RU2455470C1 - Installation for simultaneous separate operation of two oil formations - Google Patents

Installation for simultaneous separate operation of two oil formations Download PDF

Info

Publication number
RU2455470C1
RU2455470C1 RU2011136775/03A RU2011136775A RU2455470C1 RU 2455470 C1 RU2455470 C1 RU 2455470C1 RU 2011136775/03 A RU2011136775/03 A RU 2011136775/03A RU 2011136775 A RU2011136775 A RU 2011136775A RU 2455470 C1 RU2455470 C1 RU 2455470C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
channel
valve
plunger
cylinder
coupling
Prior art date
Application number
RU2011136775/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов (RU)
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Роберт Рафаэлевич Ахмадуллин (RU)
Роберт Рафаэлевич Ахмадуллин
Александр Александрович Иванов (RU)
Александр Александрович Иванов
Анвар Хайдаргалиевич Шайахметов (RU)
Анвар Хайдаргалиевич Шайахметов
Равиль Раисович Каримов (RU)
Равиль Раисович Каримов
Ильяс Гомерович Хаиров (RU)
Ильяс Гомерович Хаиров
Салават Акрамович Юмадилов (RU)
Салават Акрамович Юмадилов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
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 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2011136775/03A priority Critical patent/RU2455470C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2455470C1 publication Critical patent/RU2455470C1/en

Links

Abstract

FIELD: oil and gas production.
SUBSTANCE: installation includes pipe string that forms tubular annulus with casing, upper and lower packers that isolate tubular annulus of the upper stratum, cylinder, valves and drain channel of piston pump, intake valve, cylinder and channel of plunger pump. The installation is equipped by coupling, bushing, screen, cover. The coupling is connected to the lower packer and cylinder of piston pump, the bushing is connected to the cylinders of plunger and piston pumps, the screen is connected to the coupling and bushing, the cover is connected to the coupling and upper packer. The screen, cover and cylinder of piston pump are separated by annular channels. The valves and valve channels of piston pump and intake valve and valve channels of plunger pump are located in the coupling. The channel of piston pump pressure valve is connected to the tubular annulus by channel between the cover and screen, the drain channel of plunger pump valve is connected to the plunger pump cylinder cavity by channel between the screen and cover, intake channel of plunger pump valve is connected to the inter-packer tubular annulus.
EFFECT: increase of installation operation reliability for simultaneous separate operation of two strata.
1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов.The invention relates to the oil industry and may find application in the simultaneous and separate operation of two layers.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (патент РФ №2221136, опублик. 10.01.2004), содержащая колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик, штанговый насос, снабженный дополнительным всасывающим клапаном, размещенным на боковой стенке его цилиндра.A known installation for simultaneous and separate operation of two layers (RF patent No. 2221136, published. 01/10/2004), containing a column of elevator pipes, a packer, a liner, a sucker rod pump equipped with an additional suction valve located on the side wall of its cylinder.

Недостатками известной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов являются отсутствие возможности подъема продукции пластов, если их смешивание недопустимо, замера дебита и обводненности продукции отдельно по каждому пласту.The disadvantages of the known installation for simultaneous and separate operation of two layers are the lack of the ability to raise the production of the layers, if their mixing is unacceptable, measuring the flow rate and water cut of the products separately for each layer.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (патент РФ на полезную модель №72720, опублик. 27.04.2008), содержащая основной и дополнительные приводы, пакер, установленный между продуктивными пластами, основную, сообщенную с подпакерным пространством скважины, и дополнительную, сообщенную с надпакерным пространством скважины, лифтовые трубы со штанговыми насосами, закрепленными на устье скважины двухствольной арматурой, параллельный якорь, установленный на обеих лифтовых трубах.A known installation for simultaneous and separate operation of two layers (RF patent for utility model No. 72720, published. 04/27/2008), containing the main and additional drives, a packer installed between the productive layers, the main, communicated with the sub-packer space of the well, and the additional, communicated with over-packer space of the well, lift pipes with sucker-rod pumps fixed to the wellhead with double-barreled fittings, a parallel armature mounted on both lift pipes.

Известная установка позволяет производить раздельный подъем, замер дебита и обводненности продукции пластов, однако спускоподъемные операции сложны и трудоемки, а сама установка металлоемка.The well-known installation allows for separate lifting, measuring the flow rate and water cut of formation products, however, hoisting operations are complex and time-consuming, and the installation itself is metal-intensive.

Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну труб, образующие межтрубное пространство с обсадной колонной, пакеры верхний и нижний, изолирующие межтрубное пространство верхнего пласта, поршневой насос с клапанами и сливным каналом, плунжерный насос с цилиндром, приемным клапаном и каналами (патент РФ на полезную модель №85547, опубл. 10.08.2009 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a unit for simultaneous and separate operation of two layers, containing a pipe string forming an annulus with a casing string, packers upper and lower isolating the annulus of the upper layer, a piston pump with valves and a drain channel, a plunger pump with a cylinder, a receiving valve and channels (RF patent for utility model No. 855547, publ. 08/10/2009 - prototype).

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- необходимость применения в качестве верхнего пакера, специального имеющего дополнительный продольный проходной канал;- the need to use as an upper packer, a special one having an additional longitudinal passage channel;

- размещение нагнетательного клапана со сливным каналом поршневого насоса и приемного клапана с каналами плунжерного насоса в отдельных трубных элементах увеличивают габариты установки, что ограничивает область применения установки.- placement of the discharge valve with the drain channel of the piston pump and the intake valve with the channels of the plunger pump in the individual pipe elements increase the dimensions of the installation, which limits the scope of the installation.

В предложенном изобретении решается задача повышения надежности работы установки за счет упрощения конструкции.The proposed invention solves the problem of improving the reliability of the installation by simplifying the design.

Задача решается тем, что в предлагаемой установке применены стандартные пакеры с осевым проходным каналом, сливные каналы нагнетательного клапана поршневого насоса и приемного клапана плунжерного насоса выполнены соосно осевому каналу верхнего пакера и цилиндру плунжерного насоса, клапаны поршневого насоса и приемный клапан плунжерного насоса размещены в муфте.The problem is solved in that the proposed installation uses standard packers with an axial passage channel, drain channels of the discharge valve of the piston pump and the receiving valve of the plunger pump are made coaxially with the axial channel of the upper packer and the cylinder of the plunger pump, the valves of the piston pump and the receiving valve of the plunger pump are located in the coupling.

С этой целью вводятся новые конструктивные элементы - муфта, втулка, экран, кожух. Сообщение сливного клапана поршневого насоса с межтрубным пространством скважины над верхним пакером осуществлено по кольцевому каналу между экраном и кожухом. Приемный клапан плунжерного насоса сообщен с подплунжерным пространством по кольцевому каналу между экраном и цилиндром поршневого насоса. Приемный клапан поршневого насоса размещен в осевом канале муфты.For this purpose, new structural elements are introduced - a coupling, a sleeve, a shield, a casing. The drain valve of the piston pump communicates with the annulus of the well above the upper packer through an annular channel between the screen and the casing. The suction valve of the plunger pump is in communication with the sub-plunger space along the annular channel between the screen and the piston pump cylinder. The reciprocating valve of the piston pump is located in the axial channel of the coupling.

На фиг.1 изображена установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в момент движения колонны штанг вниз.Figure 1 shows the installation for simultaneous-separate operation of two layers at the time of movement of the column of rods down.

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов (далее - установка) содержит колонны штанг 1 и труб 2, размещенные в обсадной колонне 3. Область перфорации обсадной колонны в районе размещения верхнего пласта изолирована верхним 4 и нижним 5 пакерами. С колонной труб 2 соединен цилиндр 6 плунжерного насоса, в котором размещены плунжер 7 с внутренней конической поверхностью 8 и тарельчатый клапан 9, закрепленный на колонне штанг 1. Тарельчатый клапан 9 с наружными конической 10 и цилиндрической 11 поверхностями выполнен с образованием кольцевого зазора 12 с внутренней поверхностью цилиндра 6, достаточного для свободного перетекания скважинной жидкости вдоль конических поверхностей 8 и 10 из подклапанной полости 13 в полость 14 плунжера 7. С нижней частью цилиндра 6 плунжерного насоса соединена втулка 15 с кольцевым выступом 16 и отверстием 17.The installation for simultaneous and separate operation of two layers (hereinafter referred to as the installation) contains rod strings 1 and pipes 2 located in the casing 3. The casing perforation area in the area of the upper formation is isolated by the upper 4 and lower 5 packers. A cylinder 6 of a plunger pump is connected to the pipe string 2, in which a plunger 7 with an internal conical surface 8 and a poppet valve 9 mounted on the rod string 1 are placed. The poppet valve 9 with the outer conical 10 and cylindrical 11 surfaces is formed to form an annular gap 12 with the inner the surface of the cylinder 6, sufficient for the free flow of the borehole fluid along the conical surfaces 8 and 10 from the subvalvular cavity 13 into the cavity 14 of the plunger 7. Connected to the bottom of the cylinder 6 of the plunger pump ulka 15 with the annular projection 16 and hole 17.

К втулке 15 прикреплены цилиндр 18 поршневого насоса и экран 19, соединенные с муфтой 20. В муфте 20 размещены приемный клапан 21 плунжерного насоса, приемный 22 и нагнетательный 23 клапаны поршневого насоса. В муфте 20 выполнены входной 24 и сливной 25 каналы, входной 26 и сливной 27 каналы нагнетательного клапана 23 поршневого насоса, каналы приемного клапана 21 плунжерного насоса, входной канал 28 приемного 22 клапана поршневого насоса. Муфта 20 соединена с пакером 5.A piston pump cylinder 18 and a shield 19 are connected to the sleeve 15 and connected to the coupling 20. In the coupling 20, a check valve 21 of the plunger pump, a check valve 22 and a discharge valve 23 of the piston pump are arranged. In the coupling 20 there are inlet 24 and drain 25 channels, inlet 26 and drain 27 channels of the discharge valve 23 of the piston pump, channels of the intake valve 21 of the plunger pump, input channel 28 of the intake 22 of the piston pump valve. The coupling 20 is connected to the packer 5.

К верхнему пакеру 4 закреплен кожух 29, соединенный с муфтой 20. Кольцевым пространством 30 между кожухом 29 и экраном 19, сливной канал 27 нагнетательного клапана 23 поршневого насоса сообщен с затрубным пространством скважины выше места размещения верхнего пакера 4. Кольцевым пространством 31 между цилиндром 18 поршневого насоса и экраном 19, канал слива 25 приемного клапана 21 плунжерного насоса сообщен с подклапанной полостью 13.A casing 29 is connected to the upper packer 4, connected to the coupling 20. The annular space 30 between the casing 29 and the screen 19, the drain channel 27 of the piston pump injection valve 23 is in communication with the annulus of the well above the location of the upper packer 4. The annular space 31 between the cylinder 18 of the piston the pump and the screen 19, the drain channel 25 of the receiving valve 21 of the plunger pump is in communication with the subvalvular cavity 13.

На колонне штанг закреплен толкатель 32, выполненный в виде усеченной двухступенчатой шайбы с симметричными лысками 33. Длина меньшей ступени толкателя 32 обеспечивает постоянное скольжение меньшей ступени толкателя 32 по внутренней поверхности цилиндра 6, а кольцевый выступ большей ступени, уменьшенный лысками 33, предназначен для взаимодействия с верхней торцовой поверхностью плунжера 7 при движении колонны штанг 1 вниз.A pusher 32 is mounted on the rod string, made in the form of a truncated two-stage washer with symmetrical flats 33. The length of the lower pusher 32 provides continuous sliding of the lower pusher 32 on the inner surface of the cylinder 6, and the annular protrusion of the larger pusher, reduced by flats 33, is designed to interact with the upper end surface of the plunger 7 when the column string 1 moves down.

На колонне штанг 1 закреплены толкатель 32, тарельчатый клапан 9 плунжера 7 и поршень 34 поршневого насоса. Толкатель 32 и тарельчатый клапан 9 соединены одиночной штангой и размещены по разные стороны от торцовых поверхностей плунжера 7, имеют возможность ограниченного перемещения вдоль плунжера 7. Поршень 34 имеет возможность продольного перемещения вдоль цилиндра 18 поршневого насоса.A plunger 32, a poppet valve 9 of the plunger 7 and a piston 34 of the piston pump are fixed on the column of the rods 1. The pusher 32 and the poppet valve 9 are connected by a single rod and placed on different sides from the end surfaces of the plunger 7, have the possibility of limited movement along the plunger 7. The piston 34 has the possibility of longitudinal movement along the cylinder 18 of the piston pump.

Установка работает следующим образом.Installation works as follows.

При движении колонны штанг 1 вниз одновременно вниз перемещаются закрепленные на колонне штанг 1 поршень 34, тарельчатый клапан 9 и толкатель 32. При контакте толкателя 32 с верхней торцовой поверхностью плунжера 7 с колонной штанг 1 вниз перемещается и плунжер 7. Движение плунжера 7 вниз ограничено кольцевым выступом 16. Толкатель 32 и тарельчатый клапан 9 жестко соединены одиночной штангой, при контакте толкателя 32 с плунжером 7 тарельчатый клапан 9 отдаляется от нижней торцовой поверхности плунжера 7. Скважинная жидкость из подклапанной полости 13 по кольцевому зазору 12 свободно перетекает в полость 14 плунжера. Поршень 34 под действием веса колонны штанг 1 и гидростатического давления столба жидкости сжимает жидкость под поршнем 34, которая через канал 26 открывает нагнетательный клапан 23 и по каналу 27 поступает в межтрубное пространство 30 установки и далее в межтрубное пространство скважины выше места установки верхнего пакера 4. При движении колонны штанг 1 вниз происходит одновременное перемещение плунжера 7 вниз со свободным перетеканием скважинной жидкости через плунжер 7, сжатие и вынос скважинной жидкости из полости цилиндра 18 поршневого насоса в межтрубное пространство скважины выше места установки верхнего пакера 4.When the column string 1 moves down, the piston 34, the poppet valve 9 and the pusher 32 are fixed downward on the column string 1. When the pusher 32 contacts the upper end surface of the plunger 7 and the column 1, the plunger 7. The plunger 7 moves downwardly the protrusion 16. The pusher 32 and the poppet valve 9 are rigidly connected by a single rod, when the pusher 32 contacts the plunger 7, the poppet valve 9 moves away from the lower end surface of the plunger 7. The well fluid from the subvalvular cavity 13 along the annular gap 12 freely flows into the cavity 14 of the plunger. The piston 34 under the action of the weight of the rod string 1 and the hydrostatic pressure of the liquid column compresses the liquid under the piston 34, which opens the discharge valve 23 through the channel 26 and enters the annulus 30 of the installation through the channel 27 and then into the annulus of the well above the installation site of the upper packer 4. When the column string 1 moves down, the plunger 7 moves down simultaneously with free flow of the borehole fluid through the plunger 7, compression and removal of the borehole fluid from the cavity of the piston cylinder 18 sucking into the annulus of the well above the installation site of the upper packer 4.

При движении колонны штанг 1 вверх одновременно вверх перемещаются закрепленные на колонне штанг 1 поршень 34, тарельчатый клапан 9 и толкатель 32. Тарельчатый клапан 9 движется вверх до контакта конической поверхностью 10 с конической поверхностью 8 плунжера 7, в результате происходит перекрытие проходного сечения плунжера 7. После закрытия проходного сечения плунжера 7 при движении вверх колонны штанг 1 происходит перемещение столба жидкости над плунжером вверх, а в подклапанной полости цилиндра 6 плунжерного насоса создается область пониженного давления. Пластовая жидкость из верхнего пласта через входной канал 24, канал приемного клапана 21 по кольцевому пространству 31 установки попадает в подклапанную полость пониженного давления. При этом происходит всасывание пластовой жидкости в подклапанную полость 13 плунжерного насоса и нагнетание жидкости из цилиндра 6 над плунжером 7 в полость колонны труб 2. При движении поршня 34 поршневого насоса вверх с колонной штанг 1 под поршнем 34 создается область пониженного давления. Скважинная жидкость из нижнего пласта через входной канал 28 приемного клапана 22 поршневого насоса поступает в область пониженного давления под поршнем 34.When the column string 1 moves upward, the piston 34, the poppet valve 9 and the pusher 32 are mounted simultaneously on the string of the string 1. The poppet valve 9 moves upward until the conical surface 10 contacts the conical surface 8 of the plunger 7, as a result of which the passage section of the plunger 7 overlaps. After closing the bore of the plunger 7 when moving up the column of rods 1, the liquid column moves above the plunger up, and a lower region is created in the subvalvular cavity of the cylinder 6 of the plunger pump pressure. The reservoir fluid from the upper reservoir through the inlet channel 24, the channel of the receiving valve 21 through the annular space 31 of the installation enters the subvalve cavity of reduced pressure. In this case, the formation fluid is sucked into the subvalvular cavity 13 of the plunger pump and the fluid is injected from the cylinder 6 above the plunger 7 into the cavity of the pipe string 2. When the piston 34 of the piston pump moves upward with the rod string 1 under the piston 34, a reduced pressure region is created. Downhole fluid from the lower reservoir through the inlet channel 28 of the intake valve 22 of the piston pump enters the low pressure area under the piston 34.

При реверсивном движении колонны штанг 1 происходит нагнетание скважинной жидкости из нижнего пласта в межтрубное пространство скважины, а жидкости из верхнего пласта в полость колонны труб 2.During the reverse movement of the string of rods 1, injection of well fluid from the lower formation into the annulus of the well takes place, and fluid from the upper reservoir into the cavity of the pipe string 2.

Испытания установки в скважинных условиях показали ее высокую надежность, отказов работы и поломок не отмечено. Установка проста по конструкции, не содержит сложных и металлоемких элементов.Tests of the installation in borehole conditions showed its high reliability; no failures or breakdowns were noted. Installation is simple in design, does not contain complex and metal-consuming elements.

Применение предложенной установки позволит решить задачу повышения надежности работы установки и упростить ее конструкцию.The application of the proposed installation will solve the problem of improving the reliability of the installation and simplify its design.

Claims (1)

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну труб, образующих межтрубное пространство с обсадной колонной, пакеры верхний и нижний, изолирующие межтрубное пространство верхнего пласта, цилиндр, клапаны и сливной канал поршневого насоса, приемный клапан, цилиндр и канал плунжерного насоса, отличающаяся тем, что установка снабжена муфтой, втулкой, экраном, кожухом, муфта соединена с нижним пакером и цилиндром поршневого насоса, втулка соединена с цилиндрами плунжерного и поршневого насосов, экран соединен с муфтой и втулкой, кожух соединен с муфтой и верхним пакером, экран, кожух, цилиндр поршневого насоса разделены кольцевыми каналами, в муфте размещены клапаны и каналы клапанов поршневого насоса, приемный клапан и каналы клапана плунжерного насоса, канал нагнетательного клапана поршневого насоса по каналу между кожухом и экраном сообщен с межтрубным пространством, сливной канал клапана плунжерного насоса по каналу между экраном и кожухом сообщен с полостью цилиндра плунжерного насоса, приемный канал клапана плунжерного насоса сообщен с межпакерным трубным пространством. Installation for simultaneous and separate operation of two layers, containing a string of pipes forming the annular space with the casing string, packers upper and lower, isolating the annular space of the upper formation, cylinder, valves and drain channel of the piston pump, receiving valve, cylinder and channel of the plunger pump, characterized the fact that the installation is equipped with a coupling, a sleeve, a screen, a casing, the coupling is connected to the lower packer and the piston pump cylinder, the sleeve is connected to the cylinders of the plunger and piston pumps, the screen with it is one with the coupling and the sleeve, the casing is connected to the coupling and the upper packer, the screen, the casing, the piston pump cylinder are separated by annular channels, the valves and piston pump valve channels, the receiving valve and plunger pump valve channels, the piston pump discharge channel through the channel are placed in the coupling between the casing and the screen is connected with the annular space, the drain channel of the plunger pump valve is connected through the channel between the screen and the casing with the cylinder cavity of the plunger pump, the receiving channel of the plunger pump valve is Generalized with interpacker tube space.
RU2011136775/03A 2011-09-06 2011-09-06 Installation for simultaneous separate operation of two oil formations RU2455470C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011136775/03A RU2455470C1 (en) 2011-09-06 2011-09-06 Installation for simultaneous separate operation of two oil formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011136775/03A RU2455470C1 (en) 2011-09-06 2011-09-06 Installation for simultaneous separate operation of two oil formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2455470C1 true RU2455470C1 (en) 2012-07-10

Family

ID=46848608

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011136775/03A RU2455470C1 (en) 2011-09-06 2011-09-06 Installation for simultaneous separate operation of two oil formations

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2455470C1 (en)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4637468A (en) * 1985-09-03 1987-01-20 Derrick John M Method and apparatus for multizone oil and gas production
SU1388548A1 (en) * 1985-06-11 1988-04-15 Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Arrangement for removing water from well
US5176216A (en) * 1991-06-26 1993-01-05 Oxy Usa, Inc. Bypass seating nipple
RU2221136C1 (en) * 2002-05-06 2004-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Installation for separate operation of two formations simultaneously
RU2305170C2 (en) * 2004-01-13 2007-08-27 Махир Зафар оглы Шарифов Packer separation device for well reservoir operation (variants)
RU72720U1 (en) * 2007-06-26 2008-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS
RU85547U1 (en) * 2009-03-30 2009-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS
RU2381352C1 (en) * 2008-10-29 2010-02-10 Николай Иванович Парийчук Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU1388548A1 (en) * 1985-06-11 1988-04-15 Волгоградский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Arrangement for removing water from well
US4637468A (en) * 1985-09-03 1987-01-20 Derrick John M Method and apparatus for multizone oil and gas production
US5176216A (en) * 1991-06-26 1993-01-05 Oxy Usa, Inc. Bypass seating nipple
RU2221136C1 (en) * 2002-05-06 2004-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Installation for separate operation of two formations simultaneously
RU2305170C2 (en) * 2004-01-13 2007-08-27 Махир Зафар оглы Шарифов Packer separation device for well reservoir operation (variants)
RU72720U1 (en) * 2007-06-26 2008-04-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS
RU2381352C1 (en) * 2008-10-29 2010-02-10 Николай Иванович Парийчук Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU85547U1 (en) * 2009-03-30 2009-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2410531C1 (en) Plant for simultaneously separated bed exploitation
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
RU2474727C1 (en) Borehole pump unit
RU2370641C1 (en) Installation for simultaneous-separate operation of two beds
RU144119U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS)
RU2598948C1 (en) Landing for dual production and injection
RU85547U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS
RU2410530C1 (en) Plant for simultaneously separated bed exploitation
RU2291953C1 (en) Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well
RU2364708C1 (en) Unit borehole rod pumping with double-acting pump
RU133191U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS
RU2358156C1 (en) Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs
RU2455470C1 (en) Installation for simultaneous separate operation of two oil formations
RU49573U1 (en) PUMPING UNIT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS)
RU2353808C1 (en) Plant for dual operation of two beds
CN104929595A (en) Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof
RU63864U1 (en) INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP
RU2528469C1 (en) Pump unit for separate operation of two beds
RU2402678C1 (en) Pump station for simultaneous separate development of reservoirs in well
RU2430270C2 (en) Sucker-rod pump unit for simultaneous-separate extraction of oil from two reservoirs
RU59164U1 (en) HYDRAULIC BOREHOLE PUMP UNIT
RU2386794C1 (en) Pumping installation for simultaneous-separate operation of two layers by one well
RU2388935C1 (en) Installation for simultaneous separate operation of four oil formations
RU135018U1 (en) Borehole PUMP PUMP FOR OIL AND GAS PRODUCTION
RU2704088C1 (en) Deep gas bypass device for well operated by sucker-rod pump

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180907