RU2412335C1 - Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions - Google Patents
Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions Download PDFInfo
- Publication number
- RU2412335C1 RU2412335C1 RU2009138101/03A RU2009138101A RU2412335C1 RU 2412335 C1 RU2412335 C1 RU 2412335C1 RU 2009138101/03 A RU2009138101/03 A RU 2009138101/03A RU 2009138101 A RU2009138101 A RU 2009138101A RU 2412335 C1 RU2412335 C1 RU 2412335C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe string
- pump
- ball
- hollow rod
- packer
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи жидких углеводородов, особенно в скважинах, осложненных нарушениями эксплуатационной колонны или вскрывающих несколько продуктивных горизонтов.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the production of liquid hydrocarbons, especially in wells complicated by violations of the production string or revealing several productive horizons.
Известна насосная установка Шарифова для эксплуатации скважины (варианты) (патент RU №2300668, F04D 13/10, 10.06.2006), в которой применены защитная труба для насоса с фильтром песка или пакеры с кабельным вводом или без него. Известная установка недостаточно эффективна из-за вынужденных простоев в период ремонта засорившегося насоса.A well-known Sharifov pumping unit for well operation (options) (patent RU No. 2300668, F04D 13/10, 06/10/2006), in which a protective pipe for a pump with a sand filter or packers with or without cable entry is used. The known installation is not effective enough due to downtime during the repair of a clogged pump.
Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная пакерная установка с насосом (варианты) (патент RU №2331758, Е21В 43/00, 20.03.2008), которая включает спущенные в скважину на колонне труб постоянного или переменного диаметра насос и один или несколько пакеров, с кабельным вводом или без него, и которая обеспечивает повышение эффективности работы скважины за счет разделения пакерами изолируемого интервала от эксплуатационного объекта и от приема насоса с одновременным перепуском среды. Известная установка недостаточно эффективна из-за вынужденных простоев в период ремонта засорившегося насоса, так как отсутствует возможность очистки полости насоса от отложения солей или оседания мехпримесей. Кроме того, подъем многопакерной насосной установки затруднен из-за возникающего перепада давления над и под зоной пакерной герметизации: величины дополнительных нагрузок могут превышать пределы допустимых нагрузок на колонну труб и оборудование.The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a downhole packer installation with a pump (options) (patent RU No. 2331758, ЕВВ 43/00, 03/20/2008), which includes a pump and one lowered into a well on a string of pipes of constant or variable diameter or several packers, with or without cable entry, and which improves the well’s efficiency by separating the insulated interval from the production facility and the packer from the pump with simultaneous bypass of the medium. The known installation is not effective enough due to forced downtime during the repair of a clogged pump, since there is no possibility of cleaning the pump cavity from salt deposition or sedimentation of mechanical impurities. In addition, the lifting of a multi-packer pumping unit is difficult due to the pressure drop above and below the packer sealing zone: the values of additional loads may exceed the limits of permissible loads on the pipe string and equipment.
Решаемой задачей и техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности скважинной насосной установки для добычи нефти в осложненных условиях многопластового месторождения и увеличения добычи нефти из скважин с нарушением герметичности эксплуатационных колонн за счет повышения межремонтного периода с помощью периодической очистки полости насоса, а также за счет увеличения безопасности и уменьшения осложнений при проведении спуско-подъемных операций с пакерными установками. Это, в свою очередь, повысит эффективность использования и насосного оборудования, и объектов разработки, и приведет к увеличению добычи нефти.The solved problem and the technical result of the invention is to increase the efficiency of a downhole pumping unit for oil production in complicated conditions of a multilayer field and to increase oil production from wells with violation of the tightness of production casing by increasing the overhaul period by periodically cleaning the pump cavity, as well as by increasing safety and reduce complications during hoisting operations with packer installations. This, in turn, will increase the efficiency of use of both pumping equipment and development facilities, and will lead to an increase in oil production.
Поставленная задача решается тем, что скважинная насосная установка для добычи нефти в осложненных условиях, включающая спущенные в скважину последовательно на колонне труб насос и один или несколько пакеров, отличается тем, что оснащена дополнительно установленным непосредственно над насосом трехпозиционным обратным клапаном, состоящим из корпуса, шара, полого штока внутри корпуса, верхняя часть штока выполнена в виде седла для шара, а под седлом на нем выполнены сквозные радиальные каналы, втулки над шаром, подвижного полого поршня, расположенного на внешней образующей полого штока соосно с ним, и с возможностью перекрывать и открывать радиальные каналы полого штока, подвижный полый поршень подпружинен, причем если установка включает по крайней мере два пакера, то между ними в колонне труб установлен клапан уравнительный механического действия.The problem is solved in that the downhole pumping unit for oil production in difficult conditions, including a pump and one or more packers, lowered into the well sequentially on a pipe string, is characterized in that it is equipped with a three-position check valve additionally installed directly above the pump, consisting of a body, a ball hollow rod inside the housing, the upper part of the rod is made in the form of a saddle for the ball, and under the saddle there are through radial channels, bushings above the ball, a movable hollow piston, p the movable hollow piston is spring-loaded, and if the installation includes at least two packers, then an equalizing mechanical action valve is installed between them in the pipe string.
Установка оснащена устройствами для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колоны труб.The installation is equipped with devices for rigid or sliding tight connection and separation of parts of the pipe string.
В колонне труб концентрично размещена колонна меньшего диаметра, низ которой соединен с узлом перекрестного сечения для перепуска газа, а также для подачи химических реагентов на прием насоса и в призабойную зону или колонна труб оснащена устройством для сепарации и инжекции, например струйным насосом.A smaller diameter column is concentrically placed in the pipe string, the bottom of which is connected to a cross-section unit for gas bypass, as well as for supplying chemical reagents to the pump intake and in the bottomhole zone or pipe string is equipped with a device for separation and injection, for example, a jet pump.
В случаях исполнения насосных установок с концентрично размещенной колонной труб, ее верхняя часть связана с устьевой фонтанной арматурой, в полости которой установлен регулятор давления или штуцерная камера для газа.In cases of execution of pumping units with a concentric pipe string, its upper part is connected with wellhead fountain fittings, in the cavity of which a pressure regulator or choke chamber for gas is installed.
На фиг.1-3 схематически представлена заявляемая установка.Figure 1-3 is a schematic representation of the inventive installation.
На фиг.4 схематически представлен клапан обратный трехпозиционный в трех состояниях: при работе насосной установки (слева), при остановленной насосной установке (в центре), при прокачке через него различных по составу, свойствам и назначению жидкостей (справа).Figure 4 schematically shows a three-position check valve in three states: when the pump unit is operating (left), when the pump unit is stopped (in the center), and when liquids of different composition, properties and purpose are pumped through it (right).
На фиг.5 схематически представлен клапан уравнительный механического действия в двух состояниях: в закрытом при работе насосной установки (слева), в открытом при подъеме насосной установки с многопакерной компоновкой (справа).Figure 5 schematically shows an equalizing valve of mechanical action in two states: closed during operation of the pumping unit (left), open when lifting the pumping unit with a multi-packer arrangement (right).
На фиг.1-5 обозначены:Figure 1-5 marked:
1. Эксплуатационная колонна.1. Production column.
2. Колонна труб.2. A column of pipes.
3. Место негерметичности эксплуатационной колонны или интервал перфорации.3. Place of leakage of the production string or perforation interval.
4. Пакер с узлом перепуска кабеля через себя.4. A packer with a cable bypass assembly through itself.
5. Дополнительный канал.5. Additional channel.
6. Насос.6. The pump.
7. Клапан обратный трехпозиционный (КОТ).7. Three-position check valve (KOT).
8. Устройство для сепарации и инжекции жидкости и газа.8. Device for the separation and injection of liquid and gas.
9. Устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб.9. Device for rigid or sliding tight connection and separation of pipe string parts.
10. Устьевая фонтанная арматура с регулятором давления или штуцерной камерой для газа.10. Wellhead fountain fittings with pressure regulator or choke chamber for gas.
11. Продуктивный пласт.11. Productive layer.
12. Узел перекрестного сечения.12. The node cross-section.
13. Колонна труб меньшего диаметра.13. A column of pipes of smaller diameter.
14. Второй пакер.14. The second packer.
15. Клапан уравнительный механического действия (КУМ).15. Valve equalizing mechanical action (KUM).
16. Корпус КОТ.16. The housing of the cat.
17. Полый шток КОТ.17. Hollow stock CAT.
18. Седло.18. The saddle.
19. Радиальные каналы КОТ.19. Radial channels of KOT.
20. Шар.20. Ball.
21. Втулка.21. The sleeve.
22. Пружина КОТ.22. Spring CAT.
23. Подвижный полый поршень КОТ.23. Movable hollow piston KOT.
24. Корпус КУМ.24. The KUM building.
25. Радиальные каналы КУМ.25. Radial channels KUM.
26. Полый шток КУМ.26. Hollow stock KUM.
27. Пружина КУМ.27. Spring KUM.
Скважинная насосная установка с пакером для добычи нефти в осложненных условиях содержит: колонну труб 2, пакер с узлом перепуска кабеля через себя 4 и, возможно, с дополнительными каналами 5, насос 6, клапан обратный трехпозиционный (КОТ) 7. Дополнительно установка может содержать: устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб 9, устройство для сепарации и инжекции жидкости и газа 8, например струйного насоса, или концентрично размещенную колонну труб меньшего диаметра 13 с узлом перекрестного сечения 12 для перепуска газа на поверхность, и одновременно, при необходимости, подачи химических реагентов на прием насоса или в призабойную зону скважины. Если установка содержит второй пакер 14, то она оснащена уравнительным клапаном механического действия (КУМ) 15.A downhole pump installation with a packer for oil production in difficult conditions contains: a
Клапан обратный трехпозиционный (фиг.4) состоит из корпуса КОТ 16, полого штока КОТ 17 с седлом 18 и радиальными каналами КОТ 19, шара 20, втулки 21, пружины КОТ 22 с регулируемым усилием сжатия, подвижного полого поршня 23. Поршень 23 расположен на внешней образующей полого штока КОТ 17 соосно с ним. Поршень 23 подпружинен пружиной КОТ 22, расположенной между корпусом 16 и полым штоком 17. Пружина 22 ограничена с одной стороны выступом корпуса, а с другой подвижным поршнем 23, перекрывающим или открывающим радиальные каналы 19 полого штока 17. Втулка 21 над шаром 20 предназначена для удержания шара от выноса из рабочей зоны. Втулка может быть выполнена, например, в виде цанги со стороны шара с внутренним буртом на лепестках цанги для удержания шара 20 с обеспечением протока жидкости.The three-position check valve (Fig. 4) consists of a
Клапан уравнительный механического действия (фиг.5) состоит из корпуса КУМ 24, радиальных каналов КУМ 25 на нем, полого штока КУМ 26, пружины КУМ 27. Пружина КУМ 27 расположена в корпусе КУМ 24 и фиксирует полый шток 26 в крайнем верхнем положении, и до определенного подъемного усилия препятствует перемещению корпуса КУМ 24 относительно полого штока КУМ 26. Это перемещение конструктивно ограничено выступами и буртами на корпусе 24 и полом штоке 26.The equalizing valve of mechanical action (Fig. 5) consists of the
Скважинная насосная установка работает следующим образом.Downhole pumping unit operates as follows.
Для добычи нефти из скважины при негерметичности эксплуатационной колонны 1 выше продуктивного пласта 11 насосную установку собирают в следующей последовательности: монтируют насос 6 (электроцентробежный или другой с приводом от погружного электродвигателя) на колонне труб 2, через заданное количество труб устанавливают клапан обратный трехпозиционный 7, пакер с узлом перепуска кабеля через себя 4 и дополнительными каналами 5, дополнительное устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения колоны труб 9. Спускают насосную установку до проектной глубины на колонне труб. Известным способом, в зависимости от конструкции пакера (механический, гидравлический или комбинированный), устанавливают пакер 4. Под пакером 4 может быть установлено устройство для сепарации и инжекции жидкости и газа 8. Дополнительные каналы 5 пакера 4 могут применяться для отвода газа из подпакерной зоны в надпакерную (показано на фиг.1 полой стрелкой снизу вверх). Над пакером устанавливают дополнительное устройство для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб 9. При наличии больших объемов растворенного газа в пластовой жидкости вместо устройства для сепарации и инжекции жидкости и газа 8 в колонну труб 2 концентрично спускают колонну труб меньшего диаметра 13 до герметичного соединения с узлом перекрестного сечения 12. Собирают устьевую фонтанную арматуру 10 и устанавливают регулятор давления или штуцерную камеру в полость, сообщающуюся с полостью колонны труб 13. Соединяют фонтанную арматуру 10 с нефте- и газосборной сетью. Запускают скважинную установку в работу.For oil production from a well with a leak in
При работе насоса 6 осуществляют контроль за производительностью насосной установки. В случае снижения производительности насосной установки или возрастания токовых нагрузок в приводе (из-за засорения или нарастания солевой корки на рабочих органах насоса 6) насосную установку останавливают. При этом шар 20 клапана обратного трехпозиционного 7 (фиг.4) опускается на седло 18 полого штока КОТ 17 и перекрывает переток жидкости в обратном направлении в полость насоса 6, таким образом осуществляется функция обратного клапана. Задаваемый расчетный перепад давления в клапане 7 над и под шаром 20, вызванный разностью давлений под пакером 4 на уровне клапана 7 и давлением столба жидкости в колонне труб 2 над клапаном 7, удерживается подвижным поршнем КОТ 23 и пружиной КОТ 22 с регулируемым усилием сжатия.When the
Закачивают специальную жидкость, например, для удаления солевой корки на рабочих органах насоса, насосным агрегатом с поверхности в полость колонны труб 2. При достижении расчетного значения давления над клапаном 7 подвижный поршень КОТ 23 преодолевает усилие пружины КОТ 22, опускается вниз и открывает радиальные каналы КОТ 19 полого штока КОТ 17. Создается сообщение над- и подклапанного пространства, специальная жидкость попадает в полость насоса 6 и очищает от различных отложений поверхность деталей насоса 6. После обработки полости насоса 6 специальной жидкостью избыточное давление снимается. Подвижный поршень КОТ 23 под действием пружины КОТ 22 с регулируемым усилием сжатия поднимается вверх, перекрывает радиальные каналы КОТ 19 полого штока КОТ 17, и клапан 7 приходит в исходное состояние обратного клапана. Клапан 7 удерживает столб жидкости над собой и облегчает запуск в работу насоса 6. Насосную установку запускают в работу. Также при оснащении скважинной насосной установки колонной труб меньшего диаметра 13 через нее в процессе работы насосной установки можно подавать на прием насоса и в призабойную зону скважины разного рода химические реагенты для улучшения условий работы насосной установки, в том числе и с изменениями, связанными с фазовыми состояниями жидкости и газа. При необходимости циклы очистки и обработки повторяются.A special fluid is pumped, for example, to remove the salt crust on the working bodies of the pump, by the pump unit from the surface into the cavity of the
Подъем насосной установки производится обычным способом. В случаях осложнений при подъеме насосной установки, связанных с разностью давлений над и под пакером, что ведет к дополнительным нагрузкам при срыве и подъеме, производят разъединение верхней части колонны труб от пакера по дополнительному устройству для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны труб 9. После выравнивания давления и промывки головы пакера опять колонна труб соединяется с пакером и обычным способом производится подъем установки (фиг.1).The lifting of the pump unit is carried out in the usual way. In cases of complications during the lifting of the pumping unit associated with the pressure difference above and below the packer, which leads to additional loads during disruption and lifting, the upper part of the pipe string is disconnected from the packer by an additional device for rigid or sliding tight connection and separation of the
В случае, когда скважинная насосная установка включает концентрично размещенную колонну труб меньшего диаметра 13 (фиг.2, 3) первоначально извлекают колонну труб 13, после подъема которой выравнивается давление в полости труб выше пакера и в кольцевом пространстве под пакером. Если при натяжении колонны труб насосная установка с пакером идет на подъем без осложнений, то ведут ее подъем обычным способом; если же осложнен подъем, то производят работы по разъединению верхней части колонны труб от пакера по устройству для жесткого или скользящего герметичного соединения и разъединения частей колонны 9.In the case when the downhole pump installation includes a concentrically arranged pipe string of smaller diameter 13 (FIGS. 2, 3), the
В случаях, когда в насосной установке используются несколько пакеров (фиг.3), то первоначально извлекают колонну труб меньшего диаметра 13, выравнивая давление в полости труб над верхним пакером и в затрубном пространстве под нижним пакером. Подъем насосной установки с двумя и более пакерными компоновками всегда затруднен из-за возникающего перепада давления над и под зоной пакерной герметизации. Величины дополнительных нагрузок, возникающих при превышении давления, создаваемого столбом жидкости на верхний пакер над давлением, действующим на нижний пакер, а также и давлением в пространстве между пакерами, могут превышать пределы допустимых нагрузок на колонну труб и оборудование.In cases where several packers are used in the pump installation (Fig. 3), the pipe string of
При натяжении колонны труб 2 (фиг.3) с перемещением верхнего пакера 14 открывается уравнительный клапан механического действия 15 (фиг.5) за счет того, что корпус КУМ 24 жестко связан через резьбовое соединение с верхним пакером 14, а полый шток 26 соединен с нижним пакером 4. Нижний пакер 4 в этот момент неподвижен (для его перемещения необходимо большее усилие) и корпус КУМ 24, преодолевая усилие пружины КУМ 27, перемещается относительно полого штока КУМ 26 и открывает радиальные каналы КУМ 25. Происходит выравнивание давления в полости, ограниченной пакерами, а также над и под пакерными пространствами. После чего без дополнительных нагрузок на оборудование и без риска его поломки известным способом производится подъем скважинной насосной установки.When tensioning the pipe string 2 (Fig. 3) with the movement of the
Таким образом, заявляемая скважинная насосная установка эффективнее за счет повышения межремонтного периода работы с помощью периодической очистки и уменьшения риска поломки насосной установки, в том числе при ее подъеме. Это, в свою очередь, повысит эффективность использования и насосного оборудования, и объектов разработки, что безусловно приведет к дополнительной добыче нефти при снижении эксплуатационных затрат.Thus, the inventive downhole pumping unit is more efficient by increasing the overhaul period by periodic cleaning and reducing the risk of breakdown of the pumping unit, including when it is lifted. This, in turn, will increase the efficiency of using both pumping equipment and development facilities, which will certainly lead to additional oil production while lowering operating costs.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009138101/03A RU2412335C1 (en) | 2009-10-14 | 2009-10-14 | Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009138101/03A RU2412335C1 (en) | 2009-10-14 | 2009-10-14 | Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2412335C1 true RU2412335C1 (en) | 2011-02-20 |
Family
ID=46310101
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009138101/03A RU2412335C1 (en) | 2009-10-14 | 2009-10-14 | Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2412335C1 (en) |
Cited By (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459930C1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-08-27 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole packer installation and device for gas extraction for it |
RU2475628C1 (en) * | 2011-09-22 | 2013-02-20 | Ильдар Зафирович Денисламов | Flushing method of well submersible electric-centrifugal pump by reagent |
CN104948147A (en) * | 2015-05-18 | 2015-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Flow distributing device, heavy oil viscosity decreasing exploitation system and extraction method thereof |
CN105156078A (en) * | 2015-10-14 | 2015-12-16 | 山东威马泵业股份有限公司 | Hydraulic oil production device for crude oil exploitation |
CN106089157A (en) * | 2016-08-23 | 2016-11-09 | 山东威马泵业股份有限公司 | Accumulation of energy balance type hydraulic pumping unit |
CN104481460B (en) * | 2014-11-18 | 2017-02-22 | 梁伟成 | Large pump oil pumping system |
RU2700483C2 (en) * | 2018-01-10 | 2019-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of cleaning mobile steam generator plant pump and device for implementation thereof |
CN114427382A (en) * | 2020-10-12 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Downhole tubular oil production pump lower tubular column seating device and method |
RU2783928C1 (en) * | 2022-04-19 | 2022-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development and operation of a well after acid treatment of an oil reservoir |
-
2009
- 2009-10-14 RU RU2009138101/03A patent/RU2412335C1/en active
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2459930C1 (en) * | 2011-03-30 | 2012-08-27 | Олег Сергеевич Николаев | Downhole packer installation and device for gas extraction for it |
RU2475628C1 (en) * | 2011-09-22 | 2013-02-20 | Ильдар Зафирович Денисламов | Flushing method of well submersible electric-centrifugal pump by reagent |
CN104481460B (en) * | 2014-11-18 | 2017-02-22 | 梁伟成 | Large pump oil pumping system |
CN104948147A (en) * | 2015-05-18 | 2015-09-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | Flow distributing device, heavy oil viscosity decreasing exploitation system and extraction method thereof |
CN105156078A (en) * | 2015-10-14 | 2015-12-16 | 山东威马泵业股份有限公司 | Hydraulic oil production device for crude oil exploitation |
CN105156078B (en) * | 2015-10-14 | 2017-08-01 | 山东威马泵业股份有限公司 | The hydraulic oil producing device that oil extraction is used |
CN106089157A (en) * | 2016-08-23 | 2016-11-09 | 山东威马泵业股份有限公司 | Accumulation of energy balance type hydraulic pumping unit |
CN106089157B (en) * | 2016-08-23 | 2018-03-13 | 山东威马泵业股份有限公司 | Accumulation of energy balance type hydraulic pumping unit |
RU2700483C2 (en) * | 2018-01-10 | 2019-09-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method of cleaning mobile steam generator plant pump and device for implementation thereof |
CN114427382A (en) * | 2020-10-12 | 2022-05-03 | 中国石油化工股份有限公司 | Downhole tubular oil production pump lower tubular column seating device and method |
RU2783928C1 (en) * | 2022-04-19 | 2022-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for development and operation of a well after acid treatment of an oil reservoir |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2412335C1 (en) | Oil well pumping unit with packer for extracting oil under abnormal conditions | |
CA2302538C (en) | Production tubing shunt valve | |
RU2347062C1 (en) | Packer | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
RU2335625C1 (en) | Facility for operating of well | |
WO2015173655A2 (en) | Pumping system | |
EP3485136B1 (en) | System for installing an electrically submersible pump on a well | |
WO2018129620A1 (en) | Multifunction blowout preventer | |
RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
EA030727B1 (en) | Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same | |
WO2012112983A2 (en) | Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems | |
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
CN113790040A (en) | Oil extraction method of jet pump of series-connection type ultra-deep oil well | |
RU2539504C1 (en) | Device for injection of fluid into bed | |
RU2531692C2 (en) | Circulation valve of pressure equalisation and well pump unit | |
RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
RU2339796C1 (en) | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well | |
RU2722610C2 (en) | Downhole tool having axial channel and opening/closing side channel for fluid medium | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
RU2358091C2 (en) | Flush valve | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU191708U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
CN112761569B (en) | Electric pump well flushing device and method, special packer and special hanging basket | |
RU2324079C1 (en) | Blast-hole fluidic unit on flexible plain pipe for horizontal well investigation |