RU2567249C1 - Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump - Google Patents
Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2567249C1 RU2567249C1 RU2014122121/03A RU2014122121A RU2567249C1 RU 2567249 C1 RU2567249 C1 RU 2567249C1 RU 2014122121/03 A RU2014122121/03 A RU 2014122121/03A RU 2014122121 A RU2014122121 A RU 2014122121A RU 2567249 C1 RU2567249 C1 RU 2567249C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- oil
- formation
- bed
- pump
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности при добыче нефти на залежах с существенными различиями параметров работы пластов. При одновременно-раздельной эксплуатации скважины необходим раздельный учет дебита каждого пласта, обводненности жидкостей, забойных и пластовых давлений обоих пластов.The invention relates to the oil industry for oil production in deposits with significant differences in the parameters of the reservoir. With simultaneous and separate operation of the well, separate accounting of the flow rate of each formation, water cut of liquids, bottomhole and formation pressures of both layers is necessary.
Для одновременно-раздельной эксплуатации скважины (ОРЭ) с УЭЦН применяются установки, в которых отбор продукции нижнего пласта производится приемным патрубком насоса, проходящим через пакер /1/. Приемный патрубок имеет телескопический разъем для предотвращения нагрузок на корпус насоса при посадке пакера и работе оборудования. Недостатком эксплуатации устройства является отсутствие возможности раздельного учета продукции пластов.For simultaneous and separate operation of the well (ORE) with ESP, installations are used in which the selection of products of the lower reservoir is made by the receiving pipe of the pump passing through the packer / 1 /. The receiving pipe has a telescopic connector to prevent loads on the pump housing when the packer is planted and equipment is in operation. The disadvantage of the operation of the device is the lack of the possibility of separate accounting for the production of layers.
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти /2/. Для раздельного учета добычи нефти производится перекрытие проходного сечения приемного патрубка установки запорным органом, приводимым в движение сжатым газом, поступающим по трубке малого диаметра с дневной поверхности. После перекрытия патрубка производят остановку УЭЦН и запись кривой восстановления давления верхнего пласта. Дебит верхнего пласта определяют расчетным путем измерением динамического уровня жидкости в затрубном пространстве сразу после остановки скважины.Known borehole pumping unit for simultaneous and separate oil production / 2 /. For separate accounting of oil production, the passage section of the installation inlet is blocked by a shut-off body, driven by compressed gas supplied through a small-diameter pipe from the day surface. After the pipe is shut off, the ESP is stopped and the pressure recovery curve of the upper reservoir is recorded. The flow rate of the upper reservoir is determined by calculation by measuring the dynamic level of fluid in the annulus immediately after stopping the well.
Недостаток такого способа состоит в необходимости остановки скважины для измерений, что связано с потерями в добыче нефти и изменениями притока жидкости к забою.The disadvantage of this method is the need to stop the well for measurements, which is associated with losses in oil production and changes in fluid flow to the bottom.
Известно устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /3/. Раздельный учет продукции двух пластов производится перекрытием приемного патрубка насоса или затрубного пространства с помощью пакеров, в которые подается сжатый газ по трубке малого диаметра с устья скважины. В период перекрытия производится замер продукции работающего пласта.A device for separate measurement of products at the same time-separate operation of the well, equipped with an electric centrifugal pump / 3 /. Separate accounting of the production of two layers is done by blocking the pump inlet or the annulus with the help of packers, into which compressed gas is supplied through a small diameter pipe from the wellhead. During the overlap period, production of the working formation is measured.
Недостаток устройства состоит в необходимости спуска трубки малого диаметра от устья на всю глубину спуска насоса, что связано с большими рисками повреждения трубки не только при спуске оборудования, но и в период работы насоса.The disadvantage of this device is the necessity of lowering the tube of small diameter from the mouth to the entire depth of the descent of the pump, which is associated with high risks of damage to the tube not only during the descent of the equipment, but also during the operation of the pump.
Наиболее близким к предлагаемому является способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом /4/. Суть способа состоит в остановке скважины и перекрытии поступления продукции нижнего пласта через приемный патрубок за счет снижения давления на запорный орган в этом патрубке, гидравлически связанный с участком напорной линии между выкидом насоса и обратным клапаном в колонне насосно-компрессорных труб, а обводненность продукции нижнего пласта определяют по глубинам расположения уровней раздела фаз в приемном патрубке насоса после расслоения трехфазной продукции в период остановки насоса.Closest to the proposed is a method for simultaneous and separate operation of a waterlogged well equipped with an electric centrifugal pump / 4 /. The essence of the method consists in stopping the well and blocking the inflow of production of the lower layer through the receiving pipe by reducing pressure on the shut-off element in this pipe, hydraulically connected to the section of the pressure line between the pump discharge and the check valve in the tubing string, and the water cut of the lower formation determined by the depths of the levels of the phase separation in the receiving pipe of the pump after separation of the three-phase products during the pump stop.
Способ, выбранный в качестве прототипа, обладает тем же недостатком, состоящим в необходимости остановки электроцентробежного насоса на период проведения измерений.The method selected as a prototype has the same drawback consisting in the need to stop the electric centrifugal pump for the period of measurements.
Технической задачей предложенного способа является использование для отключения одного из пластов высокого давления жидкости в нижней части колонны насосно-компрессорных труб при сохранении условий дренирования нефти из оставшегося работающего пласта.The technical task of the proposed method is to use to shut off one of the high pressure formations of the liquid in the lower part of the tubing string while maintaining the drainage conditions of the oil from the remaining working formation.
Поставленная техническая задача решается тем, что в известном способе, включающем отбор продукции нижнего пласта через приемный патрубок, проходящий через пакер, разделяющий пласты, поступление ее в смеси с продукцией верхнего пласта из надпакерной зоны скважины в прием насоса, измерение общего дебита жидкости и ее обводненности на дневной поверхности, измерение давления на приеме и параметров работы насоса с помощью модуля телеметрической системы, установленного под погружным электродвигателем насоса, измерение давления на забое нижнего пласта с помощью глубинного манометра, соединенного кабелем с модулем телеметрической системы, перекрытие поступления продукции одного из пластов с помощью гидравличекого пакера с передачей давления по трубке малого диаметра для проведения замеров параметров работы другого пласта, определение дебитов нефти и воды перекрываемого пласта путем вычитания из общих дебитов нефти и воды скважины дебитов работающего пласта, согласно изобретению для проведения замеров перекрытие пласта с меньшим дебитом нефти производят спуском груза в нижнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, открывающего за счет собственного веса доступ жидкости высокого давления из колонны труб по трубке малого диаметра в гидравлический пакер, а после перекрытия пласта производят уменьшение оборотов погружного двигателя преобразователем частоты тока электропривода для поддержания давления на приеме насоса, равным давлению до перекрытия пласта, после чего производят замеры дебитов нефти и воды на дневной поверхности.The stated technical problem is solved by the fact that in the known method, including the selection of production of the lower reservoir through the receiving pipe passing through the packer separating the reservoirs, entering it in a mixture with the production of the upper reservoir from the overpacker zone of the well to the pump intake, measuring the total flow rate of the fluid and its water cut on the day surface, measuring the pressure at the inlet and pump operation parameters using the telemetry system module installed under the submersible pump motor, measuring the bottom hole pressure formation using a depth gauge connected by a cable to the telemetry system module, shutting off the production of one of the layers using a hydraulic packer with transmitting pressure through a small diameter pipe to measure the parameters of the other formation, determining the oil and water flow rates of the blocked formation by subtracting from the total production rates of oil and water wells production rates of the working formation, according to the invention for measurements, the overlap of the formation with a lower oil production rate is carried out by lowering the load the lower part of the tubing string, which, due to its own weight, opens up the access of high-pressure fluid from the tubing string through a small-diameter pipe to the hydraulic packer, and after the formation is shut off, the submersible motor is reduced in speed by the electric drive current frequency converter to maintain the pressure at the pump intake equal to the pressure before the overlap of the reservoir, after which the production rates of oil and water on the surface are measured.
На рис. 1, 2 и 3 показаны схемы реализации способа при временном отключении нижнего пласта (рис. 1), верхнего пласта (рис. 2), а также узла отключения пластов в нижней части колонны труб 2 (рис. 3).In fig. Figures 1, 2 and 3 show the implementation diagrams of the method for temporary shutdown of the lower layer (Fig. 1), the upper layer (Fig. 2), and also the shutdown unit in the lower part of the pipe string 2 (Fig. 3).
В скважину 1 (рис. 1) на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущена электроцентробежная установка, состоящая из основного насоса 3, погружного электродвигателя 4, нижней секции 5 рабочих колес с отверстиями в корпусе для выхода жидкости, полого блока 6 телеметрической системы (ТМС). К нижней секции 5 рабочих колес подсоединен приемный патрубок 7, проходящий через пакер 8, разделяющий верхний 9 и нижний 10 продуктивные пласты. Внутри приемного патрубка 7 размещен гидравлический пакер 11 (на рис. 2 показан случай размещения пакера 11 с наружной стороны патрубка 7). Блок ТМС 6 геофизическим кабелем 12 соединен с глубинным манометром 13, расположенным в интервале перфорации нижнего 10. Гидравлический пакер 11 соединен трубкой малого диаметра 14 с узлом переключения пластов, расположенным в нижней части колонны труб 2. Трубка 14 проходит с наружной стороны насоса. Узел переключения пластов включает груз 15, спускаемый в колонну труб 2 с устья на скребковой проволоке через лубрикатор (на рис. 1 и 2 не показан). Трубка малого диаметра 14 проходит через защитный кожух 17 и отверстие 18 в колонне труб 2. Ниже отверстия 18 в колонне 2 выполнено отверстие 19. Основным элементом узла отключения является подвижный плунжер 16 с кольцевой выемкой 22, герметично расположенный в трубах 2. Плунжер 16 снизу поджат пружиной 20, опирающейся на кольцевой выступ (упор) 21 в трубах 2. Вертикальные перемещения плунжера 16 ограничены стопорным болтом 23, входящим в выемку 22. В рабочем положении отверстия 18 и 19 не выходят за пределы выемки 22 плунжера 16. Над сбивным клапаном 20 установлен упор 22 для пружины 23, на которую опирается плунжер 24 со ступенчатой выемкой 25 на внешней поверхности. Крайние верхнее и нижнее положения плунжера ограничены стопорным винтом 26. Узел переключения пластов расположен в трубах 2 непосредственно над обратным 24 и сбивным 25 клапанами. Приемный патрубок 7 имеет телескопический разъем 26 для компенсации вибраций и устранения нагрузок на пакер 8 при спуске и работе насоса. Вход геофизического кабеля 12 в приемный патрубок 7 выполнен ниже пакера 11 в случае, показанном на рис. 1, и выше пакера 11, показанного на рис. 2.An electric centrifugal unit was launched into the well 1 (Fig. 1) on the
Блок ТМС позволяет измерять давления жидкости как на приеме УЭЦН, так и на забое нижнего пласта.The TMS unit allows you to measure fluid pressure both at the ESP unit and at the bottom of the lower reservoir.
Пакер 11 содержит упругую оболочку, которая под избыточным давлением изнутри растягивается и, прижимаясь к трубам, герметизирует приемный патрубок 7 (рис. 1) или затрубное пространство (рис. 2). При сбросе избыточного давления упругая оболочка возвращается в прежнее положение и обеспечивает проток жидкости соответственно через приемный патрубок или затрубное пространство.The
Место установки пакера 11 зависит от расположения высоконапорного пласта с большим дебитом. При верхнем расположении этого пласта пакер 14 устанавливается внутри приемного патрубка 7 (рис. 1), в противном случае - снаружи его (рис. 2).The installation location of the
Способ раздельного замера продукции пластов при верхнем расположении высоконапорного пласта (рис. 1) осуществляется следующим образом. Вначале в скважине 1 устанавливают пакер 8 с нижней частью приемного патрубка 7 и внешним цилиндром телескопического разъема 26 на верхнем конце. Далее в скважину спускают электроцентробежную установку с верхней частью патрубка 7 и внутренним цилиндром телескопического разъема 26 на конце, гидравлическим пакером 11, глубинным манометром 13, подвешенным к насосу геофизическим кабелем 12. При спуске внутренний цилиндр телескопического разъема 26 входит во внешний, обеспечивая герметичность патрубка 7. При этом глубинный манометр 13, войдя во внутрь нижней части патрубка 7, проходит по нему до кровли нижнего пласта 10.The method of separate measurement of formation products at the upper location of a high-pressure formation (Fig. 1) is as follows. First, a
После спуска установка включается в работу. Нижняя секция 5 насоса производит откачку продукции нижнего пласта 10 через приемный патрубок 7. Эта продукция выходит в ствол скважины через отверстия в корпусе насоса и, смешиваясь с продукцией верхнего пласта 9, входит в приемный модуль насоса 3 и откачивается по колонне труб 2 на дневную поверхность. При этом эластичная оболочка пакера 11 находится в сжатом состоянии и обеспечивает свободный доступ жидкости пласта 10 к приему нижней секции 5 насоса. В этот период эксплуатации УЭЦН производятся замеры дебитов нефти и воды скважины на дневной поверхности, а также забойного давления пласта 10 и давления на приеме УЭЦН, которое пересчитывается на забойное давление пласта 9 по средней плотности жидкости на участке от приема УЭЦН до кровли пласта 9.After the descent, the installation is included in the work. The
Для проведения раздельного замера продукции пластов 9 и 10 производят спуск в колонну труб 2 при работающем насосе 3 груза 15, который своим весом отжимает плунжер 16 вниз до упора, сжав пружину 20 и сообщив полость колонны труб 2 с трубкой малого диаметра 14. После этого жидкость под высоким давлением из колонны труб 2 поступит по трубке 14 в гидравлический пакер 11 и, разжав упругую оболочку пакера, перекроет приемный патрубок 7. При этом отверстие 19 в трубах 2 будет продолжать оставаться перекрытым плунжером 16.To conduct separate measurements of the products of
После отключения таким образом нижнего пласта насос 3 начнет откачивать только продукцию верхнего пласта 9. Динамический уровень жидкости в затрубном пространстве скважины начнет понижаться. Для сохранения дебита верхнего пласта будет необходимо сохранение давления на приеме насоса прежним, который был до отключения нижнего пласта. С этой целью производят корректировку (снижение) оборотов вала насоса преобразователем частоты тока электропривода насоса с контролем давления на приеме с помощью ТМС. Поддержание давления на приеме насоса прежним позволяет отбирать из скважины жидкость с дебитом, который соответствовал дебиту верхнего пласта до отключения нижнего. После выхода скважины на стационарный режим работы производятся измерения дебита и обводненности на поверхности. Полученные значения будут соответствовать параметрам верхнего пласта. Параметры нижнего пласта рассчитываются вычитанием полученных значений от суммарных значений выполненных ранее измерений.After shutting down the lower formation in this way, the
При нижнем расположении высоконапорного пласта (рис. 2) пакер 11 перекрывает верхний пласт 9. В остальном реализация способа осуществляется аналогичным образом. При этом перекрытие верхнего пласта позволяет замерить дебиты нижнего пласта, а дебиты верхнего определяют расчетным путем.With the lower location of the high-pressure formation (Fig. 2), the
После проведения измерений груз 15 извлекают из колонны труб 2 и установку возвращают в прежний режим работы увеличением числа оборотов вала насоса преобразователем частоты тока станции управления. При этом избыточное давление из пакера 11 через трубку 15 и отверстие 19 стравится в скважину благодаря тому, что давление внутри пакера соответствовало давлению в колонне труб 2, а давление в скважине - давлению на приеме насоса. Поэтому упругая оболочка пакера сожмется, примет прежнюю форму и обеспечит пропуск жидкости через патрубок 7 или затрубное пространство скважины.After the measurements, the
В предложенном способе необходимость перекрытия низконапорного пласта вызвана возможностью доведения подачи УЭЦН до значения дебита высоконапорного пласта небольшим изменением частоты тока электропривода, что может оказаться невозможным при перекрытии высоконапорного пласта.In the proposed method, the need to shut off the low-pressure formation is caused by the possibility of bringing the ESP flow rate to the flow rate of the high-pressure formation by a small change in the frequency of the electric drive current, which may not be possible when the high-pressure formation is closed.
Способ осуществляется аналогичным образом и в случае спуска в скважину обычного насоса без дополнительной нижней ступени 5. Выполнение плунжера 16 с максимальным приближением внутреннего диаметра к диаметру колонны труб 2 позволяет без осложнений сбрасывать в трубы 2 обычный груз (лом) и сбивать клапан 25 для слива жидкости из труб 2 при подъеме оборудования.The method is carried out in a similar way in the case of the descent of a conventional pump into the well without an additional
Технико-экономическим преимуществом заявляемого способа является обеспечение надежности технологии перекрытия пластов.The technical and economic advantage of the proposed method is to ensure the reliability of the technology of overlapping layers.
ЛитератураLiterature
1. Патент РФ №120407 на полезную модель. Установка электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной эксплуатации нефтяных скважин. Заявл. 10.04.2012. Опубл. 20.09.2012. БИ №26.1. RF patent No. 120407 for utility model. Installation of an electric centrifugal pump for simultaneous and separate operation of oil wells. Claim 04/10/2012. Publ. 09/20/2012. BI No. 26.
2. Патент РФ №2503802 C1. Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти. Заявл. 30.07.2012. Опубл. 10.01.2014. БИ №1.2. RF patent No. 2503802 C1. Well pumping unit for simultaneous and separate oil production. Claim 07/30/2012. Publ. 01/10/2014. BI No. 1.
3. Устройство раздельного замера продукции при одновременно-раздельной эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Решение о выдаче патента на полезную модель по заявке №2013158564/03(091235) от 27.12.2013 г.3. A device for separate measurement of products during simultaneous and separate operation of a well equipped with an electric centrifugal pump. The decision to grant a patent for a utility model by application No. 2013158564/03 (091235) dated 12/27/2013.
4. Патент РФ №2513796. Способ одновременно-раздельной эксплуатации обводненной скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. Заявл. 06.12.2012. Опубл. 20.04.2014. БИ №11.4. RF patent No. 2513796. The method of simultaneous and separate operation of a waterlogged well equipped with an electric centrifugal pump.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014122121/03A RU2567249C1 (en) | 2014-05-30 | 2014-05-30 | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2014122121/03A RU2567249C1 (en) | 2014-05-30 | 2014-05-30 | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2567249C1 true RU2567249C1 (en) | 2015-11-10 |
Family
ID=54536950
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2014122121/03A RU2567249C1 (en) | 2014-05-30 | 2014-05-30 | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2567249C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2797149C1 (en) * | 2022-12-09 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for separate examination of two formations in their simultaneous and separate operation by one well |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU118681U1 (en) * | 2012-02-17 | 2012-07-27 | Владимир Александрович Афанасьев | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL |
RU124744U1 (en) * | 2012-06-14 | 2013-02-10 | Марат Давлетович Валеев | INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS) |
RU2503802C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-10 | Марат Давлетович Валеев | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
RU2512228C1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
RU2513796C1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump |
-
2014
- 2014-05-30 RU RU2014122121/03A patent/RU2567249C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU118681U1 (en) * | 2012-02-17 | 2012-07-27 | Владимир Александрович Афанасьев | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS THROUGH ONE WELL |
RU124744U1 (en) * | 2012-06-14 | 2013-02-10 | Марат Давлетович Валеев | INSTALLATION OF A WELL PUMP FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS (OPTIONS) |
RU2503802C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-10 | Марат Давлетович Валеев | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
RU2513796C1 (en) * | 2012-12-06 | 2014-04-20 | Марат Давлетович Валеев | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump |
RU2512228C1 (en) * | 2012-12-19 | 2014-04-10 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2797149C1 (en) * | 2022-12-09 | 2023-05-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for separate examination of two formations in their simultaneous and separate operation by one well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
RU2344274C1 (en) | Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions) | |
RU2513796C1 (en) | Method for dual operation of water-producing well equipped with electric centrifugal pump | |
RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
RU2503802C1 (en) | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
RU2550633C1 (en) | Aggregate for dual bed operation in well | |
RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
RU2604897C1 (en) | Pump unit for beds in well operation | |
RU2567249C1 (en) | Method for separate production rate measurement at dual operation of borehole complete with electric centrifugal pump | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2559999C2 (en) | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation | |
RU2464413C1 (en) | Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions) | |
RU141922U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
CN114856495B (en) | Underground device for testing gas water production profile of coal bed gas combined well | |
RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
RU2330936C2 (en) | Method of lifting of fluid from well | |
RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
RU2498052C2 (en) | Pump assembly for operation of beds in well | |
RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
RU90121U1 (en) | INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160531 |