RU2574655C1 - Sucker rod pump unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs - Google Patents
Sucker rod pump unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs Download PDFInfo
- Publication number
- RU2574655C1 RU2574655C1 RU2014154484/03A RU2014154484A RU2574655C1 RU 2574655 C1 RU2574655 C1 RU 2574655C1 RU 2014154484/03 A RU2014154484/03 A RU 2014154484/03A RU 2014154484 A RU2014154484 A RU 2014154484A RU 2574655 C1 RU2574655 C1 RU 2574655C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cylinder
- sucker rod
- pump
- rod pump
- channel
- Prior art date
Links
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 title claims abstract description 19
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 18
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 claims description 4
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 7
- 230000037250 Clearance Effects 0.000 abstract 2
- 230000035512 clearance Effects 0.000 abstract 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 12
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 3
- 241000282326 Felis catus Species 0.000 description 1
- 101700050571 SUOX Proteins 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным штанговым насосным установкам.The invention relates to the oil industry, in particular to downhole sucker rod pumping units.
Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент РФ №2221136, БИ №1 за 2004 г., аналог), содержащая колонну лифтовых труб пакер, хвостовик и штанговый насос с основным и дополнительным боковым всасывающими клапанами.A known installation for simultaneous and separate operation of two layers in a well (RF patent No. 2221136, BI No. 1 for 2004, analogue), containing a packer pipe string, a liner and a sucker rod pump with a main and additional side suction valves.
Недостатком установки является сложности проводимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого объекта эксплуатации, поскольку продукция обоих пластов смешивается и на поверхность поднимается единым лифтом. Кроме этого, большой поперечный габарит насоса, из-за размещенного сбоку от цилиндра дополнительного всасывающего клапана, ограничивает возможность спуска в скважины с уменьшенным диаметром эксплуатационной колонны (ЭК).The disadvantage of the installation is the complexity of the work carried out at the well in determining the flow rate and water cut of each object of operation, since the products of both layers are mixed and rise to the surface with a single elevator. In addition, the large transverse dimension of the pump, due to the additional suction valve located on the side of the cylinder, limits the possibility of descent into wells with a reduced diameter of the production string (EC).
Наиболее близкой по технической сущности к предлагаемой является установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине (патент №2377395, Бюл. №36, 27.12.2009 г., прототип). Установка включает колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик, штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, размещенным в кожухе, двухканальный корпус, в один из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан, а второй канал сообщен с входом штангового насоса.The closest in technical essence to the proposed is the installation for simultaneous and separate operation of two layers in the well (patent No. 2377395, Bull. No. 36, 12/27/2009, prototype). The installation includes a column of lift pipes, a packer, a liner, a sucker rod pump with a side hole in the cylinder located in the casing, a two-channel housing, in one of the channels of which an additional suction valve is placed, and the second channel is in communication with the inlet of the sucker rod pump.
Общим недостатком известных установок является сложность и трудоемкость проводимых работ на скважине по определению дебита и обводненности каждого объекта эксплуатации. Для обеспечения отбора жидкости только из нижнего объекта производится закрытие бокового отверстия цилиндра насоса плунжером (временное исключение отбора жидкости из верхнего объекта). При этом на устье скважины устанавливают необходимую длину хода СК, и при помощи полированного штока осуществляют переподгонку плунжера в цилиндре насоса таким образом, чтобы нижний торец плунжера перемещался только в пределах от нижней мертвой точки (НМТ) до бокового отверстия цилиндра. В случае нехватки длины полированного штока на устье скважины добавляют полуштанги. Эти работы проводятся в отдельных случаях (при большом расстоянии бокового отверстия от всасывающего клапана) с привлечением бригады подземного ремонта скважины (ПРС). Кроме этого, при использовании на скважине цепного привода (ПЦ), вовсе отсутствует возможность определения индивидуальных дебитов и обводненности каждого объекта путем исключения отбора жидкости одного из объектов, поскольку длина хода ПЦ неизменна, т.е. не регулируется.A common disadvantage of the known installations is the complexity and complexity of the ongoing work on the well to determine the flow rate and water cut of each object of operation. To ensure fluid withdrawal only from the lower object, the side opening of the pump cylinder is closed with a plunger (temporary exclusion of liquid withdrawal from the upper object). At the same time, the required stroke length is established at the wellhead, and using a polished rod, the plunger is re-fitted in the pump cylinder so that the lower end of the plunger moves only from the bottom dead center (BDC) to the side hole of the cylinder. In case of shortage of polished rod length, half-bars are added at the wellhead. These works are carried out in individual cases (with a large distance of the side opening from the suction valve) with the involvement of the underground well repair team (ORS). In addition, when using a chain drive (PC) at the well, it is not at all possible to determine the individual production rates and watering of each object by eliminating the fluid withdrawal of one of the objects, since the stroke length of the PC is unchanged, i.e. not regulated.
Технической задачей, решаемой предлагаемой установкой, является упрощение и сокращение производимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта и обеспечение возможности определения этих же параметров работы скважины, оборудованной цепным приводом.The technical problem solved by the proposed installation is to simplify and reduce the work performed in the well when determining the flow rate and watering of each exploited formation and providing the ability to determine the same parameters of the well equipped with a chain drive.
Указанная задача решается тем, что в штанговой насосной установке для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающей колонну лифтовых труб, пакер, хвостовик и штанговый насос с боковым отверстием в цилиндре, делящим этот цилиндр на две части, пропорциональные производительностям соответствующих пластов, размещенным в кожухе над двухканальным корпусом, в одном из каналов которого размещен дополнительный всасывающий клапан с выходом в зазор между кожухом и цилиндром, а второй канал сообщен с входом штангового насоса, входы первого и второго каналов сообщены с надпакерным пространством скважины и хвостовиком или, наоборот, согласно изобретению штанговый насос выполнен вставным с удлиненным нижним манжетным креплением и якорным башмаком, сообщенным с выходом двухканального переходника, зазор между цилиндром и кожухом над боковым отверстием цилиндра герметизирован уплотнительной катушкой с манжетами и запорным элементом, которая верхним концом соединена с подгоночным патрубком, оборудованном на стыке с колонной лифтовых труб перевернутым якорным башмаком механического крепления вставного насоса, а верхняя часть цилиндра снабжена перевернутым замком соответствующего верхнего механического крепления. Причем верхняя поверхность уплотнительного кольца якорного башмака располагается ниже торца пружины перевернутого замка на расстоянии равном от бокового отверстия цилиндра до середины запорного элемента уплотнительной катушки. При этом цилиндр насоса с наружной стороны выше и ниже бокового отверстия в пределах расположения уплотнительной катушки имеет отшлифованную поверхность.This problem is solved by the fact that in a sucker rod pump installation for simultaneous and separate operation of two layers, including an elevator pipe string, a packer, a liner and a sucker rod pump with a side hole in the cylinder dividing this cylinder into two parts proportional to the productivity of the respective layers located in the casing above a two-channel housing, in one of the channels of which an additional suction valve is placed with an exit to the gap between the casing and the cylinder, and the second channel is in communication with the inlet of the sucker rod pump, input The first and second channels are in communication with the over-packer space of the well and the liner, or, conversely, according to the invention, the sucker rod pump is plug-in with an elongated lower cuff mount and an anchor shoe in communication with the output of the two-channel adapter, the gap between the cylinder and the casing above the side opening of the cylinder is sealed with a sealing coil with cuffs and a locking element, which is connected with an upper end to a fitting pipe equipped with an inverted anchor tower at the junction with the column of elevator pipes This is the mechanical fastening of the plug-in pump, and the upper part of the cylinder is equipped with an inverted lock of the corresponding upper mechanical fastening. Moreover, the upper surface of the sealing ring of the anchor shoe is located below the end of the spring of the inverted lock at a distance equal to the side opening of the cylinder to the middle of the locking element of the sealing coil. Moreover, the pump cylinder on the outside above and below the side opening within the location of the sealing coil has a ground surface.
На фиг. 1 изображена схема расположения нижней ча сти установки при совместной эксплуатации двух пластов, на фиг. 2 - схема верхней части штангового насоса установки.In FIG. 1 shows the layout of the lower part of the installation during the joint operation of two layers, FIG. 2 is a diagram of the top of the pump rod pump.
На фиг. 3 показана схема штангового насоса при исследовании одного из пластов, на фиг. 4 - схема двухканального переходника штангового насоса при забойном давлении нижнего пласта, превышающем забойное давление верхнего.In FIG. 3 shows a diagram of a sucker rod pump in the study of one of the layers, in FIG. 4 is a diagram of a two-channel rod pump adapter with bottomhole pressure of the lower layer exceeding the bottomhole pressure of the upper one.
Установка содержит (см. фиг. 1) колонну лифтовых труб 1, пакер 2, который хвостовиком 3 соединен со вставным штанговым насосом 4 с нижним удлиненным манжетным креплением 5 и якорным башмаком 6. Насос 4 содержит плунжер 7 со штоком 8, соединенным с колонной штанг (не показан) и цилиндр 9 с отверстием 10 и основным всасывающим клапаном 11. На цилиндр 9 надет кожух 12 с зазором 13 для протекания жидкости к отверстию 10. К нижнему концу кожуха 12 присоединен двухканальный переходник 14 с каналом 15, соединенным с основным всасывающим клапаном 11 с помощью эксцентричного переходника 16 с патрубком (не обозначен) и удлиненного манжетного крепления 5, и с каналом 17, соединенным с входом дополнительного всасывающего клапана 18, выход которого сообщается зазором 13. В зависимости от условий эксплуатации установки двухканальный переходник 14 выполняется в двух вариантах (см. фиг. 4), т.е. входами один из каналов 15 или 19 сообщен с межтрубном пространством 21, а другой 15 или 17 - хвостовиком 3. При этом в обоих вариантах вход хвостовика 3 сообщен с пространством 20 под пакером 2, разобщающий нижний пласт 21 от верхнего 22, последний который сообщен с межтрубным пространством 20. К верхнему концу кожуха 12 над отверстием 10 присоединена уплотнительная катушка 23 с манжетами 24 и запорным элементом 25 в виде кольца из фторопласта. Цилиндр 9 насоса с наружной стороны выше и ниже бокового отверстия 10 в пределах расположения уплотнительной катушки 23 имеет отшлифованную поверхность. Уплотнительная катушка 25 сверху подсоединена с подгоночным патрубком 26, оборудованным на стыке с лифтовых труб 1 перевернутым якорным башмаком 27 с уплотнительным кольцом 28 механического крепления вставного насоса по API. При этом верхняя часть цилиндра 8 соответственно оборудована перевернутым замком 29 верхнего механического крепления по API с пружиной 30 и анкерным цилиндром 31.The installation contains (see Fig. 1) a column of
Перед спуском установки в скважину предварительно в механическом цехе выполняют монтаж насоса снизу верх таким образом, что выборочное расстояние (~20 см) от отверстия 10 цилиндра 9 до середины запорного элемента 25 совпадало с расстоянием от нижнего торца пружины 30 замка 29 до верхней поверхности уплотнительного кольца 30 якорного башмака 29. Совпадение этих расстояний осуществляется путем подбора длины подгоночного патрубка 26. Верхний конец штока 8 исполнен под захват автосцепа (не показан) для стыковки колонны штанг со штоком 8 плунжера 7, который спускают в скважину в последнюю очередь.Before launching the installation into the well, the pump is installed in the machine shop from the bottom up so that the selected distance (~ 20 cm) from the
Установка работает следующим образом.Installation works as follows.
При ходе плунжера 7 (см. фиг. 1) вверх под ним создается разрежение, и продукция нижнего пласта 21 через подпакерное пространство 20, хвостовик 3, канал 15 двухканального переходника 14 и основного всасывающего клапана 11 поступает в цилиндр 9 насоса 4. После прохождения нижним торцом плунжера 7 отверстия 10 в цилиндр 9 поступает через межтрубное пространство 19, канал 17, с дополнительным всасывающим клапаном 18, зазор 13 под кожухом 12 и отверстие 10, продукция верхнего пласта 22. При этом основной всасывающий клапан 11 закрывается, т.к. забойное давление на уровне насоса 4 у верхнего пласта 22 больше, чем у нижнего пласта 21. К тому же из-за гидростатического столба жидкости на высоте хвостовика 3 давление на приеме насоса, т.е. в цилиндре, меньше, чем забойное давление нижнего пласта 21. Поэтому в оставшуюся часть хода плунжера 7 поступает продукция только верхнего пласта 22. При ходе вниз жидкость в цилиндре 9 насоса 4 перетекает через плунжер 7, и при следующем ходе все повторяется вновь, а продукция пластов 21 и 22 перекачивается вверх по колонне лифтовых труб 1.During the course of the plunger 7 (see Fig. 1), a vacuum is created below it, and the products of the lower formation 21 through the under-packer space 20, the
В случае если, наоборот, забойное давление нижнего пласта 21 выше, чем у верхнего 22, при спуске штангового насоса 4 применяется другой конструкции двухканальный переходник 14 (см. фиг. 4). Тогда установка работает также, только сначала в цилиндр 9 поступает продукция верхнего пласта 22, а затем после прохождения торцом плунжера 7 отверстия 10, продукция нижнего пласта 21.If, on the contrary, the bottomhole pressure of the lower layer 21 is higher than that of the upper 22, a different design of the two-
Для определения дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта в отдельности осуществляют отбор жидкости только из одного пласта следующим образом.To determine the flow rate and water cut of each operating formation separately, only one reservoir is sampled as follows.
На устье скважины полированный шток (не показан) колонны штанг поднимают до упора верхнего торца плунжера 7 на анкерный цилиндр 31 замка 29, что приводит к повышению веса подвески колонны штанг. Дальнейший подъем подвески колонны штанг приводит к перемещению вверх штангового насоса 4 с оправкой манжетного крепления 18 относительно кожуха 12 и удлиненного цилиндра якорного башмака на ~20 см с повышением веса подвески. При этом происходит прикрытие бокового отверстия 10 цилиндра 9 запорным элементом 25 уплотнительной катушки 23, т.е. отсекается поступление жидкости одним из пластов 21 и 22 в зависимости от режима их эксплуатации с применением разновидности двухканального переходника 14. При повышении веса подвески колонны штанг еще на 500 кг над весом для перемещения подвески, подъем нужно остановить, это означает, что посадочный узел замка 29 упирается в уплотнительное кольцо 28, и пружину 30, фиксированную в якорном башмаке 27, а манжетное крепление 5 остается в пределах удлиненного цилиндра якорного башмака 6 (см. фиг. 3). Для предотвращения смещения цилиндра 9 насоса 4 в кожухе 12 при ходе плунжера 7 вниз предварительно путем изменения угла проточки торца пружины 30 в зависимости от диаметра плунжера насоса 4, подбирают усилие сжатия пружины 30, превышающее усилие срыва от уплотнительного кольца 28.At the wellhead, a polished rod (not shown) of the rod string is lifted to the stop of the upper end of the
Для восстановления рабочего положения плунжера 7 в цилиндре 9, полированный шток спускают и закрепляют в штанговращателе (не показан) на 20 см выше от первоначального положения. Для сохранения первоначального рабочего режима откачки жидкости насосом 4 из замеряемого пласта, уменьшают число качаний привода для достижения линейной скорости откачки жидкости эквивалентно линейной скорости откачки жидкости при совместной работе пластов, т.е. N1*L=N2*L,To restore the working position of the
где N1 и N2 - соответственно число качание привода до исследования и при исследовании скважины, L - длина хода полированного штока привода.where N 1 and N 2 - respectively, the number of swing of the drive before the study and in the study of the well, L is the stroke length of the polished rod of the drive.
По известному значению дебита и обводненности исследуемого пласта определяются эти же параметры другого пласта путем вычета от общего совместного замера продукции скважины.Using the known value of the flow rate and water cut of the investigated formation, the same parameters of the other formation are determined by deducting from the total joint measurement of the well production.
После исследования скважины, т.е. определения дебита и обводненности продукции замеряемого пласта, осуществляют перепосадку штангового насоса 4 в кожухе 12. Для этого на устье скважины освобождают полированный шток от штанговращателя, и медленно спускают штанговую подвеску до полного разгрузки ее веса. За счет полного веса колонны штанг пружина 30 замка 29 срывается из уплотнительного кольца 28. На устье скважины восстанавливают первоначальное положение полированного штока в штанговращателе и запускают скважину для совместной эксплуатации пластов 21 и 22.After exploring the well, i.e. determining the flow rate and water cut of the products of the measured formation, transplant the rod pump 4 in the
Установка позволяет при одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов штанговым насосом существенно сократить объем производимых работ на скважине при определении дебита и обводненности каждого эксплуатируемого пласта, и расширяет возможности определение этих же параметров работы скважины при оборудовании ее длинноходовым цепным приводом (ПЦ).The installation allows for simultaneous and separate operation of two layers with a sucker rod pump to significantly reduce the amount of work performed in the well when determining the flow rate and water cut of each operating formation, and expands the possibilities for determining the same parameters of the well when equipped with its long-stroke chain drive (PC).
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2574655C1 true RU2574655C1 (en) | 2016-02-10 |
Family
ID=
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA035282B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-05-25 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | System for simultaneous-separate oil production using an integrated bar pump, and method for installing the system in a well |
RU2738615C1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string |
RU2757842C1 (en) * | 2021-04-21 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for tubing string fixing with anchor in wells operated by a rod pump |
CN115874996A (en) * | 2023-02-23 | 2023-03-31 | 西安石油大学 | Separate production process pipe column and using method thereof |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4270608A (en) * | 1979-12-27 | 1981-06-02 | Halliburton Company | Method and apparatus for gravel packing multiple zones |
RU17344U1 (en) * | 2000-08-25 | 2001-03-27 | Инженерно-экономический внедренческий центр ОАО "Сургутнефтегаз" | Borehole PUMP PUMP UNIT |
RU2293215C1 (en) * | 2005-06-20 | 2007-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Oil-well sucker-rod pumping unit |
RU2299974C1 (en) * | 2005-09-26 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Sucker-rod pump assembly |
RU2377395C1 (en) * | 2008-06-09 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Equipment for simultaneous-separate process of two reservoirs of single well |
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4270608A (en) * | 1979-12-27 | 1981-06-02 | Halliburton Company | Method and apparatus for gravel packing multiple zones |
RU17344U1 (en) * | 2000-08-25 | 2001-03-27 | Инженерно-экономический внедренческий центр ОАО "Сургутнефтегаз" | Borehole PUMP PUMP UNIT |
RU2293215C1 (en) * | 2005-06-20 | 2007-02-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" | Oil-well sucker-rod pumping unit |
RU2299974C1 (en) * | 2005-09-26 | 2007-05-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Sucker-rod pump assembly |
RU2377395C1 (en) * | 2008-06-09 | 2009-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Equipment for simultaneous-separate process of two reservoirs of single well |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA035282B1 (en) * | 2017-12-21 | 2020-05-25 | Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" | System for simultaneous-separate oil production using an integrated bar pump, and method for installing the system in a well |
RU2738615C1 (en) * | 2020-07-13 | 2020-12-14 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string |
RU2757842C1 (en) * | 2021-04-21 | 2021-10-21 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for tubing string fixing with anchor in wells operated by a rod pump |
CN115874996A (en) * | 2023-02-23 | 2023-03-31 | 西安石油大学 | Separate production process pipe column and using method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11255171B2 (en) | Method of pumping fluid from a wellbore by a subsurface pump having an interior flow passage in communication with a fluid chamber via a filter positioned in a side wall of a plunger | |
US20170096884A1 (en) | Downhole pump with controlled traveling valve | |
TW200813316A (en) | Dual cylinder lift pump system and method | |
US9151141B1 (en) | Apparatus and method for modifying loading in a pump actuation string in a well having a subsurface pump | |
CN101553641A (en) | Dual cylinder lift pump system and method | |
RU139596U1 (en) | DUAL ACTION Borehole Pump | |
RU2410531C1 (en) | Plant for simultaneously separated bed exploitation | |
RU2627797C1 (en) | Method of pumping oil production with high gas factor | |
RU2370641C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of two beds | |
RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU2498058C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit for water pumping to stratum | |
RU2361115C1 (en) | Bottomhole pump set for product lifting along well flow string | |
RU2574655C1 (en) | Sucker rod pump unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
RU144119U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS) | |
RU133191U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
RU2358156C1 (en) | Installation for simultaneous-separate operation of three reservoirs | |
RU141922U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
CN105358831A (en) | Downhole pumping apparatus and method | |
RU2353808C1 (en) | Plant for dual operation of two beds | |
RU125621U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
US1909493A (en) | Rodless pump | |
RU2528469C1 (en) | Pump unit for separate operation of two beds | |
CN104929595A (en) | Pulsating pressure driving self-balancing piston pump drain device and technological method thereof |