RU2691423C1 - Способ освоения и эксплуатации скважин - Google Patents
Способ освоения и эксплуатации скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2691423C1 RU2691423C1 RU2018106752A RU2018106752A RU2691423C1 RU 2691423 C1 RU2691423 C1 RU 2691423C1 RU 2018106752 A RU2018106752 A RU 2018106752A RU 2018106752 A RU2018106752 A RU 2018106752A RU 2691423 C1 RU2691423 C1 RU 2691423C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shank
- well
- anchor
- centrifugal pump
- pump
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Изобретение относится к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, в том числе с большим газовым фактором. Технический результат – повышение эффективности технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах. Между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливают секцию мультифазного насоса. Погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжают наружным герметизирующим кожухом. Кожух герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб хвостовика, герметично соединенного с нижней частью герметичного кожуха. В скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, устанавливают хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. Хвостовик может быть комбинированным и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями, для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м. Этот хвостовик в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны. Собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя. Разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с ниппелем в полированной втулке якоря-трубодержателя. Запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик горизонтальной части скважины, хвостовик, присоединенный к якорю-трубодержателю, хвостовик с ниппелем, внутреннюю полость герметичного кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи углеводородов, а именно к погружным насосным установкам для эксплуатации скважин, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в том числе с большим газовым фактором.
Известна установка для эксплуатации пластов в скважине, (аналог) (1), патент RU 90121 U1 Е21В 43/14, дата подачи заявки 29.12.2008, опубликовано 27.12.2009, включающая электропогружной насос с кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, двигатель которого оснащен датчиком, как минимум одним пакером, разделяющим скважину на зоны пластов. Хвостовик оснащен как минимум одним каналом, который сообщен соответствующей зоной скважины с установленным по необходимости штуцером, регулирующим производительность соответствующего пласта. Верхний пакер установлен над верхним пластом и оснащен сверху технологическим патрубком, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением с внутренним герметизирующим узлом. Кожух снизу оснащен полым плунжером, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле. При наличии нарушений в скважине выше центрирующего расширения, под ним на технологическом патрубке может быть установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета, пропускающая в скважине только снизу вверх. Недостатком является невозможность использования в скважинах с большим газовым фактором, с пакером, перекрывающим выход газа на устье скважины. Известен способ добычи нефти из горизонтальных скважин, (аналог) (2), патент РФ №2034132 Е21В 43/00, дата подачи заявки 10.03.1992, опубликовано 30.04.1995. Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти из горизонтальных нефтяных скважин, имеющих низкие динамические уровни. Для снижения аварийности глубинно-насосного оборудования ниже точки начала отклонения основного ствола горизонтальной скважины бурят вертикальный ствол, а глубинный насос размещают в вертикальном стволе. Пластовая жидкость после запуска насоса из горизонтального ствола скважины поступает на прием насоса сверху. Недостатками являются невозможность использования на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах из-за габаритного диаметра кожуха насоса и на скважинах, имеющих нарушения выше пласта.
Известен способ применения электроцентробежного насоса в герметичном кожухе с мультифазным насосом и пакером, (прототип) (3), патент RU №2620667 C1 Е21В подачи заявки 15.12.2015, опубликовано: 29.05.2017. В скважине ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны, либо над верхним интервалом перфорации устанавливают пакер, либо двухпакерную компоновку, между электроцентробежным насосом и входным модулем устанавливается секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб с отсекающим пакером ниже насоса при помощи патрубка с уплотнительными элементами. К герметичному кожуху присоединяют хвостовик из насосно-компрессорных труб, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки верхнего пакера или двухпакерной компоновки, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с пакером, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости из под пакера через хвостовик, внутреннюю полость герметизирующего кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Недостатком способа является неэффективность использования для добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации. Технической задачей решаемой способом освоения и эксплуатации скважин является повышение эффективности технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, в том числе в скважинах с большим газовым фактором. Технический результат, достигаемый изобретением, решается предлагаемым способом освоения и эксплуатации скважин, при котором предварительно в скважине ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Применение способа позволяет повысить эффективность технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель. Сущность изобретения заключается в том, что при использовании способа освоения и эксплуатации скважин, в скважинах с большим газовым фактором между электроцентробежным насосом и входным модулем установлена секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб хвостовика, герметично соединенного с нижней частью герметичного кожуха. Согласно изобретения предварительно в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. Хвостовик может быть комбинированным, и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны. Собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с ниппелем в полированной втулке якоря-трубодержателя, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик горизонтальной части скважины, хвостовик, присоединенный к якорю-трубодержателю, хвостовик с ниппелем, внутреннюю полость герметичного кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос. Предлагаемый способ освоения и эксплуатации скважин позволяет повысить эффективность технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель, в том числе в скважинах с большим газовым фактором, стабилизирует работу оборудования, устраняет скопление газа в межтрубном пространстве и возможность захвата его электроцентробежным насосом, приводящее к срыву рабочего режима электроцентробежного насоса, улучшает охлаждение погружного электродвигателя. Нерастворенный газ не сбрасывается в затрубное пространство, а за счет газлифтного эффекта в насосно-компрессорных трубах увеличивает напор и КПД электроцентробежного насоса.
На чертеже изображена компоновка, поясняющая способ освоения и эксплуатации скважин.
При использовании способа освоения и эксплуатации скважин работу производят следующим образом.
При первой спуско-подъемной операции, в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса 16 с погружным электродвигателем 12 в герметичном кожухе 11 на 10-50 метров, в эксплуатационной колонне 18 установлен якорь-трубодержатель 7, содержащий полированную втулку 8, к которому присоединен переводник 6, комбинированный хвостовик из насосно-компрессорных труб 5 и 2, в горизонтальной части скважины 4 выполненный из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом 3 между его частями 5 и 2 для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания, на конце которого установлен фильтр 1. Затем вторым этапом на колонне труб 17 спускается в последовательности снизу вверх хвостовик из насосно-компрессорных труб 10, длиной 10-50 метров, с ниппелем 9, присоединенный к герметичному кожуху 11, герметичный кожух 11 с установленными в нем гидрозащитой 13 и погружным электродвигателем 12, входной модуль 14 с герметичным соединением с герметичным кожухом 11 и герметичным каналом линии питания погружного электродвигателя (на чертеже не показано), мультифазный насос 15, электроцентробежный насос 16. Собранная компоновка спускается в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя 7, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика 10 с ниппелем 9 в полированной втулке 8 якоря-трубодержателя 7, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик 2 горизонтальной части скважины, хвостовик 5, присоединенный к якорю-трубодержателю 7, хвостовик 10 с ниппелем 9, внутреннюю полость герметичного кожуха 11, входной модуль 14 и мультифазный насос 15 в электроцентробежный насос 16. Новым является то, что предварительно в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб. Длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м. Хвостовик может быть комбинированным, и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями, для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания. К герметичному кожуху электроцентробежного насоса присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя. Корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны.
Применение способа позволяет повысить эффективность технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель, при этом длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы разместить погружной насос на технологически допустимой глубине, в том числе в скважинах с большим газовым фактором.
Технологический и технический результаты при использовании способа освоения и эксплуатации скважин достигаются за счет повышения эффективности технологии добычи пластового флюида в горизонтальных скважинах и хвостовиках, в скважинах с большим расстоянием от погружного насоса до интервала перфорации, за счет возможности установки хвостовика из насосно-компрессорных труб большой протяженности, так как основная нагрузка от веса хвостовика приходится на якорь-трубодержатель, при этом длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы разместить погружной насос на технологически допустимой глубине, в том числе в скважинах с большим газовым фактором.
Экономический эффект от использования изобретения может достигаться за счет увеличения наработки на отказ, продления срока службы насосной установки и уменьшения времени на проведение дополнительных видов работ.
Использованная литература.
1. Патент RU 90121 U1 Е21В 43/14, подача заявки 29.12.2008, опубликовано 27.12.2009.
2. Патент РФ №2034132 Е21В 43/00, подача заявки 10.03.1992, опубликовано 30.04.1995.
3. Патент RU №2620667 C1 Е21В, подача заявки 15.12.2015, опубликовано: 29.05.2017.
Claims (1)
- Способ освоения и эксплуатации скважин, при котором в скважинах с большим газовым фактором между электроцентробежным насосом и входным модулем установлена секция мультифазного насоса, а погружной электродвигатель с гидрозащитой, охлаждаемый перекачиваемой жидкостью, снабжен наружным герметизирующим кожухом, который герметично соединен с входным модулем электроцентробежного насоса и выполнен с возможностью изолирования приема насоса от межтрубного пространства и гидравлического соединения его с полостью колонны труб хвостовика, герметично соединенного с нижней частью герметичного кожуха, отличающийся тем, что предварительно в скважине, ниже глубины установки электроцентробежного насоса в герметичном кожухе, на якоре-трубодержателе, содержащем полированную втулку, установлен хвостовик из насосно-компрессорных труб, при этом длину хвостовика подбирают таким образом, чтобы расстояние от головы хвостовика с якорем-трубодержателем и полированной втулкой до технологически допустимой глубины установки электроцентробежного насоса составляло 10-50 м, причем хвостовик выполнен комбинированным и в горизонтальной части скважины выполнен из легкоразбуриваемых материалов, например стеклопластика или алюминия, с аварийно-разъединительным узлом между его частями для разъединения в аварийных ситуациях и возможности разбуривания, а к герметичному кожуху электроцентробежного насоса герметично присоединен отдельный хвостовик из насосно-компрессорных труб длиной 10-50 м, который в нижней части содержит ниппель для герметичного соединения с полированной втулкой якоря-трубодержателя, при этом корпус якоря-трубодержателя не имеет плотного прилегания к внутренней поверхности эксплуатационной колонны за исключением плашек и свободно пропускает скважинную жидкость и газ в зазоре между корпусом и стенками эксплуатационной колонны, собранную компоновку спускают в скважину до глубины установки якоря-трубодержателя, после чего разгрузкой производят герметичную стыковку хвостовика с ниппелем в полированной втулке якоря-трубодержателя, запускают скважину в работу с обеспечением поступления жидкости через хвостовик горизонтальной части скважины, хвостовик, присоединенный к якорю-трубодержателю, хвостовик с ниппелем, внутреннюю полость герметичного кожуха, входной модуль и мультифазный насос в электроцентробежный насос.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018106752A RU2691423C1 (ru) | 2018-02-22 | 2018-02-22 | Способ освоения и эксплуатации скважин |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018106752A RU2691423C1 (ru) | 2018-02-22 | 2018-02-22 | Способ освоения и эксплуатации скважин |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2691423C1 true RU2691423C1 (ru) | 2019-06-13 |
Family
ID=66947817
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018106752A RU2691423C1 (ru) | 2018-02-22 | 2018-02-22 | Способ освоения и эксплуатации скважин |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2691423C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU200340U1 (ru) * | 2020-03-17 | 2020-10-19 | Игорь Александрович Малыхин | Компоновка погружного электродвигателя в герметичном кожухе с капиллярной трубкой для закачки реагентов |
RU2744551C1 (ru) * | 2020-08-04 | 2021-03-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6126416A (en) * | 1998-01-13 | 2000-10-03 | Camco International, Inc. | Adjustable shroud for a submergible pumping system and pumping system incorporating same |
RU90121U1 (ru) * | 2008-12-29 | 2009-12-27 | Николай Иванович Парийчук | Установка для эксплуатации пластов в скважине |
RU2394978C1 (ru) * | 2009-06-23 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | Способ освоения и эксплуатации скважин |
RU132836U1 (ru) * | 2013-03-28 | 2013-09-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Погружная насосная установка |
RU2620667C1 (ru) * | 2015-12-15 | 2017-05-29 | Игорь Александрович Малыхин | Способ применения электроцентробежного насоса с мультифазным насосом и пакером |
-
2018
- 2018-02-22 RU RU2018106752A patent/RU2691423C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6126416A (en) * | 1998-01-13 | 2000-10-03 | Camco International, Inc. | Adjustable shroud for a submergible pumping system and pumping system incorporating same |
RU90121U1 (ru) * | 2008-12-29 | 2009-12-27 | Николай Иванович Парийчук | Установка для эксплуатации пластов в скважине |
RU2394978C1 (ru) * | 2009-06-23 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | Способ освоения и эксплуатации скважин |
RU132836U1 (ru) * | 2013-03-28 | 2013-09-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Погружная насосная установка |
RU2620667C1 (ru) * | 2015-12-15 | 2017-05-29 | Игорь Александрович Малыхин | Способ применения электроцентробежного насоса с мультифазным насосом и пакером |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU200340U1 (ru) * | 2020-03-17 | 2020-10-19 | Игорь Александрович Малыхин | Компоновка погружного электродвигателя в герметичном кожухе с капиллярной трубкой для закачки реагентов |
RU2744551C1 (ru) * | 2020-08-04 | 2021-03-11 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ эксплуатации электроцентробежного насоса скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7736133B2 (en) | Capsule for two downhole pump modules | |
US8997870B2 (en) | Method and apparatus for separating downhole hydrocarbons from water | |
US6615926B2 (en) | Annular flow restrictor for electrical submersible pump | |
US8474520B2 (en) | Wellbore drilled and equipped for in-well rigless intervention ESP | |
US20050230121A1 (en) | ESP/gas lift back-up | |
RU2335625C1 (ru) | Установка для эксплуатации скважины | |
US8613311B2 (en) | Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems | |
RU2691423C1 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважин | |
US20090145612A1 (en) | High Velocity String for Well Pump and Method for Producing Well Fluid | |
WO2017111661A1 (ru) | Малогабаритный погружной насосный агрегат | |
CN110234836B (zh) | 带罩电潜泵 | |
RU2515630C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины двумя погружными насосами и оборудование для его реализации | |
RU2485292C2 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной эксплуатации скважины с двумя пластами | |
RU2405925C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов | |
RU2454531C1 (ru) | Пакерная установка (варианты) и устройство промывки насоса для нее (варианты) | |
RU2381352C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов | |
RU177609U1 (ru) | Вертикальная насосная установка | |
RU2522837C1 (ru) | Устройство для одновременно-раздельной добычи скважинного флюида и закачки жидкости | |
RU2532501C1 (ru) | Пакер многофункциональный | |
RU2569526C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин | |
RU2726704C1 (ru) | Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом | |
RU169737U1 (ru) | Комплексная погружная бесштанговая электронасосная установка для закачки воды в продуктивный пласт | |
US10989025B2 (en) | Prevention of gas accumulation above ESP intake | |
RU2630835C1 (ru) | Установка для одновременной добычи нефти из двух пластов | |
RU165135U1 (ru) | Погружная насосная установка |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20210223 |