RU2614426C1 - Pump unit for products lift along the casing string - Google Patents

Pump unit for products lift along the casing string Download PDF

Info

Publication number
RU2614426C1
RU2614426C1 RU2015157449A RU2015157449A RU2614426C1 RU 2614426 C1 RU2614426 C1 RU 2614426C1 RU 2015157449 A RU2015157449 A RU 2015157449A RU 2015157449 A RU2015157449 A RU 2015157449A RU 2614426 C1 RU2614426 C1 RU 2614426C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
pump
polished
lifting
space
Prior art date
Application number
RU2015157449A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Камиль Мансурович Гарифов
Фанзат Завдатович Исмагилов
Александр Владимирович Артюхов
Игорь Николаевич Бабичев
Сергей Владимирович Любецкий
Альберт Хамзеевич Кадыров
Александр Владимирович Глуходед
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2015157449A priority Critical patent/RU2614426C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2614426C1 publication Critical patent/RU2614426C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
  • Reciprocating Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: pump unit for the formation products lift along the casing string includes a packer (19), short shank (5), electrical submersible pump (1) with a head (12) for connection to the steel cable (13), pumping fluid from underpacker space (24) of the well to overpacker space (26) through the check valve (4), power cable (3) and pressure sensors (25-27), measuring pressure in the cavities of above and below the packer. The pump (1) is disposed above the packer (19). The packer (19) is made with polished bushing (18) and keys (20). The pump suction (1) through the shank (5) connects with a pin (15), equipped with external keys (17), mating keys (20) of the packer (19) and adapted to sealing entry into a polished bushing (18) of the packer (19).
EFFECT: simplification of the unit design, which allow to take it out from the borehole easy and free, to measure the pressures required for the operation.
8 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам и устройствам для подъема продукции из скважин.The invention relates to the oil industry, in particular to methods and devices for lifting products from wells.

Известна насосная установка для подъема продукции по эксплуатационной колонне (пат. РФ №2215122, МПК E21B 33/122, опубл. Бюл. №30 от 27.10.2003), содержащая электропогружной насос с силовым кабелем, спускаемый на насосных штангах, и пакер.A known pump installation for lifting products along the production casing (US Pat. RF No. 2215122, IPC E21B 33/122, publ. Bull. No. 30 of 10.27.2003), containing an electric submersible pump with a power cable, lowered on sucker rods, and a packer.

Недостатком насосной установки является то, что для ее спуска и подъема, как и для установок с лифтовыми трубами, требуется подъемный агрегат для подземного ремонта скважин из-за наличия штанг.The disadvantage of the pumping unit is that for its lowering and lifting, as well as for installations with lift pipes, a lifting unit is required for underground well repair due to the presence of rods.

Наиболее близка по своей технической сути к предлагаемой беструбная насосная установка (а.с. СССР №240477, МПК E05B, E21B, опубл. Бюл. №12 от 21.03.1969), содержащая электропогружной насос, спускаемый на тросе с короткой трубой и пакером.The tubeless pumping unit (AS USSR No. 240477, IPC E05B, E21B, publ. Bull. No. 12 of 03/21/1969) closest in its technical essence to the proposed one contains an electric submersible pump launched on a cable with a short pipe and packer.

Недостатками установки являются сложность конструкции и низкая надежность, так как после длительной работы будут затруднены распакеровка и извлечение оборудования на тросе из скважины.The disadvantages of the installation are the design complexity and low reliability, since after a long work it will be difficult to unpack and remove the equipment on the cable from the well.

Технической задачей предлагаемой установки является создание простой и надежной насосной установки.The technical task of the proposed installation is to create a simple and reliable pumping unit.

Поставленная техническая задача решается насосной установкой для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне, включающей пакер, короткий хвостовик, электропогружной насос с головкой для соединения с тросом, перекачивающий жидкость из подпакерного пространства скважины в надпакерное через обратный клапан, силовой кабель и датчики давления, измеряющие давление в полостях выше и ниже пакера.The stated technical problem is solved by a pumping unit for lifting formation products along a production string, including a packer, a short liner, an electric submersible pump with a head for connecting to a cable, pumping fluid from the under-packer space of the well to the over-packer through a check valve, power cable and pressure sensors measuring pressure in cavities above and below the packer.

Новым является то, что электропогружной насос размещен выше пакера, пакер выполнен с полированной втулкой и шпонками, прием насоса с помощью хвостовика сообщен с ниппелем, оснащенным наружными шпонками, ответными к шпонкам пакера, и выполненным с возможностью герметичного ввода в полированную втулку пакера.What is new is that the electric submersible pump is placed above the packer, the packer is made with a polished sleeve and dowels, the pump is connected with a nipple equipped with external dowels that are responsive to the packer dowels, and made with the possibility of hermetically entering the packer in the polished sleeve.

Новым является также то, что электропогружной насос выполнен перевернутым.Also new is the fact that the electric submersible pump is made upside down.

Новым является также то, что двигатель помещен в кожух, сообщенный с входом насоса и хвостовиком.Also new is the fact that the engine is housed in a casing in communication with the pump inlet and liner.

Новым является также то, что на выходе или входе насоса дополнительно установлен перепускной клапан, выполненный с возможностью постоянного открытия при натяжении троса.Also new is the fact that an overflow valve is additionally installed at the outlet or inlet of the pump, which is configured to continuously open when the cable is tensioned.

Новым является также то, что обратный клапан расположен снизу полированной втулки пакера.Also new is the fact that the check valve is located below the polished packer sleeve.

Новым является также то, что датчики давления выполнены с возможностью измерения давления в подпакерном пространстве в полостях, сообщенных с приемом насоса, и надпакерном пространстве в полостях за выходом насоса.Also new is the fact that pressure sensors are capable of measuring pressure in the under-packer space in the cavities in communication with the pump intake and in the over-packer space in the cavities behind the pump outlet.

Новым является также то, что полированная втулка пакера выполнена с внутренним расширением около середины, сообщенным отверстием с подпакерным пространством, а датчик давления подпакерного пространства размещен в ниппеле с возможностью сообщения при сопряжении ниппеля и полированной втулки с ее расширением.It is also new that the polished sleeve of the packer is made with an internal expansion near the middle, communicated by an opening with the under-packer space, and the pressure sensor of the under-packer space is placed in the nipple with the possibility of communication when the nipple and the polished sleeve are expanded with it.

На фиг. 1 изображена схема установки с перевернутыми насосами и погружным электродвигателем (ПЭД).In FIG. 1 shows an installation diagram with inverted pumps and a submersible electric motor (SEM).

На фиг. 2 изображена схема с кожухом для ПЭД.In FIG. 2 shows a diagram with a casing for PED.

На фиг. 3 изображена схема установки с обратным клапаном снизу полированной втулки.In FIG. 3 shows an installation diagram with a check valve at the bottom of a polished sleeve.

На фиг. 4 изображена схема установки, у которой полированная втулка выполнена с внутренним расширением.In FIG. 4 shows an installation diagram in which a polished sleeve is made with internal expansion.

Установка (фиг. 1) содержит насос 1 и установленный выше него ПЭД 2 с силовым кабелем 3.The installation (Fig. 1) contains a pump 1 and a PED 2 mounted above it with a power cable 3.

Ниже насоса 1 размещены обратный клапан 4, сообщенный с хвостовиком 5, и перепускной клапан 6 золотникового типа, содержащий корпус 7, герметично сопряженный с ним верхний упор 8, золотник 9 с отверстием 10 и нижний упор 11.Below the pump 1, a check valve 4 is placed, connected with the shank 5, and a spool type bypass valve 6 containing a housing 7, an upper stop 8 sealed to it, a spool 9 with an opening 10 and a lower stop 11.

К ПЭД 2 сверху присоединена головка 12 для присоединения троса 13.The head 12 is attached to the PED 2 from above to attach the cable 13.

На нижнем конце хвостовика 5 присоединен через муфту 14 ниппель 15 с уплотнениями 16 и шпонками 17 в верхней его части.At the lower end of the shank 5, a nipple 15 is connected through a sleeve 14 with seals 16 and dowels 17 in its upper part.

Ниппель 15 герметично сопряжен с полированной втулкой 18 пакера 19 и упирается нижним торцом муфты 14 в торец шпонок 20 пакера 19, при этом шпонки 20 размещаются между шпонками 17.The nipple 15 is hermetically mated to the polished sleeve 18 of the packer 19 and abuts against the lower end of the sleeve 14 against the end face of the keys of the packer 19, while the keys 20 are located between the keys 17.

Пакер 19 установлен в эксплуатационной колонне (ЭК) 21 выше интервала перфорации 22 на продуктивный пласт 23.The packer 19 is installed in the production casing (EC) 21 above the perforation interval 22 on the reservoir 23.

Для измерения давления в подпакерном пространстве 24 на хвостовике 5 установлен датчик 25, а для измерения давления в надпакерном пространстве 26 снаружи ПЭД 2 - установлен датчик давления 27.To measure the pressure in the under-packer space 24, a sensor 25 is installed on the shank 5, and for measuring the pressure in the over-packer space 26 outside the PED 2, a pressure sensor 27 is installed.

На фиг. 2 ПЭД 2 размещен традиционно ниже насоса 1 и помещен в кожух 28, сообщенный снизу с хвостовиком 5.In FIG. 2 PED 2 is traditionally located below the pump 1 and placed in the casing 28, communicated from the bottom with the shank 5.

Обратный 4 и перепускной 6 клапаны размещены над насосом 1, причем корпус 7 перепускного клапана 6 выполнен с отверстием 29 и соединен с головкой 12 для троса 13.The check valve 4 and the bypass valve 6 are placed above the pump 1, and the housing 7 of the bypass valve 6 is made with a hole 29 and connected to the head 12 for the cable 13.

Датчик подпакерного давления 25 размещен снаружи ПЭД 2, а датчик надпакерного давления 27 - снаружи хвостовика 5.The under-packer pressure sensor 25 is located outside the PED 2, and the over-packer pressure sensor 27 is located outside the shank 5.

На фиг. 3 обратный клапан 4 установлен в нижней части полированной втулки 18.In FIG. 3 check valve 4 is installed in the lower part of the polished sleeve 18.

На фиг. 4 полированная втулка 18 выполнена с расширением 30, сообщенным отверстием 31 с подпакерным пространством 24, а датчик 25 подпакерного давления установлен между уплотнениями 16 снаружи ниппеля 15.In FIG. 4, the polished sleeve 18 is made with an extension 30 communicated by the hole 31 with the under-packer space 24, and the under-packer pressure sensor 25 is installed between the seals 16 outside the nipple 15.

Работает установка следующим образом.The installation works as follows.

После монтажа установки ее спускают в скважину на тросе 13 (фиг. 1) с помощью передвижной лебедки (не показана), например каротажного подъемника, до упора нижнего торца муфты 13 в шпонки 20 предварительно установленного в скважине пакера 19.After mounting the installation, it is lowered into the well on a cable 13 (Fig. 1) using a mobile winch (not shown), for example, a logging hoist, to the stop of the lower end of the coupling 13 in the dowels 20 of the packer 19 pre-installed in the well.

При этом ниппель 15 с муфтой 14 входит внутрь полированной втулки 18 и разобщает надпакерное пространство 26 с подпакерным 24.In this case, the nipple 15 with the clutch 14 enters the polished sleeve 18 and divides the over-packer space 26 with the under-packer 24.

После этого подачей электрического тока по силовому кабелю 3 на ПЭД 2 запускают установку.After that, by supplying electric current through the power cable 3 to the PEM 2, the installation is started.

При работе установки продукция пласта 23 через интервал перфорации 22 эксплуатационной колонны 21 поступает в подпакерное пространство 24, далее через ниппель 15, хвостовик 5 и обратный клапан 4 на вход насоса 1 и перекачивается им в надпакерное пространство 26 и по полости ЭК 21 на устье скважины, охлаждая ПЭД 2. При этом датчик давления 25 замеряет давление в подпакерном пространстве 24, т.е. практически забойное давление у пласта 23, а датчик 27 - давление в надпакерном пространстве, т.е. давление нагнетаемой продукции в полости ЭК 21. При остановках насоса 1 перепад давления удерживает обратный клапан 4. Реактивный момент от ПЭД 2 передается через шпонки 17 на шпонки 20 пакера 19, чем предотвращается вращение установки.During the installation operation, the production of the formation 23 through the perforation interval 22 of the production string 21 enters the under-packer space 24, then through the nipple 15, the shank 5 and the check valve 4 to the inlet of the pump 1 and is pumped by it into the over-packer space 26 and through the EC 21 cavity at the wellhead, cooling the PED 2. At the same time, the pressure sensor 25 measures the pressure in the under-packer space 24, i.e. almost bottomhole pressure at the reservoir 23, and the sensor 27 is the pressure in the above-packer space, i.e. the pressure of the injected product in the cavity of EC 21. When the pump 1 stops, the differential pressure holds the check valve 4. The reactive moment from the PEM 2 is transmitted through the keys 17 to the keys 20 of the packer 19, which prevents the installation from rotating.

Для извлечения установки из скважины сначала создают натяжение троса 13 с помощью передвижной лебедки, который через головку 12, ПЭД 2 и насос 1 перемещает корпус 7 перепускного клапана с нижнего упора 11 вверх до упора 8 и открывает отверстие 10 золотника 9, сообщая между собой надпакерное 26 и подпакерное 24 пространства. После выравнивания давлений по показаниям датчиков давления 25 и 27 установку поднимают из скважины.To remove the installation from the well, first tension the cable 13 using a mobile winch, which through the head 12, PED 2 and pump 1 moves the body 7 of the bypass valve from the lower stop 11 up to the stop 8 and opens the hole 10 of the spool 9, communicating with each other overpacker 26 and subpacker 24 spaces. After pressure equalization according to the testimony of pressure sensors 25 and 27, the installation is lifted from the well.

Работа установки по фиг. 2 отличается тем, что продукция пласта 23 из хвостовика 5 попадает в кожух 28, а из него, охлаждая ПЭД 2, на вход насоса 1, который перекачивает ее через обратный клапан и отверстие 29 в корпусе 7 перепускного клапана 6 в надпакерное пространство 26, и далее по полости ЭК 21 на устье скважины.The operation of the installation of FIG. 2 differs in that the products of the formation 23 from the shank 5 fall into the casing 28, and from it, cooling the PED 2, to the inlet of the pump 1, which pumps it through the check valve and the hole 29 in the body 7 of the bypass valve 6 into the over-packer space 26, and further along the cavity EC 21 at the wellhead.

При извлечении установки натяжением троса 13 через головку 12 перемещают непосредственно корпус 7 перепускного клапана 6 и далее все происходит так же, как у предыдущей установки.When removing the installation by tensioning the cable 13 through the head 12 directly move the body 7 of the bypass valve 6 and then everything happens the same as in the previous installation.

Обратный клапан 4 также сохраняет перепад давления между пространствами 24 и 26, только внутри насоса 1 в этом случае давление будет соответствовать подпакерному.The check valve 4 also maintains a pressure differential between the spaces 24 and 26, only inside the pump 1 in this case the pressure will correspond to subpacker.

Работа установки по фиг. 3 происходит так же, как и по фиг. 1 и 2, только при остановках насоса 1 во всех пространствах выше обратного клапана 4, будет давление надпакерного пространства 26, и, соответственно, на уплотнениях 16 ниппеля 15 не будет перепада давления. Поэтому здесь не требуется перепускной клапан 6, и установку можно сразу же поднимать после остановки насоса 1, т.е. обратный клапан 4 служит одновременно клапаном-отсекателем.The operation of the installation of FIG. 3 occurs in the same way as in FIG. 1 and 2, only when the pump 1 stops in all spaces above the non-return valve 4, will the pressure of the over-packer space 26, and, accordingly, there will be no differential pressure on the seals 16 of the nipple 15. Therefore, an overflow valve 6 is not required here, and the installation can be lifted immediately after stopping the pump 1, i.e. check valve 4 serves simultaneously as a shut-off valve.

Недостатком этой установки является то, что она не позволяет замерять давление в подпакерном пространстве 24 после остановки насоса 1 и закрытия клапана 4.The disadvantage of this installation is that it does not allow measuring the pressure in the under-packer space 24 after stopping the pump 1 and closing the valve 4.

Этот недостаток устраняется установкой на фиг. 4.This disadvantage is eliminated by the installation of FIG. four.

Установка на фиг. 4 работает точно так же, как и на фиг. 3, отличаясь тем, что и при работе, и при остановке насоса 1 датчик давления 25 сообщен через отверстие 31 и расширение 30 полированной втулки 18 с подпакерным пространством 24 и позволяет постоянно измерять в нем давление, в том числе пластовое у пласта 23 при длительной остановке насоса 1, а также получить кривую восстановления давления.The installation of FIG. 4 works in exactly the same way as in FIG. 3, characterized in that both during operation and when the pump 1 is stopped, the pressure sensor 25 is communicated through the opening 31 and the extension 30 of the polished sleeve 18 with the under-packer space 24 and allows you to constantly measure pressure in it, including the reservoir pressure at the formation 23 during a long stop pump 1, and also obtain a pressure recovery curve.

Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет упростить конструкцию установки, легко и беспрепятственно извлекать ее при необходимости из скважины, измерять необходимые для эксплуатации давления.Thus, the present invention allows to simplify the design of the installation, to easily and easily remove it from the well, if necessary, to measure the pressure necessary for operation.

Claims (8)

1. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне, включающая пакер, короткий хвостовик, электропогружной насос с головкой для соединения с тросом, перекачивающий жидкость из подпакерного пространства скважины в надпакерное через обратный клапан, силовой кабель и датчики давления, измеряющие давление в полостях выше и ниже пакера, отличающаяся тем, что электропогружной насос размещен выше пакера, пакер выполнен с полированной втулкой и шпонками, причем насос с помощью хвостовика сообщен с ниппелем, оснащенным наружными шпонками, ответными к шпонкам пакера, и выполненным с возможностью герметичного ввода в полированную втулку пакера.1. A pumping unit for lifting formation products along the production casing, including a packer, a short shank, an electric submersible pump with a head for connecting to a cable, pumping fluid from the under-packer space of the well to the over-packer via a check valve, power cable and pressure sensors measuring the pressure in the cavities above and below the packer, characterized in that the electric submersible pump is located above the packer, the packer is made with a polished sleeve and dowels, and the pump is connected to the nipple with a shank, equipped with external dowels responding to the dowels of the packer, and made with the possibility of tight entry into the polished sleeve of the packer. 2. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 1, отличающаяся тем, что электропогружной насос выполнен перевернутым.2. A pump installation for lifting formation products in a production casing according to claim 1, characterized in that the electric submersible pump is made upside down. 3. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 1, отличающаяся тем, что двигатель помещен в кожух, сообщенный с входом насоса и хвостовиком.3. A pump installation for lifting the formation products in the production casing according to claim 1, characterized in that the engine is placed in a casing in communication with the pump inlet and liner. 4. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 2 или 3, отличающаяся тем, что на выходе или входе насоса дополнительно установлен перепускной клапан, выполненный с возможностью постоянного открытия при натяжении троса.4. A pump installation for lifting formation products along the production casing according to claim 2 or 3, characterized in that an overflow valve is additionally installed at the outlet or inlet of the pump, which is configured to continuously open when the cable is tensioned. 5. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 2 или 3, отличающаяся тем, что обратный клапан расположен снизу полированной втулки пакера.5. A pump installation for lifting formation products along the production casing according to claim 2 or 3, characterized in that the check valve is located below the polished packer sleeve. 6. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 2 или 3, отличающаяся тем, что датчики давления выполнены с возможностью измерения давления в подпакерном пространстве в полостях, сообщенных с приемом насоса, и надпакерном пространстве в полостях за выходом насоса.6. A pump installation for lifting the formation products along the production casing according to claim 2 or 3, characterized in that the pressure sensors are configured to measure pressure in the under-packer space in the cavities in communication with the pump intake and in the over-packer space in the cavities beyond the pump outlet. 7. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 5, отличающаяся тем, что полированная втулка пакера выполнена с внутренним расширением около середины, сообщенным отверстием с подпакерным пространством, а датчик давления подпакерного пространства размещен в ниппеле с возможностью сообщения при сопряжении ниппеля и полированной втулки с ее расширением.7. A pump installation for lifting the formation products along the production casing according to claim 5, characterized in that the polished sleeve of the packer is made with an internal expansion near the middle, communicated with an opening with a sub-packer space, and the pressure sensor of the sub-packer space is placed in the nipple with the possibility of communication when pairing the nipple and polished bush with its extension. 8. Насосная установка для подъема продукции пласта по эксплуатационной колонне по п. 6, отличающаяся тем, что полированная втулка пакера выполнена с внутренним расширением около середины, сообщенным отверстием с подпакерным пространством, а датчик давления подпакерного пространства размещен в ниппеле с возможностью сообщения при сопряжении ниппеля и полированной втулки с ее расширением.8. A pump installation for lifting the formation products along the production casing according to claim 6, characterized in that the polished sleeve of the packer is made with an internal expansion near the middle, communicated with an opening with a sub-packer space, and the pressure sensor of the sub-packer space is placed in the nipple with the possibility of communication when pairing the nipple and polished bush with its extension.
RU2015157449A 2015-12-31 2015-12-31 Pump unit for products lift along the casing string RU2614426C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015157449A RU2614426C1 (en) 2015-12-31 2015-12-31 Pump unit for products lift along the casing string

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015157449A RU2614426C1 (en) 2015-12-31 2015-12-31 Pump unit for products lift along the casing string

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2614426C1 true RU2614426C1 (en) 2017-03-28

Family

ID=58505452

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015157449A RU2614426C1 (en) 2015-12-31 2015-12-31 Pump unit for products lift along the casing string

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2614426C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2737409C1 (en) * 2020-05-18 2020-11-30 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Submersible pump unit on load carrying cable and method of its operation
RU2748631C1 (en) * 2020-10-22 2021-05-28 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Submersible pump unit on loading cable

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU240477A1 (en) * Ю. А. Ельцов , Н. И. Степанов SLIM ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP
US3468258A (en) * 1968-07-30 1969-09-23 Reda Pump Co Wire-line suspended electric pump installation in well casing
US6962204B2 (en) * 2000-06-30 2005-11-08 Weatherford/Lamb, Inc. Isolation container for a downhole electric pump
RU2549946C1 (en) * 2014-04-14 2015-05-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pump packer system for multiple-zone well

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
SU240477A1 (en) * Ю. А. Ельцов , Н. И. Степанов SLIM ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMP
US3468258A (en) * 1968-07-30 1969-09-23 Reda Pump Co Wire-line suspended electric pump installation in well casing
US6962204B2 (en) * 2000-06-30 2005-11-08 Weatherford/Lamb, Inc. Isolation container for a downhole electric pump
RU2549946C1 (en) * 2014-04-14 2015-05-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" Pump packer system for multiple-zone well

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2737409C1 (en) * 2020-05-18 2020-11-30 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Submersible pump unit on load carrying cable and method of its operation
RU2748631C1 (en) * 2020-10-22 2021-05-28 Акционерное общество "Новомет-Пермь" Submersible pump unit on loading cable

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20100139388A1 (en) Monitoring fluid pressure in a well and retrievable pressure sensor assembly for use in the method
MX2007000872A (en) Methods and systems for cementing wells that lack surface casing.
CN204899812U (en) Annular space ftercompction pressure release automatic control equipment
RU2614426C1 (en) Pump unit for products lift along the casing string
RU131068U1 (en) IMPLOSION DEVICE FOR CLEANING BOTTOM ZONE AND WELL BOTTOM FROM RESULTS OF SONOCHEMICAL TREATMENT
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2438043C2 (en) Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions)
RU139200U1 (en) LIQUID INJECTION INSTALLATION
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2013144544A (en) CIRCULATING VALVE FOR ALIGNING PRESSURE IN A WELL AND A WELL PUMPING UNIT
US11162490B2 (en) Borehole pump
CN204098872U (en) Electric immersible pump well tubing string and electric immersible pump well
CN217380493U (en) Toe end sleeve sliding sleeve with electric control delay
RU2691423C1 (en) Method of development and operation of wells
RU2631517C1 (en) Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
CN215213442U (en) Multi-cluster sliding sleeve staged fracturing string for horizontal well
RU2436939C1 (en) Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one
RU2591061C2 (en) Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions)
RU2680563C1 (en) Method and device for formation geomechanical impact
RU2559999C2 (en) Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
CN208330254U (en) A point pumping for dual pumping well separates wellhead assembly
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU2300668C2 (en) Pumping block for well operation (variants)