RU2473784C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2473784C1 RU2473784C1 RU2012111850/03A RU2012111850A RU2473784C1 RU 2473784 C1 RU2473784 C1 RU 2473784C1 RU 2012111850/03 A RU2012111850/03 A RU 2012111850/03A RU 2012111850 A RU2012111850 A RU 2012111850A RU 2473784 C1 RU2473784 C1 RU 2473784C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- centrifugal pump
- electric centrifugal
- well
- pump
- mode
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважин, снабженных электроцентробежными насосами.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of wells equipped with electric centrifugal pumps.
Известен способ освоения скважин периодическим включением электроцентробежного насоса на 1 час с последующим отключением на 1,5 часа с регулярным контролем динамического уровня пластовой жидкости в межтрубном пространстве скважины и тока, потребляемого погружным электродвигателем. Перевод электроцентробежного насоса на непрерывную работу осуществляют при достижении минимально допустимой скорости пластовой жидкости, охлаждающей погружной электродвигатель насоса (Установки погружных центробежных насосов АЛНАС. Инструкция по эксплуатации УЭЦНА РЭ. ЕЮТИ.Н.354.000 РЭ. Альметьевск. ОАО «АЛНАС», 2004, стр.39-40).A known method of developing wells by periodically turning on the electric centrifugal pump for 1 hour, followed by a shutdown for 1.5 hours with regular monitoring of the dynamic level of formation fluid in the annulus of the well and the current consumed by the submersible motor. The electric centrifugal pump is switched to continuous operation when the minimum permissible rate of the formation fluid cooling the submersible electric motor of the pump is achieved (Installations of submersible centrifugal pumps ALNAS. Operating Instructions UETSNA RE. EUTI.N.354.000 RE. Almetyevsk. OJSC ALNAS, 2004, p. 39-40).
Недостатками способа являются длительный срок и невысокое качество освоения скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта. Они обусловлены необходимостью проведения большого количества измерений и расчетов для коррекции режимов работы установки, а также невысокой скоростью изменения депрессии на пласт вследствие использования электроцентробежного насоса малой производительности, равной дебиту скважины.The disadvantages of the method are the long term and low quality of well development and / or bringing them to the optimal mode after repair. They are due to the need for a large number of measurements and calculations to correct the operating conditions of the installation, as well as the low rate of change of depression on the reservoir due to the use of an electric centrifugal pump of low productivity equal to the flow rate of the well.
Известен способ вывода скважин на оптимальный режим после ремонта (Патент РФ №2202034, опубл. 10.04.2003) в циклическом режиме. При ремонте устанавливают насос с номинальной производительностью, большей максимального дебита скважины до производства ремонта. Время работы насоса после ремонта равно функционалу от граничных условий работы насоса, времени и скорости заполнения межтрубного пространства. Время работы насоса в первом цикле назначают минимальным и равным 1,5-1,7 часа.A known method of bringing wells to the optimal mode after repair (RF Patent No. 2202034, publ. 04/10/2003) in a cyclic mode. During the repair, a pump is installed with a nominal productivity greater than the maximum production rate of the well before the repair is carried out. The pump running time after repair is equal to the functionality of the boundary conditions of the pump, the time and the filling speed of the annulus. The operating time of the pump in the first cycle is prescribed as minimum and equal to 1.5-1.7 hours.
Недостатками способа являются длительный срок и невысокое качество освоения скважин и/или вывода их на оптимальный режим после ремонта, а также сокращение межремонтного периода оборудования вследствие его перегрузки при освоении скважин и/или выводе их на оптимальный режим после ремонта, связанное с длительной работой электроцентробежного насоса в неоптимальных режимах при слабом притоке.The disadvantages of the method are the long term and low quality of well development and / or bringing them to the optimal mode after repair, as well as reducing the overhaul period of equipment due to overload when developing wells and / or putting them to the optimal mode after repair, associated with long-term operation of the electric centrifugal pump in suboptimal modes with a weak inflow.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ, согласно которому для освоения скважины и/или при выводе ее на оптимальный режим после ремонта используют регулируемый электроцентробежный насос. Откачку жидкости из скважины чередуют с накоплением жидкости в скважине при выключенной установке. Среднеинтегральную во времени производительность установки регулируют изменением соотношения продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине. Электроцентробежный насос выбирают производительностью более 80 м3/сут, превышающей расчетный дебит скважины в установившемся режиме эксплуатации более чем в 2 раза. Давление, развиваемое электроцентробежным насосом при откачке жидкости из скважины, регулируют изменением скорости вращения насоса таким образом, чтобы коэффициент полезного действия насоса во всем диапазоне регулирования составлял не менее 0,9 максимального значения для данной скорости вращения. Продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине регулируют таким образом, чтобы работа электроцентробежного насоса осуществлялась в периодическом кратковременном режиме, при котором продолжительность откачки жидкости из скважины и продолжительность накопления жидкости в скважине не превышают продолжительности откачки жидкости из скважины и продолжительности накопления жидкости в скважине, необходимых для достижения теплового равновесия элементов установки с окружающей средой.Closest to the proposed invention in technical essence is a method according to which an adjustable electric centrifugal pump is used to develop a well and / or to bring it to the optimum mode after repair. Pumping fluid from the well alternate with the accumulation of fluid in the well with the unit turned off. The average integrated over time productivity of the installation is regulated by changing the ratio of the duration of pumping fluid from the well and the duration of fluid accumulation in the well. The electric centrifugal pump is selected with a capacity of more than 80 m 3 / day, which is more than 2 times higher than the calculated well production rate in the steady state operation mode. The pressure developed by the electric centrifugal pump when pumping fluid from the well is controlled by changing the pump speed so that the pump efficiency in the entire control range is at least 0.9 of the maximum value for a given speed of rotation. The duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in the well are controlled so that the operation of the electric centrifugal pump is carried out in a periodic short-term mode, in which the duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in the well do not exceed the duration of fluid pumping from the well and the duration of fluid accumulation in well needed to achieve thermal equilibrium of the installation elements with the environment.
Недостатком известного способа является отложение солей в электроцентробежном насосе при его эксплуатации на рекомендованном режиме, вызванные этим явлением трудности запуска электроцентробежного насоса после его остановки.The disadvantage of this method is the deposition of salts in an electric centrifugal pump during its operation in the recommended mode, caused by this phenomenon of difficulty in starting the electric centrifugal pump after it is stopped.
В предложенном изобретении решается задача ликвидации солеотложений и облегчения запуска электроцентробежного насоса после его остановки.The proposed invention solves the problem of eliminating scaling and facilitating the start of the electric centrifugal pump after it is stopped.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем отбор по колонне труб пластовой продукции, подаваемой электроцентробежным насосом в стационарном режиме, остановку скважины, замену электроцентробежного насоса на электроцентробежный насос повышенной производительности и отбор пластовой продукции по колонне труб в циклическом режиме, колонну труб выше электроцентробежного насоса снабжают двумя расположенными последовательно обратными клапанами, электроцентробежный насос повышенной производительности эксплуатируют с напором, большим на 5-100%, чем у электроцентробежного насоса для стационарного режима подачи пластовой продукции, циклический режим отбора пластовой продукции назначают с временем остановки электроцентробежного насоса не больше времени остановки для циклического режима, при котором происходит образование солеотложений на рабочих органах электроцентробежного насоса.The problem is solved in that in the method of operating the well, which includes taking a pipe string of formation products supplied by an electric centrifugal pump in a stationary mode, shutting down a well, replacing an electric centrifugal pump with an electric centrifugal pump of increased productivity, and selecting a reservoir product from a pipe string in a cyclic mode, the pipe string is higher the electric centrifugal pump is equipped with two check valves arranged in series; They are driven with a pressure that is 5-100% higher than that of an electric centrifugal pump for a stationary mode of supplying formation products, a cyclic mode of selecting production products is assigned with a stopping time of the electric centrifugal pump not more than the stopping time for a cyclic mode, in which scaling occurs on the working bodies of the electric centrifugal pump.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Процесс эксплуатации электроцентробежного насоса в цикле режима штатной работы состоит из двух составляющих, одна из которых связана с его включением и эксплуатацией на заданный период времени, и другая из которых связана с остановом. При такой эксплуатации электроцентробежного насоса происходит неконтролируемое осаждение солей на рабочих органах насоса, клапанах, в колонне труб и трубопроводах. Наличие солей препятствует закрытию обратного клапана, расположенного в колонне труб, что приводит к обратному току пластовой продукции через насос и реверсу. Запуск насоса при реверсе практически невозможен. В этом случае для запуска приходится ожидать прекращения обратного тока пластовой продукции через насос, остановки насоса при реверсе, после чего производить запуск насоса. В предложенном способе решается задача ликвидации солеотложений и облегчения запуска электроцентробежного насоса после его остановки. Задача решается следующим образом.The operation process of the electric centrifugal pump in the cycle of the standard operation consists of two components, one of which is connected with its inclusion and operation for a given period of time, and the other of which is connected with a shutdown. With such an operation of the electric centrifugal pump, uncontrolled deposition of salts occurs on the pump working bodies, valves, in the pipe string and pipelines. The presence of salts prevents the closing of the non-return valve located in the pipe string, which leads to a reverse flow of the formation through the pump and reverse. Starting the pump during reverse is almost impossible. In this case, to start it is necessary to expect the termination of the reverse current of the formation through the pump, the pump to stop during reverse, and then start the pump. The proposed method solves the problem of eliminating scaling and facilitating the start of the electric centrifugal pump after it is stopped. The problem is solved as follows.
При эксплуатации скважины ведут отбор по колонне труб пластовой продукции, подаваемой электроцентробежным насосом в стационарном режиме, выполняют остановку скважины, замену электроцентробежного насоса на электроцентробежный насос повышенной производительности и отбор пластовой продукции по колонне труб в циклическом режиме, включающем периодическое включение и работу насоса и выключение и остановку насоса. Для ликвидации солеотложений и облегчения пуска насоса после остановки колонну труб выше электроцентробежного насоса снабжают двумя расположенными последовательно обратными клапанами. За счет этого исключаются утечки через клапаны при остановке насоса. Два клапана постепенно и периодически один за другим промываются от солеотложений, обеспечивают надежное перекрытие колонны труб и исключают обратный ток пластовой продукции через насос при его остановке. Электроцентробежный насос повышенной производительности эксплуатируют с напором, большим на 5-100%, чем у электроцентробежного насоса для стационарного режима подачи пластовой продукции. Такой напор способствует промывке самого насоса и его рабочих органов от солеотложений, промывке клапанов, промывке колонны труб и трубопроводов. Кроме того, исследования на скважинах показали, что существует для каждой скважины свой циклический режим отбора пластовой продукции с временем остановки электроцентробежного насоса, при котором происходит отложение солей. Эта характеристика для каждой скважины индивидуальна и определяется экспериментально. Снижение этого времени способствует очищению от солеотложений и стабильной работе насоса. В соответствии с этим назначают время остановки насоса при циклической работе не больше определенного экспериментально времени, при котором происходят солеотложения. Иначе говоря, циклический режим отбора пластовой продукции назначают с временем остановки электроцентробежного насоса не больше времени остановки для циклического режима, при котором происходит образование солеотложений на рабочих органах электроцентробежного насоса.During the operation of the well, they select from the pipe string the formation products supplied by the electric centrifugal pump in a stationary mode, stop the well, replace the electric centrifugal pump with an electric centrifugal pump of increased productivity and select the formation products from the pipe string in a cyclic mode, which includes periodic pump on and off and on and off pump stop. To eliminate scaling and facilitate starting the pump after stopping, the pipe string above the electric centrifugal pump is equipped with two check valves arranged in series. This eliminates leakage through the valves when the pump stops. Two valves are gradually and periodically washed one after the other from the scaling, provide reliable closure of the pipe string and eliminate backflow of formation through the pump when it stops. An electric centrifugal pump of increased productivity is operated with a pressure that is 5-100% higher than that of an electric centrifugal pump for a stationary mode of supplying formation products. This pressure helps to flush the pump and its working bodies from scaling, flushing valves, flushing the pipe string and pipelines. In addition, studies at the wells showed that each well has its own cyclical regime for the selection of formation products with the stop time of the electric centrifugal pump at which salt deposition occurs. This characteristic for each well is individual and is determined experimentally. Reducing this time helps to clean up scaling and stable operation of the pump. In accordance with this, the pump stopping time during cyclic operation is assigned no more than the experimentally determined time at which scaling occurs. In other words, a cyclic mode for selecting formation products is assigned with a stop time of the electric centrifugal pump no more than the stop time for the cyclic mode, in which scaling occurs on the working bodies of the electric centrifugal pump.
В результате удается ликвидировать солеотложения и добиться облегчения запуска электроцентробежного насоса после его остановки.As a result, it is possible to eliminate scaling and to facilitate the launch of the electric centrifugal pump after it is stopped.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Эксплуатируют нефтедобывающую скважину с текущим дебитом 79 м3/сут. Добывают пластовую продукцию с обводненностью 90%. Электроцентробежный насос марки ЭЦНМ5 производительностью 80 м3/сут размещен на глубине 1500 м. Насос эксплуатируют в постоянном режиме с напором 1200 м. Межремонтный период работы скважины составляет 20 суток, после которого скважину останавливают, поднимают из скважины глубинно-насосное оборудование и производят очистку от солеотложений. Останавливают скважину. Поднимают из скважины глубинно-насосное оборудование. Спускают в скважину компоновку, включающую электроцентробежный насос марки ЭЦНМ5 с производительностью 125 м3/сут, колонну труб с двумя обратными клапанами на расстоянии от насоса 10 и 20 м. На устье производят обвязку скважины. Насос размещают на глубине 1500 м. Изменения напора производятся через 50 м, поэтому настраивают насос на работу с напором 1250 м (на ~5% более прежнего) в циклическом режиме: 4 мин работа, 6 мин остановка. Режим работы 4/6 мин подобран опытным путем как режим, гарантирующий отсутствие солеотложений при указанном напоре и наличии 2 обратных клапанов.Example 1. Operate an oil well with a current flow rate of 79 m 3 / day. Produce reservoir products with a water cut of 90%. The ETsNM5 electric centrifugal pump with a capacity of 80 m 3 / day is located at a depth of 1,500 m. The pump is operated in constant mode with a head of 1,200 m. The overhaul period of the well is 20 days, after which the well is stopped, the pumping equipment is raised from the well and cleaned from scaling. Stop the well. Raise the pumping equipment from the well. A layout is lowered into the well, including an ETsNM5 electric centrifugal pump with a capacity of 125 m 3 / day, a pipe string with two check valves at a distance of 10 and 20 m from the pump. The well is strapped at the mouth. The pump is placed at a depth of 1500 m. Head changes are made after 50 m, so the pump is set to work with a head of 1250 m (~ 5% more than before) in a cyclic mode: 4 min work, 6 min stop. The 4/6 min operating mode is selected empirically as a mode that guarantees the absence of scaling at the specified pressure and the presence of 2 check valves.
Пример 2. Выполняют как пример 1. Для циклического режима используют насос марки ЭЦНМ 5-125 с напором 1800 м (на 50% более прежнего). Насос эксплуатируют в циклическом режиме: 3,5 мин работа, 5,5 мин остановка. Режим работы 3,5/5,5 мин подобран опытным путем как режим, гарантирующий отсутствие солеотложений при указанном напоре и наличии 2 обратных клапанов.Example 2. Perform as example 1. For cyclic mode, use the pump brand ETSNM 5-125 with a pressure of 1800 m (50% more than before). The pump is operated in a cyclic mode: 3.5 min operation, 5.5 min stop. The operating mode of 3.5 / 5.5 min is selected empirically as a mode that guarantees the absence of scaling at the specified pressure and the presence of 2 check valves.
Пример 3. Выполняют как пример 1. Для циклического режима используют насос марки ЭЦНМ 5-125 с напором 2400 (на 100% более прежнего). Насос эксплуатируют в циклическом режиме: 3 мин работа, 5 мин остановка. Режим работы 3/5 мин подобран опытным путем как режим, гарантирующий отсутствие солеотложений при указанном напоре и наличии 2 обратных клапанов.Example 3. Perform as example 1. For cyclic mode, use the pump brand ETSNM 5-125 with a pressure of 2400 (100% more than before). The pump is operated in a cyclic mode: 3 min work, 5 min stop. The operating mode of 3/5 min is selected empirically as a mode that guarantees the absence of scaling at the specified pressure and the presence of 2 check valves.
В результате применения нового насоса и режимов его работы по примерам 1-3 удалось ликвидировать отложение солей. Скважины эксплуатируют более года без остановки на ремонт. Отложения солей не наблюдается. Запуск насосов не вызывает осложнений.As a result of the use of the new pump and its operating modes in Examples 1-3, it was possible to eliminate salt deposition. Wells have been operating for more than a year without stopping for repairs. Salts are not observed. Starting the pumps does not cause complications.
Применение предложенного способа позволит решить задачу ликвидации солеотложений и облегчения запуска электроцентробежного насоса после его остановки.The application of the proposed method will solve the problem of eliminating scaling and facilitate starting the electric centrifugal pump after it is stopped.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111850/03A RU2473784C1 (en) | 2012-03-28 | 2012-03-28 | Well operation method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012111850/03A RU2473784C1 (en) | 2012-03-28 | 2012-03-28 | Well operation method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2473784C1 true RU2473784C1 (en) | 2013-01-27 |
Family
ID=48807040
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012111850/03A RU2473784C1 (en) | 2012-03-28 | 2012-03-28 | Well operation method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2473784C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2809415C1 (en) * | 2023-06-29 | 2023-12-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method for combating asphalt, resin, and paraffin deposits in oil field equipment during well operation |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3705532A (en) * | 1970-05-21 | 1972-12-12 | Texaco Inc | Methods for controlling pumping wells |
| RU2293176C1 (en) * | 2005-09-02 | 2007-02-10 | Николай Петрович Кузьмичев | Method for short-term operation of well using immersed pump device with electric drive |
| RU2297518C1 (en) * | 2006-07-18 | 2007-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2320860C1 (en) * | 2007-03-29 | 2008-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development |
| RU2421602C1 (en) * | 2010-02-09 | 2011-06-20 | Александр Владимирович Яшин | Procedure for well operation |
| RU2421605C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive |
| RU2426867C1 (en) * | 2010-08-23 | 2011-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Эталон" | Procedure for operation of well with electric pump equipped with variable frequency drive |
-
2012
- 2012-03-28 RU RU2012111850/03A patent/RU2473784C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3705532A (en) * | 1970-05-21 | 1972-12-12 | Texaco Inc | Methods for controlling pumping wells |
| RU2293176C1 (en) * | 2005-09-02 | 2007-02-10 | Николай Петрович Кузьмичев | Method for short-term operation of well using immersed pump device with electric drive |
| RU2297518C1 (en) * | 2006-07-18 | 2007-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2320860C1 (en) * | 2007-03-29 | 2008-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil field development |
| RU2421602C1 (en) * | 2010-02-09 | 2011-06-20 | Александр Владимирович Яшин | Procedure for well operation |
| RU2421605C1 (en) * | 2010-02-19 | 2011-06-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью (Ооо) "Рн-Уфанипинефть" | Procedure for operation of well equipped with electro-centrifugal pump plant with variable-frequency drive |
| RU2426867C1 (en) * | 2010-08-23 | 2011-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное объединение "Эталон" | Procedure for operation of well with electric pump equipped with variable frequency drive |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2809415C1 (en) * | 2023-06-29 | 2023-12-11 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method for combating asphalt, resin, and paraffin deposits in oil field equipment during well operation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2293176C1 (en) | Method for short-term operation of well using immersed pump device with electric drive | |
| BR112012006394A2 (en) | method for controlling annular pressure in a well during a well construction operation, and, controller. | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| US20120091711A1 (en) | Apparatus and Method for Producing Electric Power from Injection of Water into a Downhole Formation | |
| RU2473784C1 (en) | Well operation method | |
| RU2545204C1 (en) | System of cluster water injection to reservoir | |
| RU2016131835A (en) | METHOD AND SYSTEM FOR PREVENTING FREEZING OF WATER WITH LOW SALINITY IN A MARINE SUPPLY PIPELINE FOR PUMPING WATER WITH LOW SALINITY | |
| EA016743B1 (en) | Assembly and method for production of gas or gas and condensate/oil | |
| RU2682043C2 (en) | Method for turning off a pump, and also a pump station construction | |
| MXPA04003374A (en) | Gas turbine for oil lifting. | |
| RU2057907C1 (en) | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive | |
| EA037706B1 (en) | Combined operation method for work modes of walking beam pumping unit | |
| RU2642901C1 (en) | Method to control process mode of production well | |
| RU2315860C2 (en) | Method for oil well development and/or bringing into optimal operational regime after well repair | |
| RU2012128220A (en) | METHOD OF INFLUENCE ON THE STagnant Zone of Garipov Reservoir Intervals and Installation for Its Implementation | |
| AU2015264330A8 (en) | A system for controlling wellbore pressure during pump shutdowns | |
| RU2119578C1 (en) | Method for operating low-producing well by electric pump with frequency-regulated electric drive | |
| CN204386570U (en) | Singe screw boosting water injection pump | |
| RU2553744C1 (en) | Method for periodic operation of oil well with submersible pump set with controllable electric drive | |
| RU2680158C1 (en) | Method of formation geomechanical impact | |
| RU2474675C1 (en) | Method of well operation with electric pump with variable speed drive | |
| RU2603866C1 (en) | Method of removing deposits from well equipped with bottom-hole pump | |
| RU92691U1 (en) | EQUIPMENT FOR A NON-SEALING OPERATING COLUMN FOR OIL PRODUCTION BY STAIN PUMPS (OPTIONS) | |
| CN201165865Y (en) | Oil well thermal cycle oil extraction apparatus | |
| RU2503805C1 (en) | Method for inter-well fluid pumping |