RU2440512C1 - Bottom-hole differential oil pump - Google Patents
Bottom-hole differential oil pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2440512C1 RU2440512C1 RU2010137828/06A RU2010137828A RU2440512C1 RU 2440512 C1 RU2440512 C1 RU 2440512C1 RU 2010137828/06 A RU2010137828/06 A RU 2010137828/06A RU 2010137828 A RU2010137828 A RU 2010137828A RU 2440512 C1 RU2440512 C1 RU 2440512C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plunger
- cylinder
- pump
- closed cavity
- differential
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B47/00—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps
- F04B47/02—Pumps or pumping installations specially adapted for raising fluids from great depths, e.g. well pumps the driving mechanisms being situated at ground level
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Details Of Reciprocating Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к скважинным штанговым насосам, и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для добычи высоковязких жидкостей.The invention relates to techniques for oil production, in particular to downhole sucker rod pumps, and can be used in the oil and gas industry for the extraction of highly viscous liquids.
Известен штанговый дифференциальный насос для добычи высоковязкой нефти, содержащий неподвижный цилиндр, внутри которого перемещается цилиндр с нагнетательным клапаном. Внутри подвижного цилиндра установлен плунжер с всасывающим клапаном, жестко связанный с неподвижным цилиндром. При подаче жидкости в насосе создается полость с пониженным давлением, которая позволяет снизить усилие перемещения подвижного цилиндра с колонной насосных штанг при его обратном ходе (Рекламный проспект Пермской Компании Нефтяного машиностроения, произведен рекламным агентством «Стиль-МГ» в 2009 году, стр.25).Known sucker-rod differential pump for the production of highly viscous oil, containing a stationary cylinder, inside which the cylinder moves with a discharge valve. Inside the movable cylinder, a plunger with a suction valve is installed, rigidly connected to the stationary cylinder. When fluid is supplied to the pump, a cavity with a reduced pressure is created, which allows to reduce the force of movement of the movable cylinder with the string of pump rods during its reverse stroke (Advertising prospectus of the Perm Oil Engineering Company, produced by the Style-MG advertising agency in 2009, p. 25) .
Однако наличие неподвижных цилиндра и плунжера и подвижного цилиндра между ними повышает трение и износ трущихся поверхностей, требует повышенной точности обработки и подгонки цилиндров и плунжера из-за увеличенного перепада давлений в полостях насоса. Кроме того, в полости с пониженным давлением имеется разрядный клапан, что усложняет конструкцию насоса и снижает его надежность.However, the presence of a fixed cylinder and a plunger and a movable cylinder between them increases friction and wear of friction surfaces, requires increased accuracy of processing and fitting of the cylinders and plunger due to the increased pressure difference in the pump cavities. In addition, in the cavity with reduced pressure there is a discharge valve, which complicates the design of the pump and reduces its reliability.
Известен штанговый дифференциальный насос для добычи высоковязкой нефти НН-2СП, состоящий из 2-х частей, собственно поршневого насоса и гидроусилителя в виде штока, соединенного с поршнем и проходящего через тарелку всасывающего клапана. В месте выхода штока из рабочей камеры насоса на тарелке клапана установлено механическое уплотнение. При работе насоса на шток постоянно действует нагрузка вниз, равная перепаду давления, умноженному на площадь сечения штока. Это усилие необходимо для преодоления всех сил сопротивления при движении колонны штанг вниз (Каталог продукции Элкам-нефтемаш, www.elkam.ru, стр.8-9).A well-known sucker-rod differential pump for the extraction of high-viscosity oil NN-2SP, consisting of 2 parts, the piston pump itself and the hydraulic booster in the form of a rod connected to the piston and passing through the plate of the suction valve. At the place where the stem exits the pump working chamber, a mechanical seal is installed on the valve disc. When the pump is operating, a downward load is constantly acting on the stem, equal to the pressure drop multiplied by the cross-sectional area of the stem. This effort is necessary to overcome all resistance forces when the bar string moves down (Elkam-neftemash product catalog, www.elkam.ru, pp. 8-9).
Однако наличие механических уплотнений между цилиндром, плунжером и штоком без смазки повышает трение и износ трущихся поверхностей, требует повышенной точности обработки и подгонки цилиндров и плунжера из-за увеличенного перепада давлений в полостях насоса. Кроме того, применение кольцевого тарельчатого всасывающего клапана усложняет конструкцию насоса и снижает его надежность, а использование в нем эластичного уплотнения без смазки снижает его надежность.However, the presence of mechanical seals between the cylinder, plunger and rod without lubrication increases friction and wear of friction surfaces, requires increased accuracy of processing and fitting of the cylinders and plunger due to the increased pressure drop in the pump cavities. In addition, the use of an annular disk-shaped suction valve complicates the design of the pump and reduces its reliability, and the use of an elastic seal without lubrication in it reduces its reliability.
Наиболее близким к изобретению является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр и плунжер, всасывающий и нагнетательный клапаны, уплотнительное устройство, выполненное в виде замкнутой полости, заполненной смазывающей жидкостью, образованной боковой поверхностью плунжера и кольцевыми выступами, выполненными на внутренней поверхности цилиндра, расположенными в средней части цилиндра и снабженными уплотнительными кольцами, взаимодействующими с боковой цилиндрической поверхностью плунжера, при этом длина плунжера равна или больше суммы длин замкнутой полости и максимального хода плунжера (RU 2369775 C1, 06.08.2008).Closest to the invention is a borehole sucker rod pump comprising a cylinder and a plunger, suction and discharge valves, a sealing device made in the form of a closed cavity filled with a lubricating fluid formed by the lateral surface of the plunger and annular protrusions made on the inner surface of the cylinder located in the middle part cylinder and provided with o-rings interacting with the lateral cylindrical surface of the plunger, while the length of the plunger is equal to or b proc eed sum of the lengths of the closed cavity and the maximum stroke of the plunger (RU 2369775 C1, 06.08.2008).
Однако в этом насосе остаются силы трения штанг об трубы и гидродинамическое трение вязкой жидкости.However, the friction forces of the rods against the pipes and the hydrodynamic friction of a viscous fluid remain in this pump.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является увеличение силы воздействия на плунжер при его ходе вниз.The problem to which the present invention is directed, is to increase the force acting on the plunger when it moves down.
Технический результат заключается в повышении возможностей работы насоса и повышении его эффективности при откачке высоковязкой жидкости.The technical result consists in increasing the capabilities of the pump and increasing its efficiency when pumping highly viscous liquids.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что штанговый дифференциальный насос, содержащий цилиндр с плунжером, всасывающий и нагнетательный клапаны, уплотнительное устройство, выполненное в виде замкнутой полости, заполненной смазывающей жидкостью, образованной боковой поверхностью плунжера и кольцевыми выступами, выполненными на внутренней поверхности цилиндра, расположенными в средней части цилиндра и снабженными уплотнительными кольцами, взаимодействующими с боковой цилиндрической поверхностью плунжера, при этом длина плунжера равна или больше суммы длин замкнутой полости и максимального хода плунжера, согласно изобретению плунжер выполнен двухступенчатым, а место перехода диаметров плунжера расположено в замкнутой полости, заполненной смазывающей жидкостью.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the rod differential pump containing a cylinder with a plunger, suction and discharge valves, a sealing device made in the form of a closed cavity filled with lubricating fluid formed by the lateral surface of the plunger and ring protrusions made on the inner surface of the cylinder located in the middle of the cylinder and provided with o-rings interacting with the lateral cylindrical surface according to the invention, the plunger is made in two stages, and the transition point of the diameters of the plunger is located in a closed cavity filled with a lubricating fluid.
Предпочтительно на верхнем и нижнем торцах плунжера установлены центраторы из износостойкого материала, например стеклонаполненного полиакриламида.Preferably, centralizers of wear-resistant material, such as glass-filled polyacrylamide, are mounted on the upper and lower ends of the plunger.
Кроме того, на кольцевых выступах, соприкасающихся с цилиндрической поверхностью плунжера, имеются маслоотводные канавки, например прямые или косые.In addition, on the annular protrusions in contact with the cylindrical surface of the plunger, there are oil drainage grooves, for example straight or oblique.
Кроме того, наружный диаметр верхней части плунжера должен быть больше, чем наружный диаметр нижней части плунжера.In addition, the outer diameter of the upper part of the plunger must be larger than the outer diameter of the lower part of the plunger.
Выполнение плунжера двухступенчатым и расположение места перехода диаметров плунжера в замкнутой полости позволяют дифференцировать давление столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб и добавить дополнительно силу воздействия на плунжер при его ходе вниз, равную произведению величины давления столба жидкости в колонне насосно-компрессорных труб на разность площадей поперечного сечения большого и малого диаметров плунжера. Исполнение перехода диаметров плунжера в замкнутой полости обеспечивает максимальное давление на плунжер при его ходе вниз. Использование верхнего и нижнего уплотнений позволяет сохранять давление в замкнутой полости. Наличие между плунжером и цилиндром насоса смазывающей жидкости уменьшает износ трущейся пары плунжер-цилиндр и увеличивает межремонтный период насоса. Уменьшение трения в паре дополнительно снижает зависание колонны штанг и расход энергии на подъем откачиваемой жидкости из скважины. Учитывая, что зазор между плунжером и цилиндром изолирован от откачиваемой жидкости, то это, также, расширяет возможности работы с высоковязкой нефтью. Замена обычных скважинных штанговых насосов на предлагаемый не требует ничего дополнительного, т.к. у них общий принцип работы. Насос может работать при меньшем поступлении откачиваемой жидкости, чем производительность насоса, вплоть до полного отсутствия откачиваемой жидкости и работы насоса «всухую» без повреждений для насоса и его перегрева за счет наличия своей автономной смазывающей системы. Вышеперечисленные преимущества предлагаемого насоса позволяют намного увеличить межремонтный период насоса.The execution of the plunger in two stages and the location of the transition point of the diameters of the plunger in a closed cavity can differentiate the pressure of the liquid column in the tubing string and add additional force to the plunger when it moves down, equal to the product of the pressure of the liquid column in the tubing string by the area difference cross section of large and small diameters of the plunger. The execution of the transition of the diameters of the plunger in a closed cavity provides maximum pressure on the plunger when it moves down. The use of upper and lower seals allows you to maintain pressure in a closed cavity. The presence of a lubricating fluid between the plunger and the cylinder of the pump reduces the wear of the rubbing pair of the plunger-cylinder and increases the pump overhaul period. The decrease in friction in the pair further reduces the hang of the rod string and energy consumption for raising the pumped fluid from the well. Given that the gap between the plunger and the cylinder is isolated from the pumped liquid, this also expands the possibilities of working with highly viscous oil. Replacing conventional borehole sucker rod pumps with the proposed one does not require anything extra, because they have a common principle of work. The pump can operate at a lower intake of pumped liquid than the pump capacity, up to the complete absence of pumped liquid and the pump runs “dry” without damage to the pump and its overheating due to its autonomous lubricating system. The above advantages of the proposed pump can significantly increase the overhaul period of the pump.
На Фиг.1 представлен продольный разрез дифференциального штангового насоса с полым плунжером, когда плунжер находится в своем нижнем положении, а на Фиг.2 представлен продольный разрез дифференциального штангового насоса с глухим плунжером, когда плунжер находится в своем верхнем положении.Figure 1 shows a longitudinal section of a differential sucker rod pump with a hollow plunger when the plunger is in its lower position, and Figure 2 shows a longitudinal section of a differential sucker rod pump with a deaf plunger when the plunger is in its upper position.
Дифференциальный штанговый насос в первом варианте (Фиг.1) содержит цилиндр 1 с всасывающим клапаном 2 в нижней части, размещенный в цилиндре 1 полый цилиндрический плунжер 3, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан 4. Полый цилиндрический плунжер 3 выполнен двухступенчатым по наружным диаметрам. Уплотнительное устройство размещено между цилиндром 1 и плунжером 3 и выполнено в виде расширенной замкнутой полости 5, образованной боковой поверхностью плунжера 3 и кольцевыми выступами 6, выполненными на внутренней поверхности цилиндра 1 и снабженными верхним уплотнительным кольцом 7 и нижним уплотнительным кольцом 8, взаимодействующими с боковыми цилиндрическими поверхностями разных диаметров плунжера 3. На верхнем и нижнем концах плунжера 3 установлены центраторы 9 и 10 из износостойкого материала, например стеклонаполненного полиакриламида. Замкнутая полость 5 имеет заливную пробку 11 и заполнена смазывающей жидкостью 12, например маслом. Предлагаемый насос исполнен в невставном варианте, но не исключается и вставной вариант. Насос присоединен к насосно-компрессорным трубам 13, внутри которых находятся штанги 14, передающие возвратно-поступательное движение плунжеру 3. Для защиты верхней части плунжера 3 от воздействия откачиваемой жидкости 15 расчетный объем, выше верхнего уплотнения 7, залит тяжелой жидкостью 16, например ртутью.The differential sucker rod pump in the first embodiment (Figure 1) contains a cylinder 1 with a suction valve 2 in the lower part, a hollow cylindrical plunger 3 located in the cylinder 1, in the lower part of which a pressure valve 4 is installed. The hollow cylindrical plunger 3 is made of two-stage outer diameters. The sealing device is placed between the cylinder 1 and the plunger 3 and is made in the form of an expanded closed cavity 5 formed by the lateral surface of the plunger 3 and annular protrusions 6 made on the inner surface of the cylinder 1 and provided with an upper sealing ring 7 and a lower sealing ring 8 interacting with the lateral cylindrical surfaces of different diameters of the plunger 3. On the upper and lower ends of the plunger 3 mounted centralizers 9 and 10 of a wear-resistant material, such as glass-filled polyac ylamide. The closed cavity 5 has a filler plug 11 and is filled with a lubricating fluid 12, for example oil. The proposed pump is designed in non-manual version, but the plug-in version is not excluded. The pump is connected to the tubing 13, inside of which there are rods 14 that transmit reciprocating motion to the plunger 3. To protect the upper part of the plunger 3 from the action of the pumped liquid 15, the calculated volume, above the upper seal 7, is filled with heavy liquid 16, for example, mercury.
Штанговый дифференциальный насос с полым плунжером (Фиг.1) работает следующим образом.The rod differential pump with a hollow plunger (Figure 1) works as follows.
В начале всасывания откачиваемой жидкости 15 плунжер 3 находится в крайнем нижнем положении и начинает движение вверх, что приводит к снижению давления в нижней части цилиндра 1 и открытию всасывающего клапана 2, через который откачиваемая жидкость 15 начинает поступать в цилиндр 1. При достижении плунжером 3 своего крайнего верхнего положения процесс всасывания откачиваемой жидкости 15 в цилиндр 1 заканчивается, всасывающий клапан 2 закрывается, а в цилиндре 1 находится отобранный из скважины объем жидкости. При движении плунжера 3 вниз, в цилиндре 1, за счет уменьшения его свободного объема, начинает повышаться давление. За счет превышения давления откачиваемой жидкости в цилиндре 1 по сравнению с давлением в колонне насосно-компрессорных труб 13 нагнетательный клапан 4 открывается и откачиваемая жидкость 15 из нижней части цилиндра 1, через полый плунжер 3, поступает в колонну насосно-компрессорных труб 13 и далее, по последней на поверхность. Верхнее уплотнительное кольцо 7 предотвращают попадание откачиваемой жидкости в полость 5 с одновременным предотвращением утечки смазывающей жидкости из нее. При достижении плунжером 3 крайнего нижнего положения нагнетательный клапан 4 закрывается и начинается следующий цикл работы скважинного штангового насоса, аналогичный описанному выше. Заливка и слив смазывающей жидкости вниз полости 5 осуществляются через пробку 11.At the beginning of the suction of the pumped liquid 15, the plunger 3 is in its lowest position and starts to move up, which leads to a decrease in pressure in the lower part of the cylinder 1 and the opening of the suction valve 2, through which the pumped liquid 15 begins to flow into the cylinder 1. When the plunger 3 reaches its the extreme upper position, the process of suction of the pumped liquid 15 into the cylinder 1 ends, the suction valve 2 is closed, and in the cylinder 1 is the volume of fluid taken from the well. When the plunger 3 moves down, in the cylinder 1, due to a decrease in its free volume, pressure begins to increase. Due to the excess pressure of the pumped liquid in the cylinder 1 compared with the pressure in the column of tubing 13, the discharge valve 4 opens and the pumped liquid 15 from the bottom of the cylinder 1, through the hollow plunger 3, enters the column of the tubing 13 and beyond, on the last to the surface. The upper sealing ring 7 prevents the pumped fluid from entering the cavity 5 while preventing leakage of the lubricating fluid from it. When the plunger 3 reaches its lowest position, the discharge valve 4 closes and the next cycle of the borehole sucker rod pump begins, similar to that described above. Filling and draining of the lubricating fluid down the cavity 5 is carried out through the plug 11.
Дифференциальный штанговый насос во втором варианте (Фиг.2) содержит корпус 17, насосную камеру 18 с всасывающим клапаном 19 и сообщенную при помощи нагнетательного клапана 20 управляющую камеру 21 с приводной жидкостью 22, отделенную при помощи перегородки 23 от насосной камеры 18. Насосная камера 18 и управляющая камера 21 соединены между собой гидравлически нижними частями через переточный канал 24, образованный между корпусом 17 и нижней частью перегородки 23. Образованная полость заполнена расчетным объемом буферной жидкости 25 с образованием гидрозатвора. В управляющей камере 21, своей нижней частью малого диаметра, расположен глухой плунжер 26, выполненный двухступенчатым по наружным диаметрам, соединенный с колонной штанг 27. Уплотнительное устройство размещено между цилиндром 28 и плунжером 26 и выполнено в виде расширенной замкнутой полости 29, образованной боковой поверхностью плунжера 26 и кольцевыми выступами 30 и 31, выполненными на внутренней поверхности цилиндра 28 и снабженными верхним уплотнительным кольцом 32 и нижним уплотнительным кольцом 33, взаимодействующими с боковыми цилиндрическими поверхностями разных диаметров плунжера 26.The differential sucker rod pump in the second embodiment (FIG. 2) comprises a housing 17, a
Камера 34, над плунжером 26, заполнена расчетным объемом буферной жидкости 35, чтобы в крайнем верхнем положении плунжера 26 его наружная поверхность, начиная от уплотнения 32, в пределах рабочего хода плунжера 26, омывалась буферной жидкостью 35. Замкнутая полость 29 заполнена смазывающей жидкостью 36. В случае повышенного расхода смазывающей жидкости 36 над насосом дополнительно устанавливается питательный бак с аналогичной смазывающей жидкостью 36, имеющий гидравлический канал с полостью 29 (не показан).The
Для вывода откачиваемой жидкости 37 из насосной камеры 18 в колонну насосно-компрессорных труб 38 имеется канал 39.For the withdrawal of the pumped
В качестве приводной 22 и смазывающей 36 жидкостей может быть применено минеральное масло.Mineral oil can be used as a
В качестве буферной жидкости 25 и 35 могут быть использованы ртуть, раствор бромида цинка - бромида кальция или жидкость, несмешивающаяся с перекачиваемой и приводной жидкостями, или гель, имеющие удельный вес выше, чем у перекачиваемой и приводной жидкостей.As the
Наружная поверхность плунжера 26, омываемая буферной жидкостью 20, предпочтительно покрыта материалом, не смачивающимся буферной жидкостью 20.The outer surface of the
На концах плунжера 26 могут быть установлены центраторы (не показаны).At the ends of the
Штанговый дифференциальный насос с глухим плунжером (Фиг.2) работает следующим образом.The differential pump with a blind plunger (Figure 2) works as follows.
В начале всасывания откачиваемой жидкости 37 плунжер 26 находится в крайнем нижнем положении и начинает движение вверх, что приводит к снижению давления в насосной камере 18 и открытию всасывающего клапана 19, через который откачиваемая жидкость 37 начинает поступать в насосную камеру 18. При достижении плунжером 26 своего крайнего верхнего положения процесс всасывания откачиваемой жидкости 37 в насосную камеру 18 заканчивается, всасывающий клапан 19 закрывается, а в насосной камере 18 находится отобранный из скважины объем жидкости. При движении плунжера 26 вниз, в насосной камере 18, за счет уменьшения его свободного объема, начинает повышаться давление. За счет превышения давления откачиваемой жидкости 37 в насосной камере 18 по сравнению с давлением в колонне насосно-компрессорных труб 38 нагнетательный клапан 20 открывается и откачиваемая жидкость 37 из насосной камеры 18 через канал 39 поступает в колонну насосно-компрессорных труб 38 и далее по последней на поверхность. При возвратно-поступательных движениях плунжера 26 его центральная часть между двумя уплотнениями 32 и 33 находится в масляной ванне в замкнутой полости 29. Уплотнения 32 и 33 предотвращают попадание откачиваемой жидкости 37 в замкнутую полость 29 с одновременным предотвращением утечек масла из нее. При достижении плунжером 26 крайнего нижнего положения начинается следующий цикл работы скважинного штангового насоса, аналогичный описанному выше.At the beginning of the suction of the pumped
Настоящее изобретение может быть использовано в нефтедобывающей и других отраслях промышленности при добыче различных высоковязких жидких сред из скважин с помощью скважинных штанговых насосов.The present invention can be used in the oil and other industries for the production of various highly viscous fluids from wells using well sucker rod pumps.
Claims (4)
Priority Applications (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010137828/06A RU2440512C1 (en) | 2010-09-13 | 2010-09-13 | Bottom-hole differential oil pump |
PCT/RU2011/000698 WO2012036591A1 (en) | 2010-09-13 | 2011-09-12 | Differential rod pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2010137828/06A RU2440512C1 (en) | 2010-09-13 | 2010-09-13 | Bottom-hole differential oil pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2440512C1 true RU2440512C1 (en) | 2012-01-20 |
Family
ID=45785736
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2010137828/06A RU2440512C1 (en) | 2010-09-13 | 2010-09-13 | Bottom-hole differential oil pump |
Country Status (2)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2440512C1 (en) |
WO (1) | WO2012036591A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103498785A (en) * | 2013-09-18 | 2014-01-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fire-driving oil-well pump |
Family Cites Families (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3479958A (en) * | 1968-01-18 | 1969-11-25 | United States Steel Corp | Seating arrangement for subsurface pumps |
SU1576722A1 (en) * | 1988-09-28 | 1990-07-07 | Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Borehole sucker-rod pump |
RU2213261C1 (en) * | 2002-05-20 | 2003-09-27 | Закрытое акционерное общество "ЭЛКАМ-нефтемаш" | Oil-well sucker-rod pump |
RU2369775C1 (en) * | 2008-08-06 | 2009-10-10 | Ривенер Мусавирович Габдуллин | Sucker-rod pump of well |
-
2010
- 2010-09-13 RU RU2010137828/06A patent/RU2440512C1/en not_active IP Right Cessation
-
2011
- 2011-09-12 WO PCT/RU2011/000698 patent/WO2012036591A1/en active Application Filing
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN103498785A (en) * | 2013-09-18 | 2014-01-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fire-driving oil-well pump |
CN103498785B (en) * | 2013-09-18 | 2015-08-05 | 中国石油天然气股份有限公司 | Fire-driving oil-well pump |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2012036591A1 (en) | 2012-03-22 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2369775C1 (en) | Sucker-rod pump of well | |
RU2382901C1 (en) | Downhole peristaltic pump | |
RU2440512C1 (en) | Bottom-hole differential oil pump | |
US3697199A (en) | Slide valve pump | |
RU141547U1 (en) | DIFFERENTIAL BAR PUMP | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2393367C1 (en) | Bottom-hole unit | |
RU2425253C1 (en) | Borehole plunger pump and protection method of upper part of plunger against impact of pumped liquid | |
RU2413095C1 (en) | Bore-hole plunger pump | |
RU2321772C1 (en) | Oil-well sucker-rod pump | |
RU2528474C1 (en) | Universal valve | |
RU2425252C1 (en) | Borehole plunger pump and protection method of upper part of plunger against impact of pumped liquid | |
RU2549937C1 (en) | Downhole pump | |
RU2576560C1 (en) | Well sucker-rod pump | |
RU150746U1 (en) | DRUG-FREE PUMPING UNIT FOR DIFFERENTIAL ACTION | |
RU2285152C1 (en) | Device for sealing wellhead rod of sucker-rod pumping unit | |
RU153600U1 (en) | DUAL ACTION Borehole Pump | |
RU2519153C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU2519154C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU2493434C1 (en) | Hydraulic-driven pump set | |
RU2175402C1 (en) | Sucker-rod pumping plant | |
RU118695U1 (en) | Borehole plunger pumping unit | |
RU147653U1 (en) | DEEP BAR PUMP | |
RU2559206C1 (en) | Downhole pump unit | |
RU2313696C2 (en) | Borehole sucker-rod pump |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170914 |