RU2630835C1 - Plant for simultaneous oil production from two formations - Google Patents

Plant for simultaneous oil production from two formations Download PDF

Info

Publication number
RU2630835C1
RU2630835C1 RU2016132151A RU2016132151A RU2630835C1 RU 2630835 C1 RU2630835 C1 RU 2630835C1 RU 2016132151 A RU2016132151 A RU 2016132151A RU 2016132151 A RU2016132151 A RU 2016132151A RU 2630835 C1 RU2630835 C1 RU 2630835C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
screw pump
pump
electric screw
packer
rod
Prior art date
Application number
RU2016132151A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Карл-Хайнц Моммерт
Виталий Алексеевич Субботин
Original Assignee
Карл-Хайнц Моммерт
Виталий Алексеевич Субботин
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 Карл-Хайнц Моммерт, Виталий Алексеевич Субботин filed Critical Карл-Хайнц Моммерт
Priority to RU2016132151A priority Critical patent/RU2630835C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2630835C1 publication Critical patent/RU2630835C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F04POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
    • F04DNON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
    • F04D13/00Pumping installations or systems
    • F04D13/12Combinations of two or more pumps
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/38Arrangements for separating materials produced by the well in the well
    • E21B43/385Arrangements for separating materials produced by the well in the well by reinjecting the separated materials into an earth formation in the same well

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: plant for simultaneous production of oil from two formations contains a screw pump running into a well on tubing, a packer. In this case, a screw sucker-rod pump, which rotor is connected to the upper frequency-controlled drive, is located above the upper formation, and the second frequency-controlled electric screw pump is located above the lower formation. The supporting unit of the electric screw pump is connected by flexible shaft with a pump rotor connected to a valve motor equipped with a telemetry unit with pressure, temperature and vibration sensors. The packer is installed between the electric screw pump and the upper formation. The plant is additionally equipped with passive gas separator installed under the sucker-rod screw pump with an input module and above the output module of the electric screw pump. The input module of the rod screw pump and the output module of the lower electric screw pump have longitudinal slots for introducing oil and gas containing liquid from the lower horizon into the above-packer zone.
EFFECT: expansion of operational capabilities.
2 cl, 1 dwg

Description

Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов относится к нефтедобыче и может быть использована для добычи жидких углеводородов как в чистом виде, так и обводненной до 99,9% с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами при добыче нефти из скважин с вязкостью до 10 000 mPas.A unit for the simultaneous production of oil from two formations refers to oil production and can be used for the production of liquid hydrocarbons both in pure form and water-cut to 99.9% with the content of hydrogen sulfide, sand, proppant, asphaltenes, paraffin and related products for oil production from wells with viscosities up to 10,000 mPas.

Из уровня техники известно «Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов» по патенту RU109792 от 29.06.2011, опубликовано 27.10.2011, МПК E21B43/14.Скважинное оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов, разобщенных в стволе скважины пакером, оголовок которого герметично связан с всасывающим трубопроводом насосного агрегата, включающего электроцентробежный и штанговый плунжерный насосы, при этом прием плунжерного оборудован трубным хвостовиком, который через байпасную трубку, расположенную параллельно электроцентробежному насосу и его двигателю, всасывающий трубопровод насосного агрегата, оголовок и ствол пакера гидравлически связан с нижним пластом, а электроцентробежный насос находится в потоке жидкости, поступающем из верхнего пласта.From the prior art it is known "Equipment for simultaneous and separate oil production from two layers" according to patent RU109792 from 06/29/2011, published on 10/27/2011, IPC E21B43 / 14. Well equipment for simultaneous and separate oil production from two layers separated in the wellbore a packer, the head of which is hermetically connected to the suction pipe of the pumping unit, including an electric centrifugal and sucker-rod plunger pumps, while the plunger intake is equipped with a pipe shank, which through a bypass pipe located in parallel no electrical submersible pump and motor, the suction line of the pump unit, the packer bore well head and fluidically connected to the lower reservoir, and the electric centrifugal pump is in fluid flow entering from the upper reservoir.

Но данное устройство не позволяет производить регулировку производительности электроцентробежного насоса без потери напорных характеристик насоса. Также данная установка в целом не способна производить добычу нефти и газа с большим содержанием механических примесей и вязких и высоковязких нефтей из-за конструкционных характеристик центробежного насоса. Высокопарафинистые и вязкие нефти забивают рабочие полости насоса, вследствие чего происходит заклинивание установки. But this device does not allow to adjust the performance of the electric centrifugal pump without losing the pressure characteristics of the pump. Also, this installation as a whole is not capable of producing oil and gas with a high content of mechanical impurities and viscous and high viscosity oils due to the design characteristics of a centrifugal pump. Highly paraffin and viscous oils clog the working cavities of the pump, as a result of which the unit is jammed.

Известна «Установка для одновременно-раздельной разработки двух эксплуатационных объектов одной скважиной» по патенту RU115408 от 05.12.2011, опубликовано 27.04.2012, МПК E21B43/14, включающая в себя средство изоляции эксплуатационных объектов друг от друга, первый канал, гидравлически соединенный с первой залежью, второй канал, гидравлически соединенный со второй залежью, при этом она включает первый клапан-отсекатель, выполненный с возможностью перекрытия и пропускания потока жидкости через первый канал и изменения своего состояния при воздействии на него первого управляющего сигнала, и второй клапан-отсекать, выполненный с возможностью перекрытия и пропускания потока жидкости через второй канал и изменения своего состояния при воздействии на него второго управляющего сигнала, при этом первый и второй каналы гидравлически соединены с объемом колонны обсадных труб, а, по меньшей мере, один из первого и второго клапанов-отсекателей снабжен средством фиксации; средство изоляции эксплуатационных объектов друг от друга включает в себя систему пакеров; по меньшей мере один из первого и второго управляющих сигналов является гидравлическим сигналом; по меньшей мере один из первого и второго клапанов-отсекателей содержит клапан-отсекатель со штуцером, а соответствующий управляющий сигнал содержит определенное значение расхода через канал; по меньшей мере, один из первого и второго клапанов-отсекателей содержит пару седло - шар, а соответствующий управляющий сигнал является определенным значением давления столба жидкости в межтрубном пространстве; установка снабжена регулятором перепада давления.The well-known "Installation for simultaneous-separate development of two production facilities by one well" according to patent RU115408 dated 12/05/2011, published on 04/27/2012, IPC E21B43 / 14, including a means for isolating production facilities from each other, a first channel hydraulically connected to the first the reservoir, the second channel, hydraulically connected to the second reservoir, while it includes a first shutoff valve, configured to shut off and pass the fluid flow through the first channel and change its state when exposed to and the first control signal, and the second shut-off valve, configured to shut off and pass the fluid flow through the second channel and change its state when a second control signal is applied to it, while the first and second channels are hydraulically connected to the volume of the casing string, and at least one of the first and second shutoff valves is provided with fixation means; means for isolating production facilities from each other includes a packer system; at least one of the first and second control signals is a hydraulic signal; at least one of the first and second shutoff valves comprises a shutoff valve with a fitting, and the corresponding control signal contains a certain flow rate through the channel; at least one of the first and second shutoff valves contains a saddle-ball pair, and the corresponding control signal is a specific value of the pressure of the liquid column in the annulus; the unit is equipped with a differential pressure controller.

Но данное устройство не позволяет производить добычу нефти и газа с большим содержанием механических примесей и вязких и высоковязких нефтей. Установка снабжена несколькими клапанами-отсекателями, что, при эксплуатации данной установки на вязких и высоковязких нефтях, может привести к залипанию клапанов, также вспомогательные каналы не способны пропускать достаточное количество вязкого флюида, что ограничивает данное устройство по производительности.But this device does not allow the production of oil and gas with a high content of mechanical impurities and viscous and highly viscous oils. The installation is equipped with several shutoff valves, which, when operating this installation on viscous and highly viscous oils, can lead to sticking of the valves, and auxiliary channels are not able to pass a sufficient amount of viscous fluid, which limits this device in terms of productivity.

Наиболее близким техническим решением по технической сущности является устройство по патенту RU2477367 «Способ одновременно-раздельной эксплуатации и закачки двух пластов одной скважиной и устройство для его осуществления» от 07.09.2011, опубликовано 10.03.2013, МПК E21B43/14 Устройство для осуществления способа одновременно-раздельной эксплуатации и закачки двух пластов одной скважиной, состоящее из спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах винтового погружного агрегата, и винтового насоса с приводом от винтового гидравлического двигателя, осевую опору и каналы для прохождения силовой и добываемой жидкостей, при этом на корпусе погружного агрегата размещены два пакера, один из которых расположен выше зоны перфорации верхнего пласта, а второй - выше зоны перфорации нижнего пласта, а также тем, что все детали роторной группы погружного агрегата имеют сквозной продольный канал, соединяющий внутреннюю полость насосно-компрессорных труб с перфорационными отверстиями нижнего пласта; осевая опора размещена в автономном шпиндельном узле, полый вал которого соединен с ротором насоса посредством полого гибкого соединения; рабочие органы гидродвигателя и насоса имеют идентичные поперечные сечения с одинаковым кинематическим отношением и эксцентриситетом; ротор насоса выполнен штампованным с некруглым профилированным отверстием.The closest technical solution in technical essence is the device according to patent RU2477367 "Method for simultaneous and separate operation and injection of two layers in one well and a device for its implementation" dated 09/07/2011, published on 03/10/2013, IPC E21B43 / 14 A device for implementing the method simultaneously separate operation and injection of two layers with one well, consisting of a screw submersible unit lowered into the well at the tubing and a screw pump driven by a hydraulic screw motor atelier, axial support and channels for the passage of power and produced fluids, while on the body of the submersible unit there are two packers, one of which is located above the perforation zone of the upper layer, and the second is above the perforation zone of the lower layer, as well as the fact that all parts are rotary groups of the submersible unit have a through longitudinal channel connecting the internal cavity of the tubing with perforations in the lower layer; the axial support is placed in an autonomous spindle unit, the hollow shaft of which is connected to the pump rotor by means of a hollow flexible connection; the working bodies of the hydraulic motor and pump have identical cross sections with the same kinematic ratio and eccentricity; the pump rotor is stamped with a non-circular shaped hole.

Но данное устройство не позволяет производить добычу нефти и газа с большим содержанием механических примесей и вязких и высоковязких нефтей ввиду того, что данный тип оборудования относиться к объемным системам, и при вращении ротора в статоре происходит замещение свободных полостей, где возникает вакуум. But this device does not allow the production of oil and gas with a high content of mechanical impurities and viscous and highly viscous oils due to the fact that this type of equipment belongs to volumetric systems, and when the rotor rotates in the stator, free cavities are replaced where vacuum occurs.

Задачей предлагаемого технического решения является расширение эксплуатационных возможностей установки для освоения месторождения с легкими, вязкими и высоко вязкими нефтями, с содержанием механических примесей до 35% и обводненностью от 0 до 99%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина, и сопутствующими продуктами при добыче нефти из скважин с вязкостью до 10 000 mPas.The objective of the proposed technical solution is to expand the operational capabilities of the installation for the development of a field with light, viscous and highly viscous oils, with a content of solids of up to 35% and a water cut of from 0 to 99%, with a content of hydrogen sulfide, sand, propant, asphaltenes, paraffin, and related products from oil production from wells with viscosities of up to 10,000 mPas.

Задача решена за счет установки для одновременной добычи нефти из двух пластов, содержащей спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах, винтовой насос, пакер, при этом винтовой штанговый насос, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом, расположен над верхним пластом, второй частотно-регулируемый электрический винтовой насос расположен над нижним пластом, опорный узел электрического винтового насоса соединен гибким валом с ротором насоса, соединенным с вентильным двигателем, оснащенным блоком телеметрии с датчиками давления, температуры и вибрации; пакер установлен между электрическим винтовым насосом и верхним пластом; установка дополнительно снабжена пассивным газосепаратором, установленным под штанговым винтовым насосом с входным модулем и над выходным модулем электрического винтового насоса; входной модуль штангового винтового насоса и выходной модуль нижнего электрического винтового насоса имеют продольные прорези для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего горизонта в надпакерную зону; установка дополнительно снабжена станцией управления штанговым винтовым насосом с частотным преобразователем, присоединенной к двигателю верхнего привода, и станцией управления электрическим винтовым насосом с частотным преобразователем, соединенной кабелем с двигателем электрического винтового насоса.The problem is solved due to the installation for simultaneous oil production from two reservoirs, containing a screw pump, a packer, lowered into the well on tubing, a screw pump, the rotor of which is connected to the upper frequency-controlled drive by rods, located above the upper layer, the second variable-frequency electric screw pump is located above the lower layer, the supporting unit of the electric screw pump is connected by a flexible shaft to the pump rotor connected to the valve motor equipped with telemetry com with pressure, temperature and vibration sensors; a packer is installed between the electric screw pump and the upper layer; the installation is additionally equipped with a passive gas separator installed under the rod screw pump with an input module and above the output module of an electric screw pump; the input module of the sucker-rod screw pump and the output module of the lower electric screw pump have longitudinal slots for introducing oil and gas-containing fluid from the lower horizon into the over-packer zone; the installation is additionally equipped with a control station for a rod-type screw pump with a frequency converter connected to the top drive engine and a station for controlling an electric screw pump with a frequency converter connected by a cable to the electric screw pump motor.

Взаиморасположение всех узлов установки в скважине, при расположении штангового винтового насоса, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом, над верхним пластом и расположение второго частотно-регулируемого электрического винтового насоса над нижним пластом и их согласованное взаимодействие с раздельным частотным регулированием, при изменении состава добываемой продукции в каждом пласте в отдельности от чистой до обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами, с вязкостью до 10 000 mPas, позволяет оптимизировать суммарную производительность установки, что дает возможность регулировать производительность скважины как на увеличение до +50%, так и на снижение до -40%.The relative position of all units of the installation in the well, with the location of the rod screw pump, the rotor of which is connected to the upper frequency-controlled drive by the rods, above the upper layer and the location of the second frequency-regulated electric screw pump above the lower layer and their coordinated interaction with separate frequency regulation, when changing the composition of the extracted products in each layer separately from clean to waterlogged to 99.9%, with the content of hydrogen sulfide, sand, proppant, asphaltenes, paraffin and related products, with a viscosity of up to 10,000 mPas, allows you to optimize the total productivity of the installation, which makes it possible to adjust the well productivity to both increase to + 50% and decrease to -40%.

Соединение опорного узла второго электрического винтового насоса гибким валом с ротором насоса и далее с вентильным двигателем, оснащенным блоком телеметрии с датчиками давления, температуры и вибрации, позволяет полностью контролировать все рабочие характеристики двигателя, например температуру двигателя, вибрацию двигателя, давление на приеме насоса, и путём понижения или повышения частоты оборотов электрического винтового насоса выбирать оптимальный режим отбора жидкости из нижнего пласта, не превышающего производительность насоса, и определить момент запуска верхнего штангового винтового насоса для согласования работы обеих двигателей - штангового винтового насоса и электрического винтового насоса. The connection of the support unit of the second electric screw pump with a flexible shaft to the pump rotor and further with a valve motor equipped with a telemetry unit with pressure, temperature and vibration sensors allows full control of all engine performance, such as engine temperature, engine vibration, pump intake pressure, and by lowering or increasing the rotational speed of the electric screw pump, select the optimal mode of fluid withdrawal from the lower reservoir, not exceeding the productivity by wasp, and to determine the moment of start of the upper boom to align the screw pump works both engines - sucker rod screw pump and the electric screw pump.

Установка пассивного газосепаратора под штанговым винтовым насосом с входным модулем и над выходным модулем электрического винтового насоса, его присоединение к выходному модулю нижнего электрического винтового насоса и снабжение входного модуля штангового винтового насоса и выходного модуля электрического винтового насоса продольными прорезями для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего пласта в надпакерную зону позволяет отделить свободный газ от продукции нижнего продуктивного пласта, частично освободить жидкость, направляемую непосредственно в штанговый винтовой насос, от газа, выбрасываемого в затрубное пространство, что позволяет использовать установку при добыче как чистой нефти, так и обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами с вязкостью до 10 000 mPas.Installing a passive gas separator under the rod screw pump with an input module and above the output module of the electric screw pump, attaching it to the output module of the lower electric screw pump and supplying the input module of the rod screw pump and the output module of the electric screw pump with longitudinal slots for introducing oil and gas-containing liquid from the lower layer into the overpacker zone allows you to separate the free gas from the products of the lower reservoir, partially free the liquid, e.g. melted directly into the sucker-rod pump, from the gas discharged into the annulus, which allows the unit to be used in the production of both pure oil and water-cut up to 99.9%, containing hydrogen sulfide, sand, proppant, asphaltenes, paraffin and related products with viscosity up to 10,000 mPas.

Техническое решение иллюстрировано чертежом общего вида установки, где полированный шток 1, верхний привод 2 штангового винтового насоса (далее - ШВН), сальниковый узел привода 3, превентор 4, планшайба 5, эксплуатационная колонна 6 (далее - ЭК), колонна 7 насосно-компрессорных труб (далее - НКТ), колонна 8 штанг верхнего ШВН, ротор 9 верхнего ШВН, верхний ШВН 10 с входным модулем, газовый сепаратор 11, верхний эксплуатируемый пласт 12, муфта 13 с заглушкой, выходной модуль 14 нижнего электрического винтового насоса (далее - ЭВН), пакер 15, кабельная линия 16 нижнего ЭВН, клапан обратный шариковый 17 (далее - КОШ), ротор 18 нижнего ЭВН, нижний ЭВН 19, входной модуль 20 нижнего ЭВН, опорный узел 21 нижнего ЭВН, гидрозащита 22 двигателя, двигатель 23 нижнего ЭВН, нижний эксплуатируемый горизонт 24, блок 25 телеметрии, станция 26 управления ШВН, станция 27 управления ЭВН. The technical solution is illustrated by a drawing of a general view of the installation, where a polished rod 1, top drive 2 of a rod screw pump (hereinafter referred to as SHVN), stuffing box of drive 3, preventer 4, faceplate 5, production casing 6 (hereinafter referred to as EC), casing 7 pipes (hereinafter - tubing), a column of 8 rods of the upper ШВН, the rotor 9 of the upper ШВН, the upper ШВН 10 with an input module, a gas separator 11, the upper reservoir being used 12, the coupling 13 with a plug, the output module 14 of the lower electric screw pump (hereinafter - ЭВН ), packer 15, cable line 16 lower EVN, ball check valve 17 (hereinafter referred to as KOSH), rotor 18 of the lower EVN, lower EVN 19, input module 20 of the lower EVN, support assembly 21 of the lower EVN, hydraulic protection 22 of the engine, engine 23 of the lower EVN, lower operating horizon 24, block 25 telemetry, station 26 control ШВН, station 27 control ЭВН.

Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов выполнена следующим образом.Installation for the simultaneous production of oil from two layers is performed as follows.

Под планшайбой 5 установлена спускаемая колонна НКТ 7, на которой смонтирован ШВН 10 с входным модулем, снабженным продольными прорезями. Ротор 9 ШВН 10 штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом 2.Under the faceplate 5, a tubing string 7 is installed, on which the ШВН 10 is mounted with an input module equipped with longitudinal slots. The rotor 9 ШВН 10 with rods is connected to the upper frequency-controlled drive 2.

Длину колонны НКТ 7 выбирают определённой длины, необходимой для размещения ШВН 10 с входным модулем над верхним пластом 12. The length of the tubing string 7 is selected a certain length necessary to accommodate the ШВН 10 with the input module above the upper layer 12.

Для отделения свободного газа в затрубное пространство установка дополнительно снабжена пассивным газосепаратором 11, установленным под ШВН 10 с входным модулем и над выходным модулем 14 ЭВН 19 . Входной модуль ШВН 10 и выходной модуль 14 нижнего ЭВН 19 имеют продольные прорези для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего горизонта в надпакерную зону.To separate free gas into the annulus, the installation is additionally equipped with a passive gas separator 11 installed under the ШВН 10 with the input module and above the output module 14 ЭВН 19. The input module ШВН 10 and the output module 14 of the lower ЭВН 19 have longitudinal slots for introducing oil and gas-containing liquid from the lower horizon into the over-packer zone.

Ниже установлена муфта 13 с заглушкой и снабженный прорезями выходной модуль 14 нижнего ЭВН 19.Below is installed the clutch 13 with a plug and provided with slots of the output module 14 of the lower EVN 19.

Для разобщения двух пластов12 и 24 между ШВН 10 и ЭВН 19 установлен пакер15. For the separation of the two layers 12 and 24 between the ШВН 10 and ЭВН 19, a packer15 is installed.

Ниже пакера колонна НКТ 7 выбрана длиной, необходимой для последовательного размещения обратного клапана 17 и второго частотно-регулируемого ЭВН 19, расположенного над нижним пластом 24, опорный узел которого соединен гибким валом с ротором 18 ЭВН, соединенным с вентильным двигателем 23, оснащенным блоком телеметрии 25 с датчиками давления, температуры и вибрации.Below the packer, the tubing string 7 is selected with the length required for sequential placement of the check valve 17 and the second frequency-controlled EVN 19 located above the lower layer 24, the support node of which is connected by a flexible shaft to the rotor 18 of the EVN connected to the valve motor 23 equipped with a telemetry unit 25 with pressure, temperature and vibration sensors.

Под ЭВН 19 расположены входной модуль 20 нижнего насоса ЭВН 19, далее опорный узел 21 нижнего ЭВН 19, гидрозащита 22 двигателя 23, вентильный двигатель 23 и блок 25 телеметрии.Under the EVN 19 are located the input module 20 of the lower pump EVN 19, then the support unit 21 of the lower EVN 19, hydraulic protection 22 of the engine 23, the valve motor 23 and the telemetry unit 25.

Установка дополнительно снабжена станцией 26 управления ШВН с частотным преобразователем, присоединенной к двигателю верхнего привода 2, и станцией 27 управления ЭВН с частотным преобразователем, соединенной кабелем 16 с двигателем ЭВН 23.The installation is additionally equipped with a control station ШВН 26 with a frequency converter connected to the engine of the top drive 2, and an EVN control station 27 with a frequency converter connected by a cable 16 to the ЭВН engine 23.

Установка пассивного газосепаратора 11 под ШВН 10 с входным модулем и над выходным модулем ЭВН 19, его присоединение к выходному модулю 14 нижнего ЭВН и снабжение входного модуля ШВН 10 и выходного модуля 14 ЭВН продольными прорезями для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего пласта 24 в надпакерную зону позволяет отделить свободный газ от продукции нижнего продуктивного пласта 24, частично освободить жидкость, направляемую непосредственно в ШВН 10 от газа, выбрасываемого в затрубное пространство, что позволяет использовать установку при добыче как чистой нефти, так и обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами с вязкостью до 10 000 mPas.The installation of a passive gas separator 11 under the ШВН 10 with the input module and above the output module ЭВН 19, its connection to the output module 14 of the lower ЭВН and supplying the input module ШВН 10 and the output module 14 ЭВН with longitudinal slots for introducing oil and gas-containing liquid from the lower layer 24 into the overpacker zone to separate the free gas from the products of the lower reservoir 24, to partially release the liquid sent directly to the ШВН 10 from the gas discharged into the annulus, which allows the use of the installation When the extraction as a pure oil and watered to about 99.9%, with a content of hydrogen sulfide, sand, proppant, asphaltene, paraffin and related products with viscosity 10 000 mPas.

Установку для одновременной добычи нефти из двух пластов монтируют следующим образом.Installation for the simultaneous production of oil from two layers is mounted as follows.

Первый этап. После последовательного размещения узлов установки: блока 25 телеметрии с датчиками, двигателя 23, гидрозащиты 22 двигателя, опорного узла 21 нижнего ЭВН, входного модуля 20 нижнего ЭВН, нижнего ЭВН 19, клапана обратного шарикового 17 (далее - КОШ), пакера 15, колонны 7 насосно-компрессорных труб, снабженного продольными прорезями модуля 14 нижнего ЭВН 19, муфты 13 с заглушкой, газового сепаратора 11 верхнего ШВН 10, верхнего ШВН 10, колонны НКТ 7 с параллельно спускаемым кабелем 16, планшайбы 5, проворотом колонны НКТ 7 по часовой стрелке переводят пакер 15 в рабочее положение. First step. After the sequential placement of the installation units: telemetry unit 25 with sensors, engine 23, hydraulic protection 22 of the engine, support unit 21 of the lower EI, input module 20 of the lower EI, lower EI 19, ball check valve 17 (hereinafter referred to as KOSH), packer 15, column 7 tubing equipped with longitudinal slots of the module 14 lower EVN 19, the coupling 13 with a plug, the gas separator 11 of the upper ШВН 10, the upper ШВН 10, the tubing string 7 with a parallel cable 16, the faceplate 5, turn the tubing string 7 clockwise packer 15 in pa position

Второй этап. Монтируют ротор 9 верхнего ШВН и спускают на колонне штанг 8 до места установки верхнего ШВН 10 с входным модулем, снабженным продольными прорезями. Далее на планшайбу 5 монтируют верхний привод 2 ШВН 10 c заменой последней штанги на полированный шток 1 для создания герметичности в сальниковом узле 3 верхнего привода ШВН 2.Second phase. Mount the rotor 9 of the upper ШВН and lower it on the rod string 8 to the installation site of the upper ШВН 10 with an input module equipped with longitudinal slots. Next, the top drive 2 of the ШВН 10 is mounted on the faceplate 5 with replacing the last rod with a polished rod 1 to create tightness in the stuffing box 3 of the upper drive of ШВН 2.

Для определения момента запуска верхнего ШВН и для согласования работы обеих двигателей ШВН и ЭВН станцию 26 управления ШВН с частотным преобразователем присоединяют к двигателю верхнего привода 2, а станцию 27 управления ЭВН с частотным преобразователем соединяют кабелем 16 с двигателем ЭВН 23. To determine the start time of the upper ШВН and to coordinate the operation of both the ШВН and ЭВН engines, the ШВН control station 26 with a frequency converter is connected to the top drive 2 engine, and the ЭВН control station 27 with a frequency converter is connected by a cable 16 to the ЭВН engine 23.

Соединение опорного узла 21 нижнего ЭВН гибким валом с ротором 18 насоса и далее с вентильным двигателем 23, оснащенным блоком телеметрии 25 с датчиками давления, температуры и вибрации, позволяет полностью контролировать все рабочие характеристики двигателя 23, например температуру двигателя, вибрацию двигателя, давление на приеме насоса, и путём понижения или повышения частоты оборотов ЭВН 19 выбирать оптимальный режим отбора жидкости из нижнего пласта 24, не превышающего производительность ЭВН 19, и определить момент запуска верхнего ШВН 10 для согласования работы обеих двигателей ШВН 10 и ЭВН 19. The connection of the reference node 21 of the lower EVN with a flexible shaft with the pump rotor 18 and further with a valve motor 23 equipped with a telemetry unit 25 with pressure, temperature and vibration sensors allows full control of all operating characteristics of the engine 23, for example, engine temperature, engine vibration, reception pressure pump, and by lowering or increasing the speed of the EVN 19, select the optimal mode of fluid withdrawal from the lower reservoir 24, not exceeding the productivity of the EVN 19, and determine the start time of the upper CVN 10 To coordinate the work of the two motors 10 and the PCP 19, PCP.

Взаиморасположение всех узлов установки в скважине при расположении ШВН, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом 2, над верхним пластом 12 и расположение второго частотно-регулируемого ЭВН над нижним пластом 24 и их согласованное взаимодействие с раздельным частотным регулированием станциями 26 и 27, при изменении состава добываемой продукции в каждом пласте в отдельности от чистой до обводненной до 99,9%, с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина, и сопутствующими продуктами с вязкостью до 10 000 mPas, позволяет оптимизировать суммарную производительность установки, что дает возможность регулировать производительность скважины, как на увеличение до +50%, так и на снижение до - 40%.The relative position of all the installation nodes in the well when the ШВН is located, the rotor of which is connected by the rods to the upper frequency-controlled drive 2, above the upper layer 12 and the location of the second frequency-controlled voltage control device above the lower layer 24 and their coordinated interaction with separate frequency regulation by stations 26 and 27, when changing the composition of the produced products in each layer individually from clean to waterlogged to 99.9%, with the content of hydrogen sulfide, sand, proppant, asphaltenes, paraffin, and related products with viscous Tew than 10 000 mPas, to optimize the total performance of the installation, which makes it possible to regulate the productivity of the well as an increase to + 50%, and the reduction to - 40%.

Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов работает следующим образом.Installation for the simultaneous production of oil from two layers works as follows.

ЭВН 19 перекачивает нефтегазосодержащую жидкость от входного модуля 20 насоса ЭВН 19 по трубе НКТ 7 от призабойной зоны нижнего пласта 24 в надпакерную зону верхнего насоса ШВН 10. EVN 19 pumps the oil and gas-containing fluid from the input module 20 of the EVN pump 19 through the tubing 7 from the bottomhole zone of the lower reservoir 24 to the overpacker zone of the upper pump ШВН 10.

Пластовая нефтегазосодержащая жидкость по колонне НКТ 7 проходит в надпакерную зону и через выходной модуль 14, снабженный продольными прорезями, выкидывается в затрубное пространство, где происходит частичная дегазация и отделение свободного газа, который поднимается по затрубному пространству .The reservoir oil and gas-containing fluid along the tubing string 7 passes into the over-packer zone and, through the output module 14, equipped with longitudinal slots, is thrown into the annulus, where partial degassing and separation of free gas that rises through the annulus occurs.

Для определения момента запуска верхнего ШВН и согласования работы обеих двигателей ШВН и ЭВН блок телеметрии 25 контролирует давление для регулировки оборотов нижнего ЭВН 19 при помощи станции 27 управления с частотным преобразователем, путём понижения или повышения частоты оборотов ЭВН 19, выбирая оптимальный режим отбора жидкости из нижнего пласта 24, не превышающий производительность насоса.To determine the start time of the upper ШВН and to coordinate the operation of both the ШВН and ЭВН engines, the telemetry unit 25 controls the pressure to adjust the speed of the lower ЭВН 19 using the control station 27 with a frequency converter, by lowering or increasing the speed of the ЭВН 19, choosing the optimal mode of fluid selection from the lower formation 24, not exceeding the performance of the pump.

В случае использования установки ЭВН 19 без блока телеметрии 25 и станции 27 управления с частотным преобразователем установка не позволит производить полный контроль давления на приеме насоса ЭВН 19. И при превышении оборотов ротора производительность насоса может не соответствовать фактическому притоку жидкости из пласта 24, что может привести к преждевременному выходу из строя установки ЭВН 19. Если ротор насоса будет вращаться с теоретической производительностью выше фактического притока, произойдет перегрев статора ЭВН 19 и его клин.In the case of using the EVN installation 19 without the telemetry unit 25 and the control station 27 with a frequency converter, the installation will not allow full pressure control at the intake of the EVN pump 19. And if the rotor speed is exceeded, the pump performance may not correspond to the actual flow of fluid from the reservoir 24, which can lead to to premature failure of the EVN installation 19. If the pump rotor rotates with a theoretical capacity higher than the actual inflow, the stator of the EVN 19 and its wedge will overheat.

По росту затрубного уровня жидкости в надпакерной зоне и по показаниям блока телеметрии 25 судят о работоспособности нижнего ЭВН 19 и производят запуск верхнего привода 2 верхнего ШВН 10.According to the increase in the annular liquid level in the above-packer zone and according to the readings of the telemetry unit 25, the operability of the lower EVN 19 is judged and the upper drive 2 of the upper CVN 10 is launched.

При вращении колонны штанг 8 верхнего привода ШВН 2 и передаче крутящего момента к ротору 9 верхнего насоса ШВН пластовая жидкость начинает движение через газосепаратор 11, где газ сепарируется в затрубное пространство, а жидкость через снабженный продольными прорезями его входной модуль попадает в насос ШВН 10 и далее от верхнего ШВН 10 по колонне НКТ 7 в нефтесборник.When the column string 8 of the upper ШВН drive 2 is rotated and the torque is transmitted to the rotor 9 of the ШВН upper pump, the formation fluid begins to move through the gas separator 11, where the gas is separated into the annulus, and the liquid enters the ШВН pump 10 and then through the inlet module provided with longitudinal slots from the top ШВН 10 along the tubing string 7 to the oil reservoir.

За счёт снижения уровня жидкости в надпакерной зоне при работе ШВН 10 происходит понижение давления в интервале перфорации 12, и из верхнего нефтяного горизонта начинается приток жидкости на приём насоса ШВН 10. Таким образом, в работу включается верхний нефтяной горизонт. Контроль за отбором жидкости в надпакерной зоне ведут по динамическому уровню в надпакерной зоне. Контролируемые обороты ротора верхнего насоса ШВН 10 регулируют при помощи станции управления с частотным преобразователем 26, согласовывая обороты ротора под суммарную производительность нижнего насоса ЭВН 19 и притока жидкости верхнего интервала перфорации 12. Due to the decrease in the liquid level in the above-packer zone during the operation of the ШВН 10, the pressure decreases in the perforation interval 12, and the flow of liquid to the intake of the ШВН pump 10 starts from the upper oil horizon. Thus, the upper oil horizon is included in the operation. The control over the selection of liquid in the overpacker zone is carried out according to the dynamic level in the overpacker zone. The controlled rotor speed of the upper pump ШВН 10 is regulated by the control station with the frequency converter 26, coordinating the rotor speed for the total capacity of the lower pump ЭВН 19 and the fluid flow of the upper perforation interval 12.

В случае использования установки ШВН 10 без станции управления с частотным регулятором, обороты ротора не будут совпадать с фактическим отбором жидкости. При малых оборотах ротора верхнего насоса ШВН 10 произойдет рост динамического уровня и частичное уменьшение производительности верхнего пласта 12, за счет гидростатического уровня в затрубном пространстве, за счет работы нижнего насоса ЭВН 19 и его перекачки жидкости в надпакерную зону.In the case of using the ШВН 10 installation without a control station with a frequency regulator, the rotor speed will not coincide with the actual fluid withdrawal. At low revolutions of the rotor of the upper pump ШВН 10, the dynamic level will increase and the productivity of the upper layer 12 will partially decrease due to the hydrostatic level in the annulus, due to the operation of the lower pump ЭВН 19 and its transfer of fluid to the over-packer zone.

В случае больших оборотов ротора верхнего насоса ШВН 10 произойдет снижение уровня до приема насоса, и при этом произойдет нарушение работы газосепаратора 11 с последующим прорывом свободного газа на прием насоса ШВН10, что в свою очередь нарушит охлаждение насоса за счет жидкости и произойдет клин насоса или его преждевременный выход из строя.In case of high rotor speeds of the upper ШВН 10 pump, the level will decrease before the pump is received, and at the same time gas separator 11 will malfunction, followed by a free gas breakthrough to the ШВН10 pump intake, which in turn will disrupt the cooling of the pump due to liquid and a pump wedge or its premature failure.

Приём винтового насоса с приводом вентильного двигателя расположен в подпакерной зоне. Его можно расположить непосредственно напротив нижнего интервала перфорации и не привязываться к месту установки разобщающего пакера. Установку ЭВН с вентильным двигателем можно спускать на глубину до 2400 метров. Насос имеет напорные характеристики для подъёма добываемой продукции до 2800 метров водяного столба. Привод насоса снабжён дополнительными датчиками телеметрии, которые способны передавать полную информацию состояния двигателя и давление на приёме насоса, что и являться основным параметром для контроля отбора жидкости из нижней зоны, то есть подпакерной зоны.Reception of a screw pump with a valve motor drive is located in a sub-packer zone. It can be positioned directly opposite the lower perforation interval and not be tied to the installation location of the uncoupling packer. The EVN installation with a valve engine can be lowered to a depth of 2400 meters. The pump has pressure characteristics for lifting produced products up to 2800 meters of water column. The pump drive is equipped with additional telemetry sensors, which are capable of transmitting complete information about the state of the engine and pressure at the pump intake, which is the main parameter for monitoring the selection of liquid from the lower zone, that is, the under-packer zone.

Раздельное частотное регулирование насосов применяют на верхнем и нижнем пластах, что дает возможность регулировать производительность скважины как на увеличение до +50%, так и на снижение до -40%.Separate frequency regulation of pumps is used on the upper and lower reservoirs, which makes it possible to regulate the well productivity both by increasing to + 50%, and by decreasing to -40%.

Установка способна перекачивать нефтесодержащую жидкость как в чистом виде, так и обводненной до 99,9% с содержанием сероводорода, песка, пропанта, асфальтенов, парафина и сопутствующими продуктами при добыче нефти из скважин с вязкостью до 10 000 mPas, так как данный тип применяемых насосов относится к объемным насосам и не имеет клапанных пар. Также насос этого типа имеет резиновую обойму по всей длине насоса, что позволяет эксплуатировать данный тип оборудования в скважинах с большим содержанием механических примесей. The unit is capable of pumping an oily liquid both in pure form and watered up to 99.9% with the content of hydrogen sulfide, sand, proppant, asphaltenes, paraffin and related products for oil production from wells with viscosities up to 10,000 mPas, since this type of pumps used refers to volumetric pumps and has no valve pairs. Also, this type of pump has a rubber cage along the entire length of the pump, which allows you to operate this type of equipment in wells with a high content of mechanical impurities.

При попадании песка на прием насоса ротор при кручении наезжает на песчинку. При этом песчинка не повреждает материал ротора за счет её вминания в резиновую обойму и при прохождении жидкости промывается потоком, проходящим по насосу, и перекачивается по трубам в нефтеприемник.When sand enters the pump intake, the rotor runs into a grain of sand when torsion. At the same time, a grain of sand does not damage the rotor material due to its being squeezed into the rubber cage and, when the liquid passes, it is washed with a stream passing through the pump and is pumped through pipes to the oil receiver.

Таким образом, насос способен не только перекачивать вязкую продукцию, но и частично засасывать жидкость непосредственно в сам насос, с последующей регулировкой производительности насосов, как верхнего, так и нижнего, по результатам полного контроля работы оборудования и технических параметров состояния пластов.Thus, the pump is capable of not only pumping viscous products, but also partially sucking the liquid directly into the pump itself, with subsequent adjustment of the performance of the pumps, both upper and lower, according to the results of complete control of the equipment and the technical parameters of the reservoir conditions.

Техническим эффектом предлагаемого технического решения является расширение эксплуатационных возможностей установки при освоении месторождения с легкими, вязкими и высоковязкими нефтями, с содержанием механических примесей до 35% и обводненностью от 0 до 99% по результатам полного контроля работы оборудования и технических параметров состояния пластов, за счет взаиморасположения в установке относительно продуктивных пластов и друг друга частотно-регулируемых раздельно электрического винтового насоса с входным и выходным модулями, снабженными продольными прорезями, и винтового штангового насоса, пакера, пассивного газосепаратора, блока телеметрии. The technical effect of the proposed technical solution is to expand the operational capabilities of the installation when developing a field with light, viscous and highly viscous oils, with a content of mechanical impurities of up to 35% and a water cut of from 0 to 99% according to the results of complete control of the equipment and technical parameters of the formation status, due to the relative positioning in the installation relative to productive formations and to each other, frequency-separately regulated electric screw pump with input and output modules, equipped with longitudinal slots, and a screw rod pump, packer, passive gas separator, telemetry unit.

Claims (2)

1. Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов, содержащая спускаемые в скважину на насосно-компрессорных трубах винтовой насос, пакер, отличающаяся тем, что винтовой штанговый насос, ротор которого штангами соединен с верхним частотно-регулируемым приводом, расположен над верхним пластом, второй частотно-регулируемый электрический винтовой насос расположен над нижним пластом, опорный узел электрического винтового насоса соединен гибким валом с ротором насоса, соединенным с вентильным двигателем, оснащенным блоком телеметрии с датчиками давления, температуры и вибрации; пакер установлен между электрическим винтовым насосом и верхним пластом; установка дополнительно снабжена пассивным газосепаратором, установленным под штанговым винтовым насосом с входным модулем и над выходным модулем электрического винтового насоса; входной модуль штангового винтового насоса и выходной модуль нижнего электрического винтового насоса имеют продольные прорези для ввода нефтегазосодержащей жидкости от нижнего горизонта в надпакерную зону.1. Installation for the simultaneous production of oil from two reservoirs, comprising a screw pump, a packer, lowered into the well at the tubing, characterized in that the screw rod pump, the rotor of which is connected to the upper frequency-controlled drive by rods, is located above the upper formation, the second a frequency-controlled electric screw pump is located above the lower layer, the support node of the electric screw pump is connected by a flexible shaft to the pump rotor connected to a valve motor equipped with a teleme block three with sensors of pressure, temperature and vibration; a packer is installed between the electric screw pump and the upper layer; the installation is additionally equipped with a passive gas separator installed under the rod screw pump with an input module and above the output module of an electric screw pump; the input module of the sucker-rod screw pump and the output module of the lower electric screw pump have longitudinal slots for introducing oil and gas-containing fluid from the lower horizon into the over-packer zone. 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что она дополнительно снабжена станцией управления штанговым винтовым насосом с частотным преобразователем, присоединенной к двигателю верхнего привода, и станцией управления электрическим винтовым насосом с частотным преобразователем, соединенной кабелем с двигателем электрического винтового насоса.2. The installation according to claim 1, characterized in that it is additionally equipped with a control station for a rod-type screw pump with a frequency converter connected to the top drive motor and a control station for an electric screw pump with a frequency converter connected by a cable to the electric screw pump motor.
RU2016132151A 2016-08-04 2016-08-04 Plant for simultaneous oil production from two formations RU2630835C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016132151A RU2630835C1 (en) 2016-08-04 2016-08-04 Plant for simultaneous oil production from two formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016132151A RU2630835C1 (en) 2016-08-04 2016-08-04 Plant for simultaneous oil production from two formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2630835C1 true RU2630835C1 (en) 2017-09-13

Family

ID=59893827

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016132151A RU2630835C1 (en) 2016-08-04 2016-08-04 Plant for simultaneous oil production from two formations

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2630835C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2732940C1 (en) * 2019-08-26 2020-09-24 Олег Сергеевич Николаев Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
RU109792U1 (en) * 2011-06-29 2011-10-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2477367C1 (en) * 2011-09-07 2013-03-10 Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation
RU2517304C2 (en) * 2012-08-27 2014-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" Unit for dual bed operation in well
RU2546218C1 (en) * 2014-01-29 2015-04-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation
RU2546685C2 (en) * 2014-02-27 2015-04-10 Олег Сергеевич Николаев Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions)

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
RU109792U1 (en) * 2011-06-29 2011-10-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2477367C1 (en) * 2011-09-07 2013-03-10 Открытое акционерное общество "Пермнефтемашремонт" Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation
RU2517304C2 (en) * 2012-08-27 2014-05-27 Открытое акционерное общество "Татнефтеотдача" Unit for dual bed operation in well
RU2546218C1 (en) * 2014-01-29 2015-04-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation
RU2546685C2 (en) * 2014-02-27 2015-04-10 Олег Сергеевич Николаев Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2732940C1 (en) * 2019-08-26 2020-09-24 Олег Сергеевич Николаев Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2344274C1 (en) Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
US8006767B2 (en) Flow control system having a downhole rotatable valve
US6092599A (en) Downhole oil and water separation system and method
US7736133B2 (en) Capsule for two downhole pump modules
US6092600A (en) Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible pump and associate a method
US10724315B2 (en) Modified pumped riser solution
US6079491A (en) Dual injection and lifting system using a rod driven progressive cavity pump and an electrical submersible progressive cavity pump
RU2477367C1 (en) Method of simultaneous stage operation and pumping of two formations with one well, and device for its implementation
US6123149A (en) Dual injection and lifting system using an electrical submersible progressive cavity pump and an electrical submersible pump
RU2630835C1 (en) Plant for simultaneous oil production from two formations
US20170016311A1 (en) Downhole gas separator apparatus
RU2691423C1 (en) Method of development and operation of wells
RU2284410C2 (en) Downhole pumping plant for oil production and water injection in formation
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2718633C2 (en) Hydrocarbon production system and corresponding method
WO1999015755A2 (en) Dual injection and lifting system
RU2464413C1 (en) Borehole pump unit for simultaneous operation of two beds with gas bypass from under parker space (versions)
RU2732940C1 (en) Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well
RU2381352C1 (en) Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production
RU2559999C2 (en) Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation
GB2549751A (en) Method of pumping a well with dual alternate submersible pumps
US10227986B2 (en) Pumping system for a wellbore and methods of assembling the same
US20160109063A1 (en) Apparatus and method to flush esp motor oil
RU2601685C1 (en) Method of operating flooded wells and system therefor
RU2313657C1 (en) Downhole system and bottomhole hydraulic machine for fluid production

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20200805