RU2503802C1 - Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production - Google Patents
Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production Download PDFInfo
- Publication number
- RU2503802C1 RU2503802C1 RU2012132575/03A RU2012132575A RU2503802C1 RU 2503802 C1 RU2503802 C1 RU 2503802C1 RU 2012132575/03 A RU2012132575/03 A RU 2012132575/03A RU 2012132575 A RU2012132575 A RU 2012132575A RU 2503802 C1 RU2503802 C1 RU 2503802C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- chamber
- pipe
- internal cavity
- pressure
- pipe branch
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ) скважин, оборудованных электроцентробежными или штанговыми насосами.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate operation (WEM) of wells equipped with electric centrifugal or sucker rod pumps.
К основным параметрам контроля за эксплуатацией скважин при разработке нефтяных месторождений относятся пластовое и забойное давления, дебит и обводненность пластовой жидкости.The main parameters for monitoring the operation of wells during the development of oil fields include reservoir and bottomhole pressure, flow rate and water cut of the reservoir fluid.
Известно, что для одновременно-раздельной добычи нефти из пластов применяются установки скважинных электроцентробежных (УЭЦН) насосов, позволяющие осуществлять отбор жидкостей из продуктивных горизонтов, между которыми устанавливается пакер /1/. Установка оснащается дополнительной секцией рабочих колес, расположенной под погружным электродвигателем (ПЭД). Дополнительная секция откачивает нефть нижнего пласта и направляет в надпакерное пространство, откуда в смеси с продукцией верхнего пласта поступает в приемный модуль насоса. Недостатком устройства является возможный срыв работы дополнительной секции насоса из-за полного отсутствия сепарации газа на его приеме. Кроме этого, устройство имеет сложную конструкцию с дополнительной гидрозащитой погружного двигателя и не позволяет производить измерение параметров работы продуктивных пластов.It is known that for simultaneous and separate oil production from reservoirs, borehole electric centrifugal (ESP) pumps are used that allow the selection of fluids from productive horizons, between which a packer / 1 / is installed. The installation is equipped with an additional impeller section located under the submersible electric motor (SEM). An additional section pumps out oil from the lower layer and sends it to the over-packer space, from where it enters the pump receiving module mixed with the products of the upper layer. The disadvantage of this device is the possible failure of the additional section of the pump due to the complete absence of gas separation at its intake. In addition, the device has a complex structure with additional hydraulic protection of the submersible motor and does not allow measurement of the parameters of the productive formations.
Известна также установка ОРЭ в скважинах с УЭЦН, в которой в качестве пакера используется замковая опора, расположенная непосредственно над приемным модулем установки /2/. Установка также имеет сложную конструкцию, не позволяющую осуществлять спуск геофизических приборов под насос, а также подвержена срыву подачи из-за отсутствия сепарации газа из продукции нижнего пласта.There is also a known installation of electric power sources in wells with ESPs, in which a lock support located directly above the receiver module of the installation / 2 / is used as a packer. The installation also has a complex structure, which does not allow the descent of geophysical instruments under the pump, and is also prone to supply disruption due to the lack of gas separation from the bottom formation.
Наиболее близкой к предлагаемому изобретению является установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов /3/.Closest to the proposed invention is an installation for periodic separate oil production from two layers / 3 /.
В скважине устанавливаются два пакера, отсекающих верхний продуктивный пласт. Жидкости нижнего и верхнего пластов поступают в переключатель пластов, подключающий поочередно пласты к приему насоса. Переключение производится с помощью сжатого газа, поступающего по трубке малого диаметра с устья скважины к подпружиненному поршню. Давление газа отжимает поршень, создавая канал для поступления продукции верхнего пласта. Сброс давления в трубе малого диаметра после проведения измерений за счет пружины возвращает поршень в исходное положение, при котором в насос поступает продукция нижнего пласта. Далее производят измерения параметров работы нижнего пласта.Two packers are installed in the well, cutting off the upper reservoir. Fluids of the lower and upper layers enter the reservoir switch, which connects the layers alternately to the pump inlet. Switching is performed using compressed gas supplied through a small diameter pipe from the wellhead to the spring-loaded piston. The gas pressure squeezes the piston, creating a channel for the production of the upper layer. The pressure relief in the pipe of small diameter after measurements due to the spring returns the piston to its original position, at which the production of the lower layer enters the pump. Next, measure the parameters of the lower reservoir.
Установка имеет сложную двухпакерную конструкцию подземного оборудования и может откачивать в каждый период жидкость только одного пласта: верхнего или нижнего.The installation has a complex two-packer design of underground equipment and can pump out only one layer of fluid in each period: upper or lower.
Известен также телескопический разъем (герметичная пара трения), устанавливаемый между пакером и насосом на патрубке, который позволяет снижать нагрузки на корпус насоса при посадке пакера, а также в рабочем состоянии /4/.Also known is a telescopic connector (sealed friction pair) installed between the packer and the pump on the nozzle, which allows you to reduce the load on the pump housing when the packer is in place, as well as in working condition / 4 /.
Целью предлагаемого изобретения является упрощение и повышение надежности установки, а также обеспечение возможности измерения параметров одновременной работы обоих пластов.The aim of the invention is to simplify and increase the reliability of the installation, as well as providing the ability to measure the parameters of the simultaneous operation of both layers.
Постоянная цель достигается тем, что в известной установке, включающей погружной насос, патрубок, подвешенный снизу к электродвигателю, имеющий проходные окна в верхней части, телескопический разъем и проходящий через пакер, разобщающий верхний и нижний продуктивные пласты, трубку малого диаметра, сообщающую внутреннюю полость патрубка с дневной поверхностью, геофизический кабель, проходящий снаружи установки в полость патрубка, глубинные приборы, в патрубке ниже проходных окон размещена камера с сильфоном, внутренняя полость которого сообщена с трубкой малого диаметра, а наружная сторона днища заканчивается запорным клапаном, выполненным с возможностью перекрытия посадочного седла в нижней части камеры, а внутри камеры размещены глубинные приборы, соединенные с геофизическим кабелем, причем один из них сообщен с внешней стороной камеры для замера давления в стволе скважины, а другой сообщен с внутренней полостью камеры для замера давления и влагосодержания нефти нижнего пласта.A constant goal is achieved by the fact that in a known installation, including a submersible pump, a pipe suspended from the bottom to the electric motor, having passage windows in the upper part, a telescopic connector and passing through the packer, separating the upper and lower productive layers, a small diameter pipe communicating the internal cavity of the pipe with a day surface, a geophysical cable passing outside the installation into the cavity of the pipe, deep instruments, in the pipe below the passage windows there is a chamber with a bellows, the internal cavity of which communicated with a small-diameter tube, and the outer side of the bottom ends with a shut-off valve made with the possibility of overlapping the landing seat in the lower part of the chamber, and deep-seated instruments connected to the geophysical cable are placed inside the chamber, one of them communicating with the outer side of the chamber for measuring pressure in the wellbore, and the other communicates with the internal cavity of the chamber for measuring the pressure and moisture content of the oil of the lower reservoir.
На чертеже представлена схема предлагаемой скважинной насосной установки.The drawing shows a diagram of the proposed downhole pumping unit.
В скважину 1 спущен центробежный насос 2 с погружным электродвигателем 3. Электродвигатель соединен с патрубком 4, имеющим телескопическую пару, состоящую из цилиндра 5 и плунжера 6. Патрубок 4 проходит через пакер 7 и имеет камеру 8, в которой размещен сильфон 9 с запорным клапаном 10 и посадочным седлом 11. Внутренняя полость сильфона 9 через трубу малого диаметра 12 сообщена с дневной поверхностью и на устье имеет кран 13. В камере 8 размещены глубинные приборы 14 и 15, сообщенные с силовым шкафом 16 геофизическим кабелем 17. Глубинный прибор 14 сообщен с внешней стороной камеры 8 и замеряет давление, а прибор 15 сообщен с внутренней полостью камеры и замеряет давление и влагосодержание (обводненность) нефти. При необходимости оба прибора могут быть оснащены термометрами для измерения температуры пластовых жидкостей. В верхней части патрубка 4 выполнены окна 18 для выхода жидкости. Питание электродвигателя подается через кабель 19, который также на устье проведен к силовому шкафу 16. Пакер 7 разобщает верхний 20 и нижний 21 продуктивные пласты. Насос 2 подвешен в скважине на колонне насосно-компрессорных труб 22.A centrifugal pump 2 with a submersible motor 3 is lowered into the well 1. The electric motor is connected to a nozzle 4 having a telescopic pair consisting of a cylinder 5 and a plunger 6. The nozzle 4 passes through a packer 7 and has a chamber 8 in which a bellows 9 with a shut-off valve 10 is placed and a seat saddle 11. The internal cavity of the bellows 9 is connected through the pipe with a small diameter 12 to the day surface and has a crane 13 at the mouth. Depth devices 14 and 15 are connected to the chamber 8 and connected to the power cabinet 16 by a geophysical cable 17. The depth device 14 is in communication with the outside of the chamber 8 and measures the pressure, and the device 15 is in communication with the internal cavity of the chamber and measures the pressure and moisture content (water content) of the oil. If necessary, both devices can be equipped with thermometers for measuring the temperature of formation fluids. In the upper part of the pipe 4 there are made windows 18 for liquid exit. The electric motor is supplied via cable 19, which is also carried to the power cabinet 16. The packer 7 divides the upper 20 and lower 21 productive formations. The pump 2 is suspended in the well on a string of tubing 22.
Работа насосной установки состоит в следующем.The operation of the pump installation is as follows.
После посадки в скважину 1 пакера 7 с нижней частью патрубка 4 и цилиндром 5 телескопического разъема осуществляют спуск насосной установки 2 с верхней частью патрубка 4, камерой 8 и плунжером 6, который входит в цилиндр 5 и образует герметичную скользящую пару, компенсирующую вибрацию установки, а также спуск и подъем насосной установки без посадки и последующего срыва пакера. В качестве телескопического разъема используется цилиндр и плунжер обычного штангового насоса без обоих клапанов. Вместе с установкой в скважину снаружи колонны труб 22 и насоса 2 спускается трубка малого диаметра 12 и геофизической кабель 17.After landing in the well 1 of the packer 7 with the lower part of the pipe 4 and the cylinder 5 of the telescopic connector, the pumping unit 2 is lowered with the upper part of the pipe 4, the chamber 8 and the plunger 6, which enters the cylinder 5 and forms a tight sliding pair that compensates for the vibration of the installation, and also lowering and raising the pumping unit without landing and subsequent breakdown of the packer. As a telescopic connector, the cylinder and plunger of a conventional sucker rod pump without both valves are used. Together with the installation of a pipe 22 and pump 2 into the well outside the pipe string, a small-diameter pipe 12 and a geophysical cable 17 are lowered.
Спуск насосной установки производится на глубину, достаточную для отбора жидкости нижнего пласта 21. После запуска насоса 2 в работу продукция верхнего пласта 20 поступает непосредственно на прием насоса. Продукция нижнего пласта 21 входит в патрубок 4, проходит через открытое посадочное седло 11 и далее через окна 18 поступает на прием насоса 2, смешиваясь с жидкостью верхнего пласта 20. На дневной поверхности в этот период измеряются общий дебит скважины и обводненность нефти.The pumping unit is lowered to a depth sufficient to take the liquid of the lower reservoir 21. After starting the pump 2, the products of the upper reservoir 20 go directly to the pump. The production of the lower layer 21 enters the pipe 4, passes through the open seat 11 and then through the windows 18 it enters the intake of the pump 2, mixing with the liquid of the upper layer 20. The total production rate and water cut of the oil are measured during this period.
В этот же период производится запись давлений 14 и 15 соответственно с внешней стороны камеры 8 и внутри камеры. Запись давления датчиком 15 позволяет по известным плотностям жидкостей рассчитать забойное давление нижнего пласта 21, а датчиком 14 - верхнего пласта 20. Одновременно прибор 15 регистрирует обводненность нефти нижнего пласта 21.In the same period, pressures 14 and 15 are recorded respectively from the outside of the chamber 8 and inside the chamber. The recording of pressure by the sensor 15 allows one to calculate the bottomhole pressure of the lower formation 21 from known density of liquids, and the sensor 14 of the upper formation 20. At the same time, the device 15 detects the water cut of the oil of the lower formation 21.
Для раздельного определения дебита и обводненности обоих пластов, а также пластовых давлений периодически производится отключение нижнего пласта 21. Для этого при открытой задвижке 13 производится подача сжатого инертного газа (например, азота) под давлением в трубку малого диаметра 12. Появившийся избыток давления во внутренней полости сильфона 9 заставит его удлиниться и клапаном 10 перекрыть посадочное седло 11. Давление подаваемого газа на период исследований не снижается. Его величина должна превосходить сумму гидростатического давления жидкости над камерой 8 и давления газа над уровнем жидкости в затрубном пространстве.To separately determine the flow rate and water cut of both reservoirs, as well as reservoir pressures, the lower reservoir 21 is periodically shut off. For this, with an open gate 13, compressed inert gas (for example, nitrogen) is supplied under pressure to a small diameter pipe 12. An excess pressure has appeared in the internal cavity bellows 9 will cause it to lengthen and valve 10 to block the seat saddle 11. The pressure of the gas supplied for the study period is not reduced. Its value should exceed the sum of the hydrostatic pressure of the liquid above the chamber 8 and the gas pressure above the liquid level in the annulus.
После перекрытия нижнего пласта 21 производят остановку УЭЦН. При этом продукция верхнего пласта 20 будет продолжать поступать в скважину, повышая давление с внешней стороны камеры 8 и уровень жидкости в затрубном пространстве. Постепенно поступление жидкости пласта 20 прекратится и давление на его забое достигает пластового значения. Глубинный прибор 14 запишет при этом кривую восстановления пластового давления, по которой при известной плотности пластовой жидкости рассчитывается пластовое давление пласта 20.After the lower layer 21 is closed, the ESP is stopped. In this case, the products of the upper reservoir 20 will continue to flow into the well, increasing the pressure from the outside of the chamber 8 and the liquid level in the annulus. Gradually, the fluid intake of the formation 20 will stop and the pressure on its bottom reaches the reservoir value. The downhole tool 14 will record the recovery pressure curve, according to which the formation pressure of the formation 20 is calculated at a known density of the formation fluid.
Дебит верхнего пласта 20 рассчитывается объемным методом путем измерения динамического уровня жидкости в скважине сразу после остановки оборудования и в первые 15 мин после остановки насоса. Располагая значениями изменения динамического уровня жидкости Н за 15 мин после остановки, внутренним диаметром эксплуатационной колонны Д1 и внешним диаметром насосно-компрессорных труб Д2 дебит пласта рассчитывается:The flow rate of the upper reservoir 20 is calculated by the volumetric method by measuring the dynamic level of the liquid in the well immediately after the equipment is stopped and in the first 15 minutes after the pump is stopped. Having the values of the change in the dynamic level of the fluid N for 15 min after stopping, the inner diameter of the production string D 1 and the outer diameter of the tubing D 2 formation flow rate is calculated:
После перекрытия пласта 21 и остановки насоса глубинный прибор 15 также будет производить запись кривой восстановления давления, по которой аналогично будет определено пластовое давление пласта 21.After the formation 21 is shut off and the pump is stopped, the downhole tool 15 will also record the pressure recovery curve, which will similarly determine the formation pressure of the formation 21.
После восстановления давлений в пластах 20 и 21 производят стравливание давления в трубке малого диаметра 12 до атмосферного значения и насос 2 запускают в работу. Давление пласта 21 сожмет сильфон 9, приподнимая клапан 10, и продукция пласта 21 начнет поступать в скважину.After the pressure is restored in the reservoirs 20 and 21, the pressure in the tube of small diameter 12 is vented to atmospheric pressure and the pump 2 is put into operation. The pressure of the formation 21 will compress the bellows 9, raising the valve 10, and the products of the formation 21 will begin to flow into the well.
В расчетах дебит нижнего пласта Q2 определяется:In the calculations, the flow rate of the lower layer Q 2 is determined by:
QC - общий дебит скважины, замеренный на поверхности.Q C - total well flow rate measured at the surface.
Дебиты воды пластов 20 и 21 рассчитываются:The water flow rates of strata 20 and 21 are calculated:
где В - влагосодержание пласта 21 (дол.ед.), замеренное прибором 14.where B is the moisture content of the formation 21 (dol.ed.), measured by the device 14.
где QB - дебит воды, замеренный на поверхности.where Q B is the water flow rate measured on the surface.
Предложенное техническое решение может быть использовано и для скважин, оборудованных штанговыми насосами.The proposed technical solution can be used for wells equipped with sucker rod pumps.
Технико-экономическим преимуществом заявляемого решения является простота, надежность оборудования и достаточного высокая точность определения параметров работы пластов.The technical and economic advantage of the proposed solution is the simplicity, reliability of the equipment and a sufficiently high accuracy in determining the parameters of the formation.
ЛитератураLiterature
1. Патент РФ №69146 на полезную модель. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов. Заявл. 13.04.2006. Опубл. 10.12.2007. БИ №34.1. RF patent No. 69146 for a utility model. Installation for simultaneous and separate operation of two layers. Claim 04/13/2006. Publ. 12/10/2007. BI No. 34.
2. Патент РФ №73391 на полезную модель. Скважинная установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл.06.12.2007. Опубл. 20.05.2008. БИ №14.2. RF patent No. 73391 for a utility model. Downhole installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate oil production. Declared Dec 6, 2007. Publ. 05/20/2008. BI No. 14.
3. Патент РФ №2443852. Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов. Заявл. 05.04.2010.3. RF patent No. 2443852. Installation for periodic separate oil production from two layers. Claim 04/05/2010.
4. Патент РФ №74163 на полезную модель. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 06.12.2007. Опубл. 20.06.2008. БИ №17.4. RF patent No. 74163 for utility model. Well pumping unit for simultaneous and separate oil production. Claim 12/06/2007. Publ. 06/20/2008. BI No. 17.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012132575/03A RU2503802C1 (en) | 2012-07-30 | 2012-07-30 | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012132575/03A RU2503802C1 (en) | 2012-07-30 | 2012-07-30 | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2503802C1 true RU2503802C1 (en) | 2014-01-10 |
Family
ID=49884733
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012132575/03A RU2503802C1 (en) | 2012-07-30 | 2012-07-30 | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2503802C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
| RU2567249C1 (en) * | 2014-05-30 | 2015-11-10 | Асгар Маратович Валеев | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
| RU2620700C1 (en) * | 2016-04-21 | 2017-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Controlled well electromechanical valve |
| EA030727B1 (en) * | 2015-12-31 | 2018-09-28 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same |
| RU2724084C2 (en) * | 2018-05-04 | 2020-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" (ООО "РН-БашНИПИнефть") | Unit for simultaneous separate operation of formations |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4839644A (en) * | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
| RU2059796C1 (en) * | 1992-10-27 | 1996-05-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for well designing and operation and plant for well operation |
| RU2297521C1 (en) * | 2006-07-18 | 2007-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation |
| RU85546U1 (en) * | 2009-03-30 | 2009-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон"" | COMPLEX FOR OIL PRODUCTION FROM TWO HORIZONS WITH THE JOINTLY-SEPARATE METHOD AND VALVE BLOCK FOR HIM |
| RU2443852C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Plant for periodic separate production of oil from two beds |
-
2012
- 2012-07-30 RU RU2012132575/03A patent/RU2503802C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4839644A (en) * | 1987-06-10 | 1989-06-13 | Schlumberger Technology Corp. | System and method for communicating signals in a cased borehole having tubing |
| RU2059796C1 (en) * | 1992-10-27 | 1996-05-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for well designing and operation and plant for well operation |
| RU2297521C1 (en) * | 2006-07-18 | 2007-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for simultaneous separate extraction of well product and for forcing water into formation |
| RU85546U1 (en) * | 2009-03-30 | 2009-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон"" | COMPLEX FOR OIL PRODUCTION FROM TWO HORIZONS WITH THE JOINTLY-SEPARATE METHOD AND VALVE BLOCK FOR HIM |
| RU2443852C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Plant for periodic separate production of oil from two beds |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2567249C1 (en) * | 2014-05-30 | 2015-11-10 | Асгар Маратович Валеев | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
| RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
| EA030727B1 (en) * | 2015-12-31 | 2018-09-28 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same |
| RU2620700C1 (en) * | 2016-04-21 | 2017-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Controlled well electromechanical valve |
| RU2724084C2 (en) * | 2018-05-04 | 2020-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "РН-БашНИПИнефть" (ООО "РН-БашНИПИнефть") | Unit for simultaneous separate operation of formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2517294C1 (en) | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) | |
| RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
| RU2513796C1 (en) | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump | |
| RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2371576C1 (en) | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) | |
| RU2449114C1 (en) | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation | |
| RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
| RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
| RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
| RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
| RU2598256C1 (en) | Method for hydrodynamic tests of exploitation well formation (versions) | |
| RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
| RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
| RU2542071C2 (en) | Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions) | |
| RU2540720C1 (en) | Development of oil seam by horizontal well extensions | |
| RU141922U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
| RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
| RU2738615C1 (en) | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string | |
| RU2591061C2 (en) | Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions) | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| RU2335626C1 (en) | Facility of well for simultaneous-separate operation of two beds | |
| RU141988U1 (en) | BAR PUMP UNIT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
| RU124744U1 (en) | INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS) | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140731 |