the tubing string from above, and from the bottom - with the side channel, equipped with safety return valve. The fittings connecting the bottom pump outlet to the tubing string via top jacket lateral channel, also equipped with additional return well, above which the by-pass unit located. The bottom jacket equipped with elbow with cable sealing unit and a process channels, installed between the bottom pump and electrical motor in a way that the pump inlet connected to the bottom jacket via process channels. Plunger pump executed as a insert one with ability of hermetic interaction with the top jacket process fitting internal surface. The measurement block equipped with damping centraliser, which interacts with the bottom jacket.
EFFECT: pump alternate operation ability, avoiding fluid spilling during their lifting, avoiding operation failure and the bottom pump early failure, application of a different combination of electrical motors and electrical submersible pumps, creation part load regime of the bottom reservoir operation.
2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам для одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных пластов.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole pumping units for the simultaneous separate operation of two reservoirs.

Известна скважинная штанговая насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, колонну штанг, пакер, хвостовик и дифференциальный насос. Причем всасывающий и нагнетательный клапаны верхней секции насоса установлены сбоку от цилиндра, а между ними размещен самоуплотняющийся пакер (книга Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М: «Недра», 1974. - Стр.89, рис.54). В этой установке производится раздельный подъем продукции пластов: нижнего - по колонне лифтовых труб, верхнего - по эксплуатационной колонне скважины.A well-known sucker rod pumping unit for the simultaneous operation of two layers in a well containing a column of elevator pipes, a column of rods, a packer, a liner and a differential pump. Moreover, the suction and discharge valves of the upper section of the pump are installed on the side of the cylinder, and a self-sealing packer is placed between them (book Simultaneous separate operation of multilayer oil fields / R.A. Maksutov, B.E.Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. - M: “ Subsoil ", 1974. - Page 89, Fig. 54). This installation produces a separate rise in the production of formations: the bottom - along the string of elevator pipes, the top - along the production casing of the well.

Недостатками установки являются: сложная конструкция, невозможность исследования пластов в процессе эксплуатации (определение забойных и пластовых давлений), при необходимости извлечения насоса он поднимается вместе с верхним пакером, что способствует его износу и снижению надежности работы установки, кроме того, в результате «поршневого» эффекта, создаваемого пакером при подъеме, происходит излив продукции из эксплуатационной колонны скважины. Расположение всасывающего клапана верхней секции насоса под пакером, а нагнетательного клапана - над пакером увеличивает вредное пространство насоса, что снижает его производительность. Кроме того, установка имеет малую производительность откачки продукции нижнего пласта из-за ограничений в диаметре плунжера нижней секции, который, исходя из принципа работы дифференциального насоса, должен иметь диаметр меньше, чем диаметр плунжера верхней секции. Следующим недостатком установки является то, что дифференциальный насос приводится в действие одной колонной штанг и отсутствует возможность раздельного регулирования производительности нижней и верхней секций насоса.The disadvantages of the installation are: complex design, the inability to study the reservoirs during operation (determination of bottomhole and reservoir pressures), if it is necessary to remove the pump, it rises with the upper packer, which contributes to its wear and reduction of the reliability of the installation, in addition, as a result of the “piston” the effect created by the packer during the rise, there is a spill of products from the production casing of the well. The location of the suction valve of the upper section of the pump under the packer, and the discharge valve above the packer increases the harmful space of the pump, which reduces its performance. In addition, the installation has a low productivity of pumping out the products of the lower layer due to limitations in the diameter of the plunger of the lower section, which, based on the principle of the differential pump, must have a diameter smaller than the diameter of the plunger of the upper section. Another disadvantage of the installation is that the differential pump is driven by one column of rods and there is no possibility of separate regulation of the performance of the lower and upper sections of the pump.

Известна также скважинная насосная установка для одновременной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и два отдельных электроцентробежных насоса с отдельными кабелями, подающими продукцию верхнего и нижнего пластов в одну колонну лифтовых труб, по которой она подается на поверхность, причем продукция нижнего пласта подается нижним насосом в колонну лифтовых труб но обводному кожуху, в котором выполнен канал для сообщения приема верхнего насоса с надпакерным пространством скважины (книга "Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений" / Р.А.Максутов, Б.Е.Доброскок, Ю.В.Зайцев. - М.: «Недра», 1974. - Стр.106-107, рис.63а).Also known is a downhole pumping unit for the simultaneous operation of two layers in a well, comprising a column of elevator pipes, a packer, a liner and two separate electric centrifugal pumps with separate cables supplying the products of the upper and lower layers to one column of elevator pipes, through which it is supplied to the surface, production of the lower reservoir is fed by the lower pump to the column of elevator pipes but to the bypass casing, in which a channel is made for communicating the reception of the upper pump with the over-pack space of the well (books ha "Simultaneous separate exploitation of multilayer oil fields" / R.A. Maksutov, B.E. Dobroskok, Yu.V. Zaitsev. - M .: "Nedra", 1974. - Pages 106-107, Fig. 63a).

Недостатком установки является то, что она не позволяет раздельный подъем и замер дебита продукции каждого из пластов. Другими недостатками установки являются: трудоемкость монтажа на скважине, громоздкость оборудования (общая длина установки может достигать 30-35 м), сложность спуска в скважину одновременно двух кабелей, кроме того, в связи с наличием двух кабелей повышается вероятность нарушения изоляции и выхода установки из строя, не решены вопросы исследования разобщенных пластов. Также данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении.The disadvantage of the installation is that it does not allow a separate rise and measurement of the production rate of each of the layers. Other disadvantages of the installation are: the complexity of installation at the well, the bulkiness of the equipment (the total length of the installation can reach 30-35 m), the difficulty of lowering two cables simultaneously into the well, in addition, due to the presence of two cables, the probability of insulation failure and failure of the installation increases , not resolved issues of the study of disparate formations. Also, this installation does not allow the use of various combinations of electric motors and pumps, since their standard sizes are incorporated in the manufacture.

Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой установке является «Насосная установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, МПК Е21В 43/14, 47/00, опубл. 20.01.2007 Бюл. №2), содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, хвостовик и два отдельных насоса для откачки продукции пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем насос для откачки продукции нижнего пласта выполнен электропогружным, при этом нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, который выше пакера оснащен перепускным устройством, имеющим возможность обеспечения гидравлической связи надпакерного пространства скважины с ее подпакерным пространством через хвостовик при достижении в скважине давления срабатывания перепускного устройства, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, при этом верхний насос выполнен штанговым, колонна штанг которого выполнена полой и герметично соединена с плунжером штангового насоса, причем прием этого насоса посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством, а электропогружной насос снизу может быть оснащен датчиком давления, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.Closest to the technical nature of the proposed installation is a "Pump installation for simultaneous separate operation of two layers in the well" (patent RU No. 2291953, IPC EV 43/14, 47/00, publ. 20.01.2007 Bull. No. 2), containing a column lift pipes, a cable, a packer, a liner and two separate pumps for pumping out the formation products, which are enclosed in the upper and lower shells, the pump for pumping out the products of the lower layer being made electric submersible, while the lower casing of the electric submersible pump is equipped with a cable sealing unit and communicated from the bottom with the under-packer space through the liner, which is equipped with a bypass device above the packer, with the possibility of providing hydraulic communication between the over-packer space of the well and its under-packer space through the liner when the pressure of the bypass device is reached in the well, the outlet of the electric submersible pump communicating with the upper casing, which is connected to a column of elevator pipes and is equipped with a side channel, while the upper pump is made by a rod, the column of rods of which is hollow sealingly connected with plunger sucker rod pump, the intake of the pump through a side channel in communication with the space nadpakernym and submersible pump from the bottom may be equipped with a pressure sensor adapted to transmit via cable submersible pump information.

Недостатками данной установки являются конструктивная невозможность использования вставного плунжерного насоса, что усложняет процесс извлечения и ремонта этого насоса (это возможно только с колонной лифтовых труб), невозможность остановки при необходимости (например, производительность этого насоса значительно превосходит продуктивность нижнего пласта) электропогружного насоса, так как выход этого насоса так же не имеет возможности отсечения от внутритрубного пространства колонны лифтовых труб, при этом при добыче продукции нижнего пласта на входе электропогружного насоса создается пониженное давление, и происходит выделение газа, содержащегося в продукции нижнего пласта, что может привести при заполнении верхней части нижнего кожуха и достижению входа электропогружного насоса к срыву его работы, причем подъем полых штанг и кролонны лифтовых труб невозможно осуществлять без излива находящихся в них жидкостей, что ухудшает условия труда обслуживающих бригад, при этом данная установка не позволяет использование различных сочетаний электродвигателей и насосов, так как стандартные размеры их заложены при изготовлении, а у датчика давления, подверженного постоянным вибрационным нагрузкам электродвигателя, большой разброс показаний, что приводит к снятию недостоверной информации и может привести к быстрейшему обводнению продуктивного нижнего пласта из-за неправильно выбранных режимов отбора.The disadvantages of this installation are the constructive impossibility of using an plug-in plunger pump, which complicates the process of removing and repairing this pump (this is possible only with a column of elevator pipes), the inability to stop if necessary (for example, the performance of this pump significantly exceeds the productivity of the lower layer) of the electric submersible pump, since the output of this pump also does not have the ability to cut off the column of elevator pipes from the in-pipe space, while lower of the first layer at the inlet of the electric submersible pump, a reduced pressure is created and the gas contained in the products of the lower layer is released, which can lead to failure of its operation when the upper part of the lower casing is filled and the input of the electric submersible pump is reached, and it is impossible to lift the hollow rods and the tubular lift pipes without spilling liquids in them, which worsens the working conditions of the service crews, while this installation does not allow the use of various combinations of electric motors and pumps , since their standard sizes are laid down during manufacture, and a pressure sensor subject to constant vibrational loads of the electric motor has a large dispersion of readings, which leads to the removal of inaccurate information and can lead to rapid flooding of the productive lower layer due to incorrectly selected selection modes.

Техническая задача изобретения состоит в том, чтобы обеспечить возможность поочередной работы насосов и возможности использования вставного плунжерного насоса за счет установки клапанов в боковой канал верхнего кожуха и между колонной лифтовых труб и выходом электропогружного насоса для упрощения установки и обслуживания установки, а также исключить возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину, и срыва работы нижнего насоса, обеспечив отбор газов из верхнего пространства нижнего кожуха, установкой переводника, входящего в состав нижнего кожуха, между электродвигателем и электропогружным насосом, расширяя при этом функциональные возможности установки благодаря возможности сочетания различных типов и видов электропогружных насосов и электродвигателей благодаря использованию устанавливаемого между ними переводника, при этом иметь возможность выбора более щадящего режима отбора из нижнего пласта из-за более точного снятия параметров этого пласта благодаря снижению вибрационных нагрузок на блок измерения от электродвигателя.The technical task of the invention is to provide the possibility of alternating operation of the pumps and the possibility of using an plug-in plunger pump due to the installation of valves in the side channel of the upper casing and between the column of elevator pipes and the outlet of the electric submersible pump to simplify installation and maintenance of the installation, as well as to exclude the possibility of spilling liquid when lifting pumps, providing a preliminary discharge of fluid into the well, and disruption of the lower pump, ensuring the selection of gases from the upper space of the lower about the casing, installing an sub, which is part of the lower casing, between the electric motor and the electric submersible pump, while expanding the installation functionality due to the possibility of combining different types and types of electric submersible pumps and electric motors thanks to the use of the sub installed between them, with the possibility of choosing a more gentle mode selection from the lower reservoir due to a more accurate removal of the parameters of this reservoir due to the reduction of vibration loads on the measurement unit t electric motor.

Техническая задача решается скважинной насосной установкой для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, перепускное устройство, открывающееся от давления, верхний - плунжерный с колонной штанг и нижний - электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, а выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством, при этом электропогружной насос снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса.The technical problem is solved by a borehole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers containing a lift pipe string, a cable, a packer installed between the layers, a liner, a pressure relief device, the upper one is a plunger with a rod string and the lower one is an electric submersible pump with an electric motor for pumping the products of the corresponding layers, which are enclosed in the upper and lower casings, the lower casing of the electric submersible pump equipped with a cable sealing unit and communicated from below with with an odnopakerny space through the shank, and the output of the electric submersible pump is communicated by a pipe with an upper casing, which is connected to the column of elevator pipes from above and is equipped with a lateral channel communicating the input of the upper pump with an above-packer space, while the electric submersible pump is equipped with a measuring unit, which is capable of transmitting information cable submersible pump.

Новым является то, что верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу - с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном, а патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещено перепускное устройство, при этом нижний кожух оснащен сверху переводником с узлом герметизации кабеля и технологическими каналами, установленным между нижним насосом и его электродвигателем так, что вход этого насоса сообщен посредством технологических каналов с нижним кожухом, причем плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха, при этом блок измерения оснащен демпфирующим центратором, взаимодействующим с нижним кожухом.New is that the upper casing is made in the form of a sleeve with an additional longitudinal channel, equipped with a technological pipe mounted on top of the upper casing and communicated from above with an elevator pipe string, and from the bottom with a side channel that is equipped with a safety non-return valve, and a pipe communicating the outlet the lower pump with a column of elevator pipes through the longitudinal channel of the upper casing, is also equipped with an additional check valve, above which a bypass device is located, while the lower casing is equipped with a top an sub with a cable sealing assembly and technological channels installed between the lower pump and its electric motor so that the input of this pump is communicated by means of technological channels with the lower casing, the plunger pump being made plug-in with the possibility of tight interaction with the inner surface of the technological branch pipe of the upper casing, while the measurement is equipped with a damping centralizer interacting with the lower casing.

Новым является также то, что под пакером установлено устройство для сброса газа из-под подпакерного пространства в хвостовик.Also new is the fact that under the packer a device is installed for venting gas from under the under-packer space to the liner.

Фиг.1 - верхняя часть установки с верхним пластом.Figure 1 - the upper part of the installation with the upper layer.

Фиг.2 - нижняя часть установки с нижним пластом и пакером.Figure 2 - the lower part of the installation with the lower layer and the packer.

Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб 1 (фиг.1), кабель 2, пакер 3 (фиг.2), установленный между верхним 4 (фиг.1) и нижнем 5 (фиг.2) пластами, хвостовик 6, перепускное устройство 7, открывающееся от избыточного давления, верхний 8 (фиг.1) - плунжерный с колонной штанг 9 и нижний 10 (фиг.2) - электропогружной с электродвигателем 11 насосы для откачки продукции соответствующих пластов 4 (фиг.1) и 5 (фиг.2), которые заключены в верхний 12 (фиг.1) и нижний 13 (фиг.2) кожухи, причем нижний кожух 13 электропогружного насоса 10 снабжен узлом герметизации кабеля 14 и сообщен снизу с подпакерным пространством 15 через хвостовик 6, а выход электропогружного насоса 10 сообщен патрубком 16 с верхним кожухом 12 (фиг.1), который сверху сообщен с колонной лифтовых труб 1 и снабжен боковым каналом 17, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством 18. Электропогружной насос 10 (фиг.2) снизу оснащен измерительным блоком 19, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю 2 электропогружного насоса 10. Верхний кожух 12 (фиг.1) выполнен в виде втулки с боковым 17 и продольным 20 каналами, оснащенной технологическим патрубком 21, закрепленным сверху верхнего кожуха 12 и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб 1, а снизу - с боковым каналом 17, который снабжен предохранительным обратным клапаном 22. Патрубок 16, сообщающий выход нижнего насоса 10 (фиг.2) с колонной лифтовых труб 1 (фиг.1) через продольный канал 20 верхнего кожуха 12, также снабжен дополнительным обратным клапаном 23 (фиг.2), исключающий утечки через насос 10, выше которого размещено перепускное устройство 7. Нижний кожух 13 оснащен сверху переводником 24 с узлом герметизации 15 кабеля и технологическими каналами 25. Переводник 24 установлен между нижним насосом 10 и его электродвигателем 11 так, что вход этого насоса 10 сообщен посредством технологических каналов 25 с нижним кожухом 13. Плунжерный насос 8 (фиг.1) выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью патрубка 21 верхнего кожуха 12. Блок измерения 19 оснащен демпфирующим центратором 26 (выполненным в виде фильтра с эластичной манжетой снаружи - фиг.2 или пружинных центраторов и т.п., на фиг.2 не показаны), взаимодействующим с нижним кожухом 13.A downhole pump installation for simultaneous separate operation of two layers, containing a column of elevator pipes 1 (Fig. 1), cable 2, packer 3 (Fig. 2), installed between the upper 4 (Fig. 1) and lower 5 (Fig. 2) layers , shank 6, bypass device 7, opening from overpressure, upper 8 (figure 1) - plunger with rod string 9 and lower 10 (figure 2) - electric submersible pumps with electric motor 11 for pumping the products of the corresponding layers 4 (figure 1) ) and 5 (figure 2), which are enclosed in the upper 12 (figure 1) and lower 13 (figure 2) casings, the lower casing 13 of the electric submersible pump 10 is equipped with a cable sealing assembly 14 and communicated from below with the under-packer space 15 through the shank 6, and the output of the electric submersible pump 10 is communicated by a pipe 16 with an upper casing 12 (Fig. 1), which is connected to the column of elevator pipes 1 from the top and is provided with a side channel 17, communicating the input of the upper pump with the puffer space 18. The electric submersible pump 10 (Fig. 2) is equipped with a measuring unit 19, which is capable of transmitting information via cable 2 of the electric submersible pump 10. The upper casing 12 (Fig. 1) is made in Ideas of a sleeve with a lateral 17 and longitudinal 20 channels, equipped with a technological pipe 21 fixed on top of the upper casing 12 and communicated on top with the pipe lift string 1, and on the bottom with the side channel 17, which is equipped with a safety non-return valve 22. A pipe 16 communicating the output of the lower pump 10 (figure 2) with a column of elevator pipes 1 (figure 1) through the longitudinal channel 20 of the upper casing 12, is also equipped with an additional check valve 23 (figure 2), which prevents leakage through the pump 10, above which the bypass device 7 is located. Lower casing 13 Top mounted with a sub 24 with a cable sealing unit 15 and technological channels 25. A sub 24 is installed between the lower pump 10 and its electric motor 11 so that the input of this pump 10 is communicated by means of the technological channels 25 with the lower casing 13. The plunger pump 8 (Fig. 1) made plug-in with the possibility of tight interaction with the inner surface of the pipe 21 of the upper casing 12. The measurement unit 19 is equipped with a damping centralizer 26 (made in the form of a filter with an elastic cuff outside - figure 2 or spring centralizers and etc., not shown in FIG. 2) interacting with the lower casing 13.

Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.Downhole pumping unit for simultaneous separate operation of two layers works as follows.

В скважине 27 предварительно между пластами 4 (фиг.1) и 5 (фиг.2) устанавливают пакер 6 (например, ПРО-ЯТ-О-122 с якорным узлом, выпускаемый НПФ «Пакер», г.Октябрьский) с установленной снизу подпакерной компоновкой 28 (например, фильтром (фиг.2), дополнительным хвотовиком, дозатором, отстойником и/или т.п. - на фиг. не показаны) проходным продольным каналом для хвостовика 6. В зависимости от производительности и глубины залегания нижнего пласта 5 подбирают насос 10 (чем выше продуктивность пласта, тем более производительным должен быть насос 10) и его электродвигатель 11 (чем глубже интервал залегания пласта 5, тем мощнее должен быть электродвигатель 11. После чего подобранный для выбранных нижнего насоса 10 и электродвигателя 11 переводник 24 соответствующими посадочными элементами соединяют с электродвигателем 11, через узел герметизации 14 которого протягиваю кабель 2 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой (или сросткой) - на фиг.2 не показаны). На электродвигатель 11 с измерительным блоком 19, оснащенный демпфирующим центратором 26 для снятия вибрации и исключения повреждения кабельного удлинителя, снаружи снизу надевают нижний кожух 13, герметично фиксируя его сверху на переводнике 24 (например, при помощи резьбы). Затем в скважину спускают хвостовик 6 и присоединяют хвостовик 6 нижним кожухом 13. После чего к переводнику 24 (например, фланцевым соединением - на фиг.2 не показано) прикрепляют сверху нижний насос 10, к которому сверху последовательно присоединяют дополнительный обратный клапан 23 и перепускное устройство 7 с патрубком 16, герметично присоединяемым снизу к верхнему кожуху 12 (фиг.1). Далее сверху к верхнему кожуху 12, оснащенному предохранительным обратным клапаном 22 в боковом канале 17 и технологическим патрубком 21, присоединяют колонну лифтовых труб 1, на которой всю конструкцию спускают в скважину 27 до герметичного взаимодействия продольного канала пакера 3 (фиг.2) с хвостовиком 6, что обеспечивается фиксатором (показан выше пакера условно) хвостовика 6, опирающегося на пакер 3, фиксирующегося и герметизирующегося в нем, а на устьевом индикаторе веса (на фиг. не показан) зафиксируется снижение веса установки.In the well 27, a packer 6 (for example, PRO-YAT-O-122 with an anchor unit manufactured by the Packer NPP, Oktyabrsky) is installed between the layers 4 (FIG. 1) and 5 (FIG. 2) with a subpacker installed from below layout 28 (for example, a filter (figure 2), an additional hvotovik, dispenser, sump and / or the like - not shown in Fig.) through the longitudinal channel for the shank 6. Depending on the performance and depth of the lower layer 5 select pump 10 (the higher the productivity of the formation, the more productive the pump 10 should be) and its electronic motor 11 (the deeper the bedding interval 5, the more powerful the electric motor 11 should be. Then, the adapter 24 selected for the selected lower pump 10 and electric motor 11 is connected with the electric motor 11 through the sealing assembly 14 of which I pull the cable 2 with subsequent insulation ( for example, using an elastic cuff clamped by a hollow nut (or splice) - not shown in FIG. 2). An electric motor 11 with a measuring unit 19, equipped with a damping centralizer 26 to remove vibration and prevent damage to the cable extension, put on the bottom casing 13 from the bottom from below, tightly fixing it from above on the sub 24 (for example, using a thread). Then, the liner 6 is lowered into the well and the liner 6 is attached with the lower casing 13. Then, the lower pump 10 is attached to the sub 24 (for example, by a flange connection, not shown in Fig. 2), to which an additional non-return valve 23 and a bypass device are sequentially connected from above. 7 with a pipe 16, hermetically attached from the bottom to the upper casing 12 (figure 1). Next, from above, to the upper casing 12, equipped with a safety non-return valve 22 in the side channel 17 and the process pipe 21, connect the column of elevator pipes 1, on which the entire structure is lowered into the well 27 until the longitudinal interaction of the longitudinal channel of the packer 3 (Fig. 2) with the shank 6 This is ensured by the latch (shown conditionally above the packer) of the shank 6, which rests on the packer 3, is fixed and sealed in it, and the weight loss of the installation is recorded on the wellhead weight indicator (not shown in FIG.).

После чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана) с герметизацией выхода кабеля и с возможностью продольного перемещения колонны штанг 9 через устьевое сальниковое устройство (на фиг. не показано). Колонну штанг присоединяют к устьевому приводу (например, станок-качалка - на фиг.1 не показана), а кабель 2 к станции управления (на фиг. не показана).After that, the mouth is equipped with wellhead fittings (not shown in FIG.) With sealing of the cable outlet and with the possibility of longitudinal movement of the rod string 9 through the wellhead stuffing box (not shown in FIG.). The column of rods is attached to the wellhead drive (for example, the rocking machine is not shown in FIG. 1), and the cable 2 to the control station (not shown in FIG.).

Для запуска установки по кабелю 2 подается напряжение, под действием которого приводится в действие электродвигатель 11 (фиг.2), вращающий ротор насоса 10. В результате продукция нижнего пласта 5 из подпакерпого пространства 15 через подпакерную компоновку 28, хвостовик 6, нижний кожух 13 и технологические каналы 25 переводника 24 проступает на вход нижнего насоса 10, который перекачивает поступающую продукцию по патрубку 16 через дополнительный клапан 23 и продольный канал 20 (фиг.1) верхнего кожуха 12 в лифтовую колонну труб 1.To start the installation, a voltage is applied via cable 2, under the action of which the electric motor 11 (Fig. 2) is driven, the rotor of the pump 10 is rotated. As a result, the production of the lower layer 5 from the under-pouch space 15 through the under-packer arrangement 28, the shank 6, the lower casing 13 and the technological channels 25 of the sub 24 emerges at the inlet of the lower pump 10, which pumps the incoming products through the pipe 16 through an additional valve 23 and the longitudinal channel 20 (Fig. 1) of the upper casing 12 into the pipe lift string 1.

При этом колонне штанг 9 при помощи привода придают возвратно поступательное движение, которое передается на плунжер 29 верхнего насоса 8. В результате продукция верхнего пласта 4 из надпакерного пространства 18 через боковой канал 17 и предохранительный клапан 22 поступает в технологический патрубок 21 и на вход верхнего насоса 8, который эту продукцию перекачивает в колонну лифтовых труб 1, где она смешивается с продукцией нижнего пласта 5 (фиг.2).When this column of rods 9 using the drive give a reciprocating motion, which is transmitted to the plunger 29 of the upper pump 8. As a result, the production of the upper layer 4 from nadpakerny space 18 through the side channel 17 and the safety valve 22 enters the process pipe 21 and the input of the upper pump 8, which pumps this product into the column of elevator pipes 1, where it is mixed with the products of the lower layer 5 (Fig. 2).

По лифтовой колонне труб 1 (фиг.1) продукция пластов 4 и 5 (фиг.2) при помощи соответствующих насосов 4 (фиг.1) и 5 (фиг.2) понимается на поверхность.According to the tubing string 1 (FIG. 1), the production of the layers 4 and 5 (FIG. 2) by means of the corresponding pumps 4 (FIG. 1) and 5 (FIG. 2) is understood to the surface.

При запуске установки рекомендуется сначала запускать нижний насос 10 для подъема уровня жидкости внутри колонны лифтовых труб 1 (фиг.1), для опрессовки всего лифта компоновки и сальниковых уплотнений.When starting the installation, it is recommended to first start the lower pump 10 to raise the liquid level inside the column of elevator pipes 1 (Fig. 1), to crimp the entire elevator layout and stuffing box seals.

Благодаря тому, что технологические каналы 25 (фиг.2) переводника 24 сообщают вход нижнего насоса 5 с верхом нижнего кожуха 13, в нем не скапливается выделившийся газ, потому что отбирается вместе с поступающей продукцией нижнего пласта 5. Это позволяет исключить ситуации срыва работы или выхода из строя нижнего насоса 10 из-за захвата скапливающегося газа.Due to the fact that the technological channels 25 (FIG. 2) of the sub 24 communicate with the input of the lower pump 5 with the top of the lower casing 13, the gas released does not accumulate in it, because it is taken together with the incoming products of the lower layer 5. This eliminates the situation of failure or failure of the lower pump 10 due to the capture of accumulating gas.

В случаях срыва (несанкционированного извлечения) верхнего насоса 8 (фиг.1) из технологического патрубка или при извлечении верхнего насоса 8 для профилактики, ремонта или замены (так ресурс плунжерных насосов ниже электропогружных) предохранительный клапан 22 исключает попадание (задавливание) жидкости из колонны лифтовых труб 1 через боковой канал 17 и надпакерное пространство 18 в верхний пласт 4, так как в колонне лифтовых труб 1 уровень жидкости, поддерживаемый насосами 8 и 10 (фиг.2), выше гидростатического давления верхнего пласта 4 (фиг.1). При этом добыча продукции нижнего пласта 5 (фиг.2) нижним насосом 10 может продолжаться после герметизации устья скважины 27.In cases of disruption (unauthorized removal) of the upper pump 8 (Fig. 1) from the process pipe or when removing the upper pump 8 for prevention, repair or replacement (so the life of the plunger pumps is lower than the electric submersible ones), the safety valve 22 eliminates the ingress (crushing) of liquid from the lift column pipes 1 through the lateral channel 17 and the puffer space 18 into the upper layer 4, since in the column of elevator pipes 1 the liquid level supported by the pumps 8 and 10 (FIG. 2) is higher than the hydrostatic pressure of the upper layer 4 (FIG. 1). At the same time, production of the lower formation 5 (Fig. 2) by the lower pump 10 can continue after sealing the wellhead 27.

Для проведения исследований нижнего пласта 5 электродвигатель 11 и нижний насос 10 временно останавливают. По сигналам измерительного блока 19, которые передают на поверхность по кабелю 2, следят за изменением забойного давления и температуры (и/или других параметров) в подпакерном пространстве 15 и строят кривую восстановления давления (КВД). Обработкой КВД определяют параметры нижнего пласта 5. При этом дополнительный клапан 23 отсекает возможное воздействие столба жидкости лифтовой колонны труб 1 (фиг.1), передаваемое через продольный канал 20 верхнего кожуха 12 и патрубок 16 на нижний насос 10, защищая его, что особенно важно в начальный момент при запуске этого насоса 10, исключая его преждевременный выход из строя. Верхний насос 8 (фиг.1) при этом может добывать продукцию верхнего пласта 4 в обычном режиме.To conduct studies of the lower layer 5, the electric motor 11 and the lower pump 10 are temporarily stopped. The signals of the measuring unit 19, which are transmitted to the surface via cable 2, monitor the change in bottomhole pressure and temperature (and / or other parameters) in the under-packer space 15 and construct a pressure recovery curve (HPC). The HPC processing determines the parameters of the lower layer 5. In this case, an additional valve 23 cuts off the possible impact of the liquid column of the pipe tubing string 1 (Fig. 1), transmitted through the longitudinal channel 20 of the upper casing 12 and the pipe 16 to the lower pump 10, protecting it, which is especially important at the initial moment when starting this pump 10, excluding its premature failure. The upper pump 8 (figure 1) can produce the products of the upper reservoir 4 in the normal mode.

При большой газированности нижнего пласта 5 (фиг.2) между пакером 3 и фильтром 18 может быть установлено устройство для сброса газа 30 из-под подпакерного пространства 15 в хвостовик 6 (например, муфта с отвертсием или перепускным клапаном, открывающимся при накоплении определенного количества газа под пакером 3, и т.п. - на фиг.2 не показаны). Тем самым исключается сбор выделяющего из продукции нижнего пласта 5 газа в больших количествах непосредственно под пакером 3 с последующим его попаданием через фильтр 28, хвостовик 6 и нижний кожух 13 на вход нижнего насоса 10, что недопустимо по оговоренным выше причинам.With a large gasification of the lower layer 5 (Fig. 2) between the packer 3 and the filter 18, a device can be installed to discharge gas 30 from under the under-packer space 15 into the liner 6 (for example, a sleeve with a hole or a bypass valve that opens when a certain amount of gas is accumulated) under the packer 3, etc., are not shown in FIG. 2). This eliminates the collection of large amounts of gas released from the products of the lower layer 5 directly under the packer 3 with its subsequent passage through the filter 28, the shank 6 and the lower casing 13 to the inlet of the lower pump 10, which is unacceptable for the reasons mentioned above.

Измерительный блок 19 (фиг.2) может оснащаться различными видами датчиков (например, датчиком для измерения скорости потока жидкости, обводненности, % газа и т.д.) для исследования характеристик нижнего пласта 5. Наличие демпфирующего центратора 26 на измерительном блоке 19 позволяет согласно практическим данным увеличить точность снимаемых параметров до 10%, что позволяет более точно регулировать режим работы нижнего насоса 10 и повысить отбор продукции нижнего пласта 5 до 8% до его обводнения.The measuring unit 19 (figure 2) can be equipped with various types of sensors (for example, a sensor for measuring fluid flow rate, water cut,% gas, etc.) for studying the characteristics of the lower reservoir 5. The presence of a damping centralizer 26 on the measuring unit 19 allows practical data to increase the accuracy of the parameters taken up to 10%, which allows you to more accurately adjust the operating mode of the lower pump 10 and increase the selection of production of the lower reservoir 5 to 8% before its flooding.

Для проведения исследований верхнего пласта 4 (фиг.1) верхний насос 8 временно останавливают вместе с нижним насосом 10 (фиг.2) и обычным образом снимают КВУ в надпакерном (межтрубном) пространстве 18 (фиг.1) скважины 27, обработкой которой определяют параметры верхнего пласта 4.To conduct studies of the upper formation 4 (Fig. 1), the upper pump 8 is temporarily stopped together with the lower pump 10 (Fig. 2) and in the usual way remove the HLF in the over-packer (annular) space 18 (Fig. 1) of the well 27, the processing of which determines the parameters upper layer 4.

В ходе работы при необходимости любой из насосов 4 (фиг.1) или 5 (фиг.2) может быть остановлен, при этом другой насос 5 или 4 (фиг.1) может работать в обычном режиме, благодаря наличию обратных клапанов 22 и 23 (фиг.2).During operation, if necessary, any of the pumps 4 (figure 1) or 5 (figure 2) can be stopped, while the other pump 5 or 4 (figure 1) can work in normal mode, due to the presence of check valves 22 and 23 (figure 2).

Для извлечения установки из скважины 27 сначала в лифтовой колонне труб 9 создают избыточное давление, достаточное для открытия перепускного устройства 7 (например, разрушается предохранительная мембрана) (фиг.2), в результате уровень жидкости в колонне лифтовых труб 1 (фиг.1) сравняется с уровнем жидкости внутри скважины 27. Затем разбирают устьевую арматуру, извлекают вставной плунжерный насос 8 с колонной штанг 9. Так как колонна штанг 9 не полая, излива жидкости на устье не будет. За счет поднятия лифтовых труб 1 (фиг.1) извлекают всю установку на поверхность. Так как жидкость будет вытекать из установки через открытое перепускное устройство 7 (фиг.2), то излива жидкости на устье не будет, что делает извлечение установки более удобным для обслуживающего персонала. Разборку установки производят в обратной сборке последовательности. После чего при необходимости спускают колонну труб со съемником (на фиг. не показаны), при помощи которых после взаимодействия и захвата выводят пакер 3 (фиг.2) из рабочего в транспортное положение (распакеровывают) и извлекают на поверхность.To remove the installation from the well 27, first, an excess pressure is created in the pipe string 9 to open the bypass device 7 (for example, the safety membrane is destroyed) (Fig. 2), as a result, the liquid level in the pipe string 1 (Fig. 1) is equalized with the liquid level inside the well 27. Then the wellhead reinforcement is disassembled, the plug-in plunger pump 8 with the rod string 9 is removed. Since the rod string 9 is not hollow, there will be no liquid outflow at the wellhead. By raising the elevator pipes 1 (Fig. 1), the entire installation is removed to the surface. Since the liquid will flow out of the installation through the open bypass device 7 (figure 2), there will be no outflow of liquid at the mouth, which makes the extraction of the installation more convenient for maintenance personnel. Disassembly of the installation is carried out in the reverse assembly sequence. Then, if necessary, a pipe string with a puller is lowered (not shown in FIG.), With which, after interaction and capture, the packer 3 (FIG. 2) is brought out of the working position into the transport position (unpacked) and removed to the surface.

Переводник 24 (фиг.2) может быть изготовлен сборным из верхней и нижней частей (на фиг. не показаны) с различными видами соединения на концах для удобства подбора под различные виды компоновки электродвигателей 11 и электропогружных насосов 10.The sub 24 (Fig. 2) can be prefabricated from the upper and lower parts (not shown in Fig.) With various types of connections at the ends for ease of selection for various types of layout of electric motors 11 and electric submersible pumps 10.

Между электродвигателем 11 и переводником 24 возможна установка гидрозащиты (на фиг.2 показана условно).Between the electric motor 11 and the sub 24 it is possible to install a hydraulic protection (Fig. 2 is shown conventionally).

Предложенная конструкция скважинной установки обеспечивает возможность поочередной работы насосов через лифтовую колонну труб за счет наличия обратных отсекающих клапанов и исключает возможность излива жидкости при подъеме насосов, обеспечив предварительный слив жидкости в скважину через перепускное устройство, при этом для упрощения установки и обслуживания скважинной установки можно использовать вставной плунжерный насос и исключить возможность срыва работы и преждевременного выхода из строя нижнего насоса за счет отбора выделившегося газа из верхнего пространства нижнего кожуха, а также позволяет использовать различные сочетания электродвигателей и электропогружных насосов благодаря применению устанавливаемого между ними переводника, причем благодаря более точным измерениям свойств нижнего пласта и выбора режима работы нижнего насоса повышается извлечение продукции этого пласта до его обводнения.The proposed design of the well installation provides the possibility of alternating operation of pumps through the pipe string due to the presence of check valves and eliminates the possibility of liquid spill when lifting the pumps, providing a preliminary discharge of liquid into the well through a bypass device, while plug-in can be used to simplify installation and maintenance of the well plunger pump and exclude the possibility of disruption of work and premature failure of the lower pump due to the selection of ivshegosya gas from the upper space of the lower case, and also allows the use of different combinations of electrical submersible pumps and motors through the use of sub mounted therebetween, wherein due to more accurate measurements of properties of the lower layer and the lower mode selection pump increases the extraction of products from this reservoir to its flooding.

Claims (2)

1. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, установленный между пластами, хвостовик, перепускное устройство, имеющее возможность открытия его от давления, верхний - плунжерный с колонной штанг и нижний - электропогружной с электродвигателем насосы для откачки продукции соответствующих пластов, которые заключены в верхний и нижний кожухи, причем нижний кожух электропогружного насоса снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен снизу с подпакерным пространством через хвостовик, а выход электропогружного насоса сообщен патрубком с верхним кожухом, который сверху сообщен с колонной лифтовых труб и снабжен боковым каналом, сообщающим вход верхнего насоса с надпакерным пространством, при этом электропогружной насос снизу оснащен измерительным блоком, выполненным с возможностью передачи информации по кабелю электропогружного насоса, отличающаяся тем, что верхний кожух выполнен в виде втулки с дополнительным продольным каналом, оснащенной технологическим патрубком, закрепленным сверху верхнего кожуха и сообщенным сверху с лифтовой колонной труб, а снизу - с боковым каналом, который снабжен предохранительным обратным клапаном, а патрубок, сообщающий выход нижнего насоса с колонной лифтовых труб через продольный канал верхнего кожуха, также снабжен дополнительным обратным клапаном, выше которого размещено перепускное устройство, при этом нижний кожух оснащен сверху переводником с узлом герметизации кабеля и технологическими каналами, установленным между нижним насосом и его электродвигателем так, что вход этого насоса сообщен посредством технологических каналов с нижним кожухом, причем плунжерный насос выполнен вставным с возможностью герметичного взаимодействия с внутренней поверхностью технологического патрубка верхнего кожуха, при этом блок измерения оснащен демпфирующим центратором, взаимодействующим с нижним кожухом.1. A downhole pumping unit for the simultaneous separate operation of two layers, containing a column of elevator pipes, a cable, a packer installed between the layers, a liner, a transfer device that can open it from pressure, the upper one is a plunger with a rod string and the lower one is an electric submersible pump with an electric motor for pumping out the products of the corresponding layers, which are enclosed in the upper and lower casings, the lower casing of the electric submersible pump equipped with a cable sealing unit and communicated from below with a subpack space through the shank, and the output of the electric submersible pump is communicated by a pipe with an upper casing, which is connected to the column of elevator pipes from above and is equipped with a side channel that communicates the inlet of the upper pump with a packer space, while the electric submersible pump is equipped with a measuring unit from the bottom, which can transmit information via cable submersible pump, characterized in that the upper casing is made in the form of a sleeve with an additional longitudinal channel, equipped with a technological pipe, fixed on top of the upper casing and communicated from above with the lift pipe string, and from the bottom with the side channel, which is equipped with a safety check valve, and a pipe that communicates the output of the lower pump with the lift pipe string through the longitudinal channel of the upper casing, is also equipped with an additional check valve, above which is located a bypass device, while the lower casing is equipped on top with a sub with a cable sealing unit and technological channels installed between the lower pump and its electric motor so that the input is the first pump is communicated through technological channels with a lower casing, the plunger pump being plug-in so that it can tightly interact with the inner surface of the technological pipe of the upper casing, while the measuring unit is equipped with a damping centralizer interacting with the lower casing. 2. Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов по п.1, отличающаяся тем, что под пакером установлено устройство для сброса газа из-под подпакерного пространства в хвостовик. 2. A downhole pumping unit for the simultaneous separate operation of two layers according to claim 1, characterized in that a device for discharging gas from under the under-packer space to the liner is installed under the packer.
RU2008142941/03A 2008-10-29 2008-10-29 Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production RU2381352C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008142941/03A RU2381352C1 (en) 2008-10-29 2008-10-29 Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008142941/03A RU2381352C1 (en) 2008-10-29 2008-10-29 Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2381352C1 true RU2381352C1 (en) 2010-02-10

Family

ID=42123817

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008142941/03A RU2381352C1 (en) 2008-10-29 2008-10-29 Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2381352C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2455470C1 (en) * 2011-09-06 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Installation for simultaneous separate operation of two oil formations
RU2643911C1 (en) * 2017-04-04 2018-02-06 Акционерное общество "ГМС Ливгидромаш" Submerged centrifugal pumping unit
RU2713290C1 (en) * 2019-03-22 2020-02-04 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2455470C1 (en) * 2011-09-06 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Installation for simultaneous separate operation of two oil formations
RU2643911C1 (en) * 2017-04-04 2018-02-06 Акционерное общество "ГМС Ливгидромаш" Submerged centrifugal pumping unit
RU2713290C1 (en) * 2019-03-22 2020-02-04 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7736133B2 (en) Capsule for two downhole pump modules
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
AU759087B2 (en) Method of deploying an electrically driven fluid transducer system in a well
RU2485292C2 (en) Device for simultaneous and separate operation of well with two formations
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2438043C2 (en) Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions)
RU2405925C1 (en) Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs
US20170016311A1 (en) Downhole gas separator apparatus
RU109792U1 (en) EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU139200U1 (en) LIQUID INJECTION INSTALLATION
RU2702187C1 (en) Deep-well pumping unit for oil producing (versions)
RU2291953C1 (en) Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well
RU2691423C1 (en) Method of development and operation of wells
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
AU2014340537B2 (en) Pressure compensation for a backup well pump
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
RU2515630C1 (en) Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation
RU2498058C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum
RU2436939C1 (en) Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one
RU2464413C1 (en) Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions)
RU2559999C2 (en) Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU2630835C1 (en) Plant for simultaneous oil production from two formations

Legal Events

Date Code Title Description
QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20131025

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20151030

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20160710

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20181030