RU2680028C1 - Compressor unit - Google Patents
Compressor unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2680028C1 RU2680028C1 RU2018118830A RU2018118830A RU2680028C1 RU 2680028 C1 RU2680028 C1 RU 2680028C1 RU 2018118830 A RU2018118830 A RU 2018118830A RU 2018118830 A RU2018118830 A RU 2018118830A RU 2680028 C1 RU2680028 C1 RU 2680028C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pressure
- working
- low
- low pressure
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B19/00—Machines or pumps having pertinent characteristics not provided for in, or of interest apart from, groups F04B1/00 - F04B17/00
- F04B19/04—Pumps for special use
- F04B19/06—Pumps for delivery of both liquid and elastic fluids at the same time
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04B—POSITIVE-DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS
- F04B23/00—Pumping installations or systems
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F1/00—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped
- F04F1/06—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped the fluid medium acting on the surface of the liquid to be pumped
- F04F1/08—Pumps using positively or negatively pressurised fluid medium acting directly on the liquid to be pumped the fluid medium acting on the surface of the liquid to be pumped specially adapted for raising liquids from great depths, e.g. in wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
- Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
- Y02P20/10—Process efficiency
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области компрессорных машин, и может быть использовано при добыче нефти и газа на месторождениях углеводородов на суше или на море, в том числе для реализации газлифтного метода эксплуатации скважин или для технологий закачки различных газов в пласт при внедрении методов увеличения нефтеотдачи.The invention relates to the field of compressor machines, and can be used in oil and gas production on hydrocarbon deposits on land or at sea, including for the implementation of the gas-lift method of operating wells or for technologies for injecting various gases into the reservoir when implementing methods for increasing oil recovery.
Известна компрессорная установка, содержащая две рабочие камеры, сообщающиеся с жидкостным насосом, перепускное распределительное устройство и нагнетательное распределительное устройство, всасывающие газовые клапаны и нагнетательные газовые клапаны, которые отделяют полости рабочих камер от газопровода низкого давления и газопровода высокого давления (SU 1707231 A1, 23.01.1992 г.).A known compressor installation containing two working chambers in communication with a liquid pump, a bypass switchgear and a pressure distributing device, suction gas valves and pressure gas valves that separate the cavity of the working chambers from the low pressure gas pipeline and high pressure gas pipeline (SU 1707231 A1, 23.01. 1992).
Недостатком известного устройства является низкая эффективность рабочего процесса при сжатии газа, поскольку при перепуске газа через жидкостной насос мощность двигателя значительно снижается, провоцируя неравномерность нагрузки на двигатель.A disadvantage of the known device is the low efficiency of the working process during gas compression, since when the gas is bypassed through a liquid pump, the engine power is significantly reduced, causing an uneven load on the engine.
Из известных устройств наиболее близкой к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является компрессорная установка, содержащая рабочую камеру, сообщающуюся с жидкостным насосом, эжектор, перепускное распределительное устройство, всасывающий газовый клапан, который отделяет полость рабочей камеры и газопровода высокого давления от газопровода низкого давления (RU 2154749C2, 20.08. 2000 г.).Of the known devices, the closest to the proposed technical essence and the achieved result is a compressor unit containing a working chamber in communication with a liquid pump, an ejector, a bypass switchgear, a suction gas valve that separates the cavity of the working chamber and the high pressure gas pipeline from the low pressure gas pipeline ( RU 2154749C2, 08.20.2000).
Недостатком указанного устройства является низкая эффективность рабочего процесса при сжатии газа, поскольку при заполнении газом рабочей камеры мощность жидкостного насоса и приводного двигателя значительно ниже, чем при вытеснении газа в газопровод высокого давления, что сопровождается неравномерной загрузкой двигателя. Указанное обстоятельство негативно отражается на эффективности самого рабочего процесса при сжатии и перекачке газа. Кроме того, из-за неравномерной загрузки установленная мощность двигателя к насосу должна быть увеличена, что сопряжено с соответствующим увеличением габаритов жидкостного насоса, двигателя и рабочих камер.The disadvantage of this device is the low efficiency of the working process during gas compression, since when filling the working chamber with gas, the power of the liquid pump and the drive motor is much lower than when gas is displaced into the high pressure gas pipeline, which is accompanied by uneven engine loading. This circumstance negatively affects the efficiency of the working process itself during gas compression and pumping. In addition, due to uneven loading, the installed capacity of the engine to the pump should be increased, which is associated with a corresponding increase in the dimensions of the liquid pump, engine and working chambers.
Технической проблемой, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является повышение энергоэффективности и снижение габаритов компрессорной установки.The technical problem to which the invention is directed is to increase energy efficiency and reduce the size of the compressor unit.
Указанная проблема решается тем, что компрессорная установка, содержит рабочие камеры высокого и низкого давления, выполненные в виде частично заполненных жидкостью подземных вертикальных емкостей с устьевыми головками, всасывающий и нагнетательный газовые клапаны, установленные, соответственно, на газопроводах низкого и высокого давления, подсоединенных к полостям устьевых головок рабочих камер высокого и низкого давления, погружной жидкостной насос, размещенный в рабочей камере низкого давления, и эжектор, сопло которого подсоединено к выходу погружного жидкостного насоса, вход камеры смешения через всасывающий газовый клапан сообщается с газопроводом низкого давления, а выход камеры смешения гидравлически связан с рабочей камерой высокого давления, при этом рабочие камеры низкого и высокого давления сообщаются между собой посредством регулируемых распределительных устройств, установленных, соответственно, на линии, сообщающей указанные камеры непосредственно, и на линии, соединяющей выход погружного жидкостного насоса с рабочей камерой высокого давления.This problem is solved in that the compressor installation comprises working chambers of high and low pressure, made in the form of underground vertical tanks with wellheads partially filled with liquid, suction and discharge gas valves installed, respectively, on low and high pressure gas pipelines connected to the cavities wellhead heads of the working chambers of high and low pressure, a submersible liquid pump located in the working chamber of low pressure, and an ejector, the nozzle of which is connected It is connected to the outlet of the submersible liquid pump, the inlet of the mixing chamber through the suction gas valve is in communication with the low pressure gas pipeline, and the outlet of the mixing chamber is hydraulically connected to the working chamber of high pressure, while the working chambers of low and high pressure communicate with each other by means of adjustable distribution devices installed respectively, on the line communicating the said chambers directly, and on the line connecting the outlet of the submersible liquid pump to the high-pressure working chamber.
Достигаемый технический результат заключается в снижении колебаний мощности жидкостного насоса, и, соответственно, приводного двигателя за счет реализации эжекторного процесса для предварительного сжатия газа при заполнении рабочей камеры газом с одновременным снижением гидравлического сопротивления.The technical result achieved is to reduce the power fluctuations of the liquid pump, and, accordingly, the drive motor due to the implementation of the ejector process for preliminary compression of the gas when filling the working chamber with gas while reducing hydraulic resistance.
Сущность изобретения поясняется чертежом, на котором представлена схема заявляемой компрессорной установки.The invention is illustrated in the drawing, which shows a diagram of the inventive compressor installation.
Компрессорная установка содержит рабочие камеры 1, 2 низкого и высокого давления, регулируемые распределительные устройства 3, 4, погружной жидкостной насос 5, всасывающий газовый клапан 6, нагнетательный газовый клапан 7, установленные, соответственно, на газопроводах низкого 8 и высокого 9 давления. Выход 10 погружного жидкостного насоса 5 соединен с соплом 11 эжектора. Вход камеры смешения 12 эжектора через всасывающий газовый клапан 6 сообщается с газопроводом низкого давления 8, а выход камеры смешения 12 гидравлически связан с рабочей камерой высокого давления 2. Рабочая камера 2 высокого давления выполнена в виде частично заполненной жидкостью подземной вертикальной емкости 13 с устьевой головкой 14. Рабочая камера 1 низкого давления выполнена в виде частично заполненной жидкостью подземной вертикальной емкости 15 с устьевой головкой 16. Погружной жидкостной насос 5 может быть оснащен регулятором подачи 17. Регулятор подачи 17 может быть выполнен в виде частотного преобразователя, который подключен через электрический кабель 18 к электродвигателю 19, который и приводит в действие жидкостной насос 5. Для исключения попадания газа в жидкостный насос 5, в рабочих камерах 1 и/или 2 могут использоваться колонны насосно-компрессорных труб 20, как в известных технических решениях, когда погружная насосная установка (или отдельная колонна труб) спускается в скважину под уровень жидкости. На фигуре для наглядности показана граница раздела 21 между жидкостью и газом в рабочей камере.The compressor installation comprises
При этом рабочие камеры низкого 1 и высокого 2 давления сообщаются между собой посредством регулируемых распределительных устройств 3 и 4, установленных, соответственно, на линии, сообщающей указанные камеры непосредственно, и на линии, соединяющей выход 10 погружного жидкостного насоса 5 с рабочей камерой высокого давления 2.In this case, the working chambers of low 1 and high 2 pressures are interconnected by means of
Рабочие камеры низкого 1 и высокого 2 давления могут быть выполнены с применением известной технологии строительства скважин, и с использованием серийно выпускаемого нефтяного и газового оборудования.Working chambers of low 1 and high 2 pressure can be performed using well-known well construction technology, and using commercially available oil and gas equipment.
Работа компрессорной установки может быть автоматизирована и компьютеризирована с использованием системы управления 22. Система управления 22 соединена с датчиками 23 и 24 через каналы связи 25 и 26, соответственно. В качестве датчиков 23 и 24 могут быть использованы датчики давления, к примеру (также могут использоваться и другие известные датчики, в том числе для контроля скорости потока, плотности перекачиваемой среды, или датчики для контроля уровня жидкости в скважине: по расстоянию от устья скважины до границы раздела 21 между жидкостью и газом в рабочей камере). Система управления 22 соединена с регулятором подачи 17 через канал связи 27. Система управления 22 соединена с регулируемыми распределительными устройствами 4 и 3 через каналы управления 28 и 29, соответственно.The operation of the compressor unit can be automated and computerized using the
Компрессорная установка работает следующим образом.The compressor installation operates as follows.
Рабочие камеры высокого 2 и низкого 1 давления, выполненные в виде подземных вертикальных емкостей 13 и 15, частично заполнены жидкостью, в качестве которой может использоваться пластовая вода. При режиме работы, когда регулируемое распределительное устройство 4 закрыто, а регулируемое распределительном устройстве 3 открыто, погружной жидкостной насос 5 подает жидкость из рабочей камеры низкого давления 1 в сопло 11 эжектора. За счет энергии струи жидкости на входе камеры смешения 12 эжектора понижается давление, и в камеру смешения 12 поступает газ из газопровода низкого давления 8, через открытый всасывающий газовый клапан 6. На выходе камеры смешения 12 эжектора повышается давление в потоке смеси жидкости и газа, за счет преобразования кинетической энергии жидкости в потенциальную энергию, что сопровождается повышением давления при понижении скорости течения газожидкостного потока. Сжатый газ вместе с жидкостью поступает в рабочую камеру высокого давления 2, где реализуется процесс сепарации, с разделением газожидкостной смеси на жидкую и газовую фазу. Жидкость скапливается в нижней части рабочей камеры высокого давления 2, а газ в верхней части, как в известных гравитационных сепараторах. Сжатый газ накапливается в верхней части рабочей камеры высокого давления 2, что приводит к смещению границы раздела 21 в направлении сверху вниз. При этом жидкость из рабочей камеры высокого давления 2 вытесняется через колонну насосно-компрессорных труб 20, и через открытое регулируемое распределительное устройство 3, в рабочую камеру низкого давления 1. При этом газ из рабочей камеры низкого давления 1 отводится в камеру смешения 12 эжектора через открытый всасывающий газовый клапан 6, поскольку рабочая камера 1 сообщается с газопроводом низкого давления 8. Когда граница раздела 21 приблизится к нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб 20, в систему управлений 22 поступит сигнал с датчика 23 через канал связи 25. При этом система управления 22 сгенерирует управляющий сигнал на закрытие регулируемого распределительного устройства 3, и на открытие регулируемого распределительного устройства 4. Управляющий сигнал на закрытие регулируемого распределительного устройства 3 поступает через канал управления 29. Управляющий сигнал на открытие регулируемого распределительного устройства 4 поступает через канал управления 28. Часть жидкости с выхода 10 погружного жидкостного насоса 5 начнет поступать в полость колонны насосно-компрессорных трубThe working chambers of high 2 and low 1 pressure, made in the form of underground
20 через открытое регулируемое распределительное устройство 4. При этом снижается гидравлическое сопротивление и уменьшаются потери мощности в каналах при заполнении рабочей камеры 2 жидкостью, поскольку жидкость в рабочую камеру 2 поступает уже по двум параллельным каналам: через регулируемое распределительное устройство 4, и через сопло 11, камеру смешения 12 эжектора.20 through an open
Граница раздела 21 начнет смещаться в направлении снизу вверх, поскольку регулируемое распределительное устройство 3 переведено в закрытое положение. При этом продолжится сжатие газа в рабочей камере высокого давления 2, что сопровождается соответствующим ростом давления. Из-за увеличения давления в рабочей камере высокого давления 2 всасывающий газовый клапан 6 закроется. При смещении границы раздела 21 вверх, наступит момент, когда давление в рабочей камере высокого давления 2 сравняется с давлением в газопроводе высокого давления 9, а информация об этом поступит в систему управления 22, поскольку система управления 22 соединена с датчиками 23 и 24 через каналы связи 25 и 26, соответственно. Такое выравнивание давления приведет к открытию нагнетательного газового клапана 7. При дальнейшем смещении границы раздела 21 вверх, сжатый газ из рабочей камеры высокого давления 2 вытесняется в газопровод высокого давления 9, через открытый нагнетательный газовый клапан 7. После цикла вытеснения газа, жидкость попадет в полость нагнетательного газового клапана 7, и такое замещения газа на жидкость отразится на показаниях от датчиков 23 и 24. В систему управления, таким образом, поступит сигнал о завершении цикла по вытеснению газа из рабочей камеры высокого давления 2. При этом система управления 22 сгенерирует управляющий сигнал на открытие регулируемого распределительного устройства 3, и на закрытие регулируемого распределительного устройства 4. Управляющий сигнал на открытие регулируемого распределительного устройства 3 поступает через канал управления 29. Управляющий сигнал на закрытие регулируемого распределительного устройства 4 поступает через канал управления 28. При этом давление в рабочей камере высокого давления 2 снизится до значения равного давлению в рабочей камере низкого давления 1, и соответственно до значения давления в газопроводе низкого давления 8, поскольку рабочая камера 1 сообщается с газопроводом низкого давления 8. При этом закроется нагнетательный газовый клапан 7. Вся жидкость с выхода 10 погружного жидкостного насоса 5 будет поступать в сопло 11 эжектора. При этом на входе камеры смешения 12 снизится давление, что приведет к открытию всасывающего газового клапана 6. В камеру смешения 12 эжектора начнет поступать газ из газопровода низкого давления 8, и описанный выше цикл работы повторится. Тем самым достигается технический результат изобретения, которой заключается в снижении колебаний мощности погружного жидкостного насоса 5, и приводного двигателя 19 соответственно, за счет использования эжекторного процесса для предварительного сжатия газа при заполнении рабочей камеры 2 газом, с одновременной откачкой жидкости из этой же рабочей камеры 2. Кроме того, компрессорная установка может иметь исполнение, где погружной жидкостной насос 5 оснащен регулятором подачи 17. Регулятор подачи 17 может быть выполнен в виде частотного преобразователя, который, как в известной системе регулирования, подключен через электрический кабель 18 к электродвигателю 19, который и приводит в действие погружной жидкостной насос 5. При подаче управляющего сигнала от системы управления 22, через канал управления 27, на регулятор подачи 17 в виде частотного преобразователя, достигается изменение частоты вращения ротора у погружного жидкостного насоса 5, что позволяет снизить колебания мощности жидкостного насоса 5, и приводного двигателя 19 соответственно.The boundary of
Предлагаемое изобретение предоставляет дополнительные возможности для использования принципов унификации. Широкая гамма серийно выпускаемых обсадных труб, устьевого и насосного оборудования дает возможности для сборки оптимальной компрессорной установки, при самых различных давлениях и производительности компрессорной установки. В том числе в качестве рабочих камер 1 и 2 могут быть использованы нефтяные или газовые скважины, выведенные в бездействующий фонд скважин. Для морских месторождений подобная компактная компрессорная установка может быть расположена на дне моря или на морской нефтяной платформе.The present invention provides additional opportunities for using the principles of unification. A wide range of commercially available casing, wellhead and pumping equipment makes it possible to assemble the optimal compressor installation, at the most varied pressures and performance of the compressor installation. In particular, oil or gas wells withdrawn to an inactive well stock may be used as working
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018118830A RU2680028C1 (en) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Compressor unit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018118830A RU2680028C1 (en) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Compressor unit |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2680028C1 true RU2680028C1 (en) | 2019-02-14 |
Family
ID=65442729
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018118830A RU2680028C1 (en) | 2018-05-22 | 2018-05-22 | Compressor unit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2680028C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2702952C1 (en) * | 2019-04-03 | 2019-10-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Compressor unit |
CN110360077A (en) * | 2019-08-16 | 2019-10-22 | 智马(北京)油气设备有限公司 | A kind of auxiliary pumping equipment of the natural gas well |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3929399A (en) * | 1974-06-05 | 1975-12-30 | Compump Systems Inc | Method and apparatus for pumping a liquid and compressing a gas |
SU1372108A1 (en) * | 1986-04-21 | 1988-02-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Gas-liquid pumping unit |
SU1707231A1 (en) * | 1990-02-14 | 1992-01-23 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Piston compressor with hydraulic drive |
RU2154749C2 (en) * | 1998-09-25 | 2000-08-20 | Елисеев Вячеслав Николаевич | Method of and device for compressing and pumping over gases or gas-liquid mixtures |
-
2018
- 2018-05-22 RU RU2018118830A patent/RU2680028C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3929399A (en) * | 1974-06-05 | 1975-12-30 | Compump Systems Inc | Method and apparatus for pumping a liquid and compressing a gas |
SU1372108A1 (en) * | 1986-04-21 | 1988-02-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Gas-liquid pumping unit |
SU1707231A1 (en) * | 1990-02-14 | 1992-01-23 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Piston compressor with hydraulic drive |
RU2154749C2 (en) * | 1998-09-25 | 2000-08-20 | Елисеев Вячеслав Николаевич | Method of and device for compressing and pumping over gases or gas-liquid mixtures |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2702952C1 (en) * | 2019-04-03 | 2019-10-14 | федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Compressor unit |
CN110360077A (en) * | 2019-08-16 | 2019-10-22 | 智马(北京)油气设备有限公司 | A kind of auxiliary pumping equipment of the natural gas well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11613972B2 (en) | System and method for low pressure gas lift artificial lift | |
CA2376701C (en) | Gas recovery apparatus, method and cycle having a three chamber evacuation phase for improved natural gas production and down-hole liquid management | |
US7669652B2 (en) | Subsea pumping system | |
EP1228311A2 (en) | A production system and method for producing fluids from a well | |
US7594543B2 (en) | Method and apparatus for production in oil wells | |
RU2680028C1 (en) | Compressor unit | |
US20150000926A1 (en) | Gas lift system for oil production | |
RU2571124C2 (en) | Oil-producing complex | |
GB2573121A (en) | Injecting fluid into a hydrocarbon production line or processing system | |
US20140322035A1 (en) | Drive system for surface hydraulic accumulator | |
CN111021995B (en) | Mechanical pumping drainage gas production wellhead supercharging process tubular column | |
RU2674042C1 (en) | Pumping-ejector unit for operating wells | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2506456C1 (en) | Borehole pump unit | |
RU2531228C1 (en) | Well operation installation | |
RU2714989C1 (en) | Compressor unit | |
RU2440514C1 (en) | Oil-well pumping unit | |
Sazonov et al. | Designing a compressor unit for gas compression at sequential work of an ejector and a power pump | |
RU2601685C1 (en) | Method of operating flooded wells and system therefor | |
RU2792453C1 (en) | Method of hydrodynamic stimulation of the formation to increase oil recovery | |
RU2802907C1 (en) | Hydraulic rod drive of a submersible positive displacement pump (embodiments) | |
RU85187U1 (en) | SYSTEM FOR THE USE OF WATERFLOWING OIL PRODUCING WELLS WHEN ORGANIZING LAYER PRESSURE MAINTENANCE ON THE INTER-WELL TRANSFER TECHNOLOGY | |
RU2255245C2 (en) | Oil-well electrohydraulic pumping unit | |
RU40647U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF A TWO LAYER WELL | |
EA044576B1 (en) | DEVICE FOR OIL PRODUCTION AND METHOD FOR OIL PRODUCTION USING THE DEVICE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20200528 |
|
PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20201005 |