RU2722174C1 - Pump unit for simultaneous separate operation of two formations - Google Patents

Pump unit for simultaneous separate operation of two formations Download PDF

Info

Publication number
RU2722174C1
RU2722174C1 RU2019135901A RU2019135901A RU2722174C1 RU 2722174 C1 RU2722174 C1 RU 2722174C1 RU 2019135901 A RU2019135901 A RU 2019135901A RU 2019135901 A RU2019135901 A RU 2019135901A RU 2722174 C1 RU2722174 C1 RU 2722174C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
esp
pump
input module
annular gap
pump unit
Prior art date
Application number
RU2019135901A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Юрий Валентинович Данченко
Михаил Васильевич Паначев
Максим Олегович Перельман
Евгений Вячеславович Пошвин
Original Assignee
Акционерное общество "Новомет-Пермь"
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 Акционерное общество "Новомет-Пермь" filed Critical Акционерное общество "Новомет-Пермь"
Priority to RU2019135901A priority Critical patent/RU2722174C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2722174C1 publication Critical patent/RU2722174C1/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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to oil industry, namely to pumping units for simultaneous separate operation of two well formations. Pump unit includes flow column, cable, upper ESP, upper input module, lower pump unit including lower ESP, lower input module, hydraulic protection and electric motor, and packer between upper input module and lower ESP separating upper and lower formations. On the upper ESP the casing is installed with formation of the upper annular gap. Flow channels are additionally made in the upper inlet module. Packer is made with a central hole, in which a shaft transmitting rotation from the lower ESP through the upper input module to the upper ESP passes through the lower annular gap. Upper annular gap, flow channels and lower annular gap form a hydraulic line communicating output of lower pump unit with flow column.
EFFECT: reduced metal consumption and reduced length of the pump unit, simplified assembly at the well.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к погружным насосным установкам, эксплуатирующим одновременно два пласта скважины.The invention relates to the oil industry, namely to submersible pumping units operating simultaneously two layers of the well.

Известна насосная установка для эксплуатации пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, хвостовик, выполненный с несколькими каналами, каждый из которых снабжен манометрами и электроклапанами и сообщен с одним из пластов скважины, пакеры, установленные снаружи хвостовика между пластами, электропогружной насос, входной модуль, электродвигатель, кожух с узлом герметичного вывода кабеля, окружающий электродвигатель и входной модуль, и наземный блок управления, функционально связанный с манометрами и электроклапанами [Пат. №2339795 РФ, Е21В 43/14, 2008].Known pumping unit for the operation of formations in the well, containing a column of elevator pipes, a cable, a liner made with several channels, each of which is equipped with pressure gauges and electrovalves and communicates with one of the layers of the well, packers installed outside the liner between the layers, an electric submersible pump, input a module, an electric motor, a casing with a tight cable outlet assembly, a surrounding electric motor and an input module, and a ground control unit operably connected to manometers and electrovalves [Pat. No. 2339795 of the Russian Federation, ЕВВ 43/14, 2008].

Недостатком насосной установки является невысокая производительность, поскольку откачка жидкости производится единственным электропогружным насосом, который с помощью электроклапанов поочередно соединяется через каналы с одним из пластов при достижении в нем заданного забойного давления.The disadvantage of the pumping unit is its low productivity, since liquid is pumped out by a single electric submersible pump, which, with the help of electrovalves, alternately connects through channels with one of the layers when the specified bottomhole pressure is reached in it.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, разделенных пакером, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, верхний винтовой насос с верхним приводом, заключенный в верхний кожух, который снабжен боковым входным каналом и сообщен сверху с лифтовой колонной, нижний электропогружной насос, выход которого оснащен дополнительным клапаном и сообщен с верхним кожухом, и электродвигатель, заключенный в нижний кожух, который снабжен узлом герметизации кабеля и сообщен с входом электропогружного насоса сверху и с подпакерным пространством через хвостовик снизу [Пат. №2368764 РФ, Е21В 43/14, 2008]. Известна также насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, сообщенную с верхним кожухом, в котором размещен штанговый насос с полой колонной штанг, прием которого посредством бокового канала сообщен с надпакерным пространством, и электропогружной насос с кабелем, заключенный в нижний кожух, сообщенный снизу с подпакерным пространством через хвостовик с пакером, оснащенный перепускным устройством выше пакера, причем выход электропогружного насоса сообщен с верхним кожухом [Пат. №2291953 РФ, Е21В 43/14, 2007]. Кроме того, известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, верхний штанговый насос, канал для приема и перекачки продукции штанговым насосом из верхнего пласта в колонну лифтовых труб, нижний электропогружной насос с входным модулем, электродвигателем, кабелем и кожухом, охватывающим электродвигатель и сообщенным с подпакерным пространством через хвостовик, охваченный пакером, узел герметизации кабеля во входном модуле, канал с обратным клапаном для соединения выхода электропогружного насоса с колонной лифтовых труб [Пат. №2339798 РФ, Е21В 43/14, 2008].Known pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in the well, separated by a packer, containing a column of elevator pipes, a cable, an upper screw pump with a top drive, enclosed in an upper casing, which is provided with a lateral inlet channel and communicated from above with an elevator column, a lower electric submersible pump the output of which is equipped with an additional valve and is in communication with the upper casing, and an electric motor enclosed in the lower casing, which is equipped with a cable sealing assembly and communicated with the input of the electric submersible pump from above and with the under-pack space through the shank from the bottom [Pat. No. 2368764 of the Russian Federation, ЕВВ 43/14, 2008]. Also known is a pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers in a well, comprising a column of elevator pipes in communication with an upper casing, in which a sucker rod pump with a hollow rod string is placed, the intake of which is communicated with the over-packer space through the side channel, and an electric submersible pump with a cable enclosed in a lower casing, communicated from below with a pouch space through a shank with a packer, equipped with a bypass device above the packer, and the output of the electric submersible pump in communication with the upper casing [US Pat. No. 2291953 of the Russian Federation, ЕВВ 43/14, 2007]. In addition, there is a known pump installation for simultaneous and separate operation of two layers in a well, comprising a column of lift pipes, a cable, an upper sucker rod pump, a channel for receiving and pumping products with a sucker rod pump from the upper layer to the column of lift pipes, a lower electric submersible pump with an input module, an electric motor, a cable and a casing covering the electric motor and communicated with the under-packer space through a shank covered by the packer, a cable sealing assembly in the input module, a channel with a check valve for connecting the output of the electric submersible pump to the lift pipe string [Pat. No. 2339798 of the Russian Federation, ЕВВ 43/14, 2008].

Недостатком описанных установок является то, что они не обеспечивают максимального извлечения продукции скважины, поскольку входящие в их состав винтовой или штанговый насосы, будучи размещенными в кожухе и имея ограниченные габариты, обладают низкой производительностью. Кроме того, в установках предусматривается кожух на нижнем электропогружном насосе, что усложняет проведение монтажных работ на скважине. И, наконец, в установках используется два привода, что удорожает их конструкцию.The disadvantage of the described installations is that they do not provide the maximum extraction of well products, since the screw or rod pumps included in them, being placed in the casing and having limited dimensions, have low productivity. In addition, the installation provides for a casing on the lower electric submersible pump, which complicates the installation work in the well. And finally, two drives are used in the plants, which makes their construction more expensive.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов скважины, содержащая колонну лифтовых труб и присоединенные к ней последовательно верхний насос с входным модулем, верхний вентильный электродвигатель, нижний вентильный электродвигатель, нижний насос с выходным модулем и обратным клапаном, расходометрический модуль с датчиками давления и температуры, хвостовик с пакером, располагаемым между двумя пластами [Пат. №2673894 РФ, Е21В 43/14, 2018].Known pumping unit for simultaneous and separate oil production from two layers of the well, containing a string of elevator pipes and sequentially connected to it the upper pump with the input module, the upper valve motor, the lower valve motor, the lower pump with the output module and check valve, flowmeter module with sensors pressure and temperature, a shank with a packer located between two layers [Pat. No. 2673894 of the Russian Federation, ЕВВ 43/14, 2018].

Недостаток установки заключается в низкой производительности, поскольку нижний насос подает жидкость из подпакерного пространства не на поверхность, а в надпакерное пространство, выполняя по отношению к верхнему насосу, по сути, функцию подпорного насоса. При этом обсадная труба выше пакера оказывается под действием давления жидкости, равного давлению выкида нижнего насоса, что может вызвать ее разрушение в случае изношенности.The disadvantage of the installation is low productivity, since the lower pump does not supply liquid from the sub-packer space to the surface, but to the super-packer space, performing, in relation to the upper pump, the function of a booster pump. In this case, the casing above the packer is exposed to a fluid pressure equal to the outflow pressure of the lower pump, which can cause its destruction if worn.

Наиболее близкой по технической сущности к заявляемой является насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины, содержащая колонну лифтовых труб, соединенные последовательно верхний и нижний насосные агрегаты, состоящие из электродвигателя, гидрозащиты, входного модуля и погружного насоса, и пакер, установленный между верхним и нижним пластами, при этом выход нижнего насосного агрегата сообщен с колонной лифтовых труб посредством трубчатых валов, которыми оснащены составляющие верхнего насосного агрегата [Пат. №2699502 РФ, Е21В 43/14, 2019].Closest to the technical nature of the claimed is a pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers of the well, containing a column of lift pipes, connected in series to the upper and lower pumping units, consisting of an electric motor, hydraulic protection, input module and submersible pump, and a packer installed between the upper and lower layers, while the output of the lower pumping unit is communicated with the column of elevator pipes by means of tubular shafts, which are equipped with the components of the upper pumping unit [Pat. No. 2699502 of the Russian Federation, ЕВВ 43/14, 2019].

Недостатком принятой за прототип насосной установки является сложность конструкции из-за использования в насосной установке большого количества составляющих, что снижает эффективность ее применения.The disadvantage of the prototype pump unit is the design complexity due to the use of a large number of components in the pump unit, which reduces the effectiveness of its use.

Настоящее изобретение направлено на снижение металлоемкости и уменьшение длины насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, обеспечивающих упрощение ее монтажа на скважине.The present invention is aimed at reducing the metal consumption and reducing the length of the pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers, simplifying its installation in the well.

Поставленная задача решается тем, что в насосной установке для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины, содержащей колонну лифтовых труб, кабель, верхний электроцентробежный насос, верхний входной модуль с приемными отверстиями и присоединенный к нему нижний насосный агрегат, включающий расположенные сверху вниз нижний электроцентробежный насос, нижний входной модуль, гидрозащиту и электродвигатель, и пакер, согласно изобретению, на верхнем электроцентробежном насосе установлен с образованием верхнего кольцевого зазора кожух, в верхнем входном модуле дополнительно выполнены проточные каналы, пакер выполнен с центральным отверстием, в котором с образованием нижнего кольцевого зазора проходит вал, передающий вращение от нижнего электроцентробежного насоса через верхний входной модуль верхнему электроцентробежному насосу, при этом выход нижнего насосного агрегата сообщен с колонной лифтовых труб через верхний кольцевой зазор, проточные каналы и нижний кольцевой зазор.The problem is solved in that in a pump installation for simultaneous and separate operation of two layers of a well containing an elevator pipe string, a cable, an upper electric centrifugal pump, an upper input module with receiving holes and a lower pump unit attached to it, including a lower electric centrifugal pump located upside down , the lower input module, hydraulic protection and the electric motor, and the packer according to the invention, a casing is installed on the upper electric centrifugal pump to form an upper annular gap, flow channels are additionally made in the upper input module, the packer is made with a central hole in which passes with the formation of the lower annular gap a shaft transmitting rotation from the lower electric centrifugal pump through the upper input module to the upper electric centrifugal pump, while the output of the lower pump unit is in communication with the column of elevator pipes through the upper annular gap, flow channels and the lower annular gap.

В некоторых вариантах исполнения насосной установки над нижним насосным агрегатом установлен расходомер.In some embodiments of the pump unit, a flow meter is mounted above the lower pump unit.

На фиг. показан общий вид погружной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины.In FIG. shows a general view of a submersible pump installation for simultaneous and separate operation of two layers of the well.

Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины содержит колонну лифтовых труб 1, кабель 2, верхний электроцентробежный насос (ЭЦН) 3, верхний входной модуль 4 и нижний насосный агрегат 5. В состав последнего входят расположенные сверху вниз нижний ЭЦН 6, нижний входной модуль 7, гидрозащита 8 и маслонаполненный погружной электродвигатель (ПЭД) 9. На верхнем ЭЦН 3 установлен кожух 10 с образованием верхнего кольцевого зазора 11. Габарит кожуха 10 не превышает габарит нижнего ЭЦН 6. В верхнем входном модуле 4 выполнены приемные отверстия 12 и проточные каналы 13. Между верхним входным модулем 4 и нижним ЭЦН 6 установлен пакер 14, состоящий из полого сердечника 15 и охватывающего его уплотнительного элемента из набухающего эластомера 16. Сквозь полый сердечник 15 проходит вал 17, образующий с ним нижний кольцевой зазор 18. Вал 17 предназначен для передачи вращения от нижнего ЭЦН 6 через верхний входной модуль 4 верхнему ЭЦН 3. Пакер 14 разделяет верхний 19 и нижний 20 пласты. Приемные отверстия 12 сообщают верхний пласт 19 с верхним ЭЦН 3. Верхний кольцевой зазор 11, проточные каналы 13 и нижний кольцевой зазор 18 образуют гидравлическую линию, соединяющую выход нижнего ЭЦН 6 с колонной лифтовых труб 1. В пакер 14 вмонтирован расходомер 21 для учета добываемой продукции из нижнего пласта 20. В колонне лифтовых труб 1 установлен обратный клапан 22, предназначенный для предотвращения попадания механических примесей из колонны лифтовых труб при отключении насосной установки. Проточные каналы 13 верхнего входного модуля 4 оснащены обратными клапанами 23, исключающими перетекание продукции из верхнего пласта 19 в нижний пласт 20.A pump installation for simultaneous and separate operation of two layers of a well contains a column of elevator pipes 1, cable 2, an upper electric centrifugal pump (ESP) 3, an upper input module 4 and a lower pump unit 5. The lower ESP 6, lower input module 7, hydraulic protection 8 and oil-filled submersible motor (SEM) 9. A casing 10 is installed on the upper ESP 3 to form an upper annular gap 11. The casing 10 is not larger than the lower ESP 6. The upper inlet module 4 has receiving openings 12 and flow channels 13. Between the upper input module 4 and the lower ESP 6, a packer 14 is installed, consisting of a hollow core 15 and a sealing element made of swelling elastomer 16. A shaft 17 passes through the hollow core 15, forming the lower annular gap 18. The shaft 17 is intended for transmission of rotation from the lower ESP 6 through the upper input module 4 to the upper ESP 3. Packer 14 divides the upper 19 and lower 20 layers. The receiving holes 12 communicate the upper layer 19 with the upper ESP 3. The upper annular gap 11, the flow channels 13 and the lower annular gap 18 form a hydraulic line connecting the output of the lower ESP 6 with the column of lift pipes 1. A flow meter 21 is mounted in the packer 14 to account for the produced products from the lower layer 20. A check valve 22 is installed in the lift pipe string 1 to prevent mechanical impurities from the lift pipe string when the pump unit is turned off. The flow channels 13 of the upper inlet module 4 are equipped with check valves 23, preventing the flow of products from the upper layer 19 to the lower layer 20.

Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины работает следующим образом.A pump installation for simultaneous and separate operation of two layers of a well works as follows.

Сборка верхнего ЭЦН 3 с кожухом 10 выполняется в заводских условиях. Напорно-расходные характеристики верхнего ЭЦН 3 и нижнего ЭЦН 6 подбираются с учетом горно-геологических условий продуктивных пластов 19 и 20. Насосную установку в сборе спускают на колонне лифтовых труб 1 в скважину 24 на заданную глубину, при этом пакер 14 должен занимать положение между верхним 19 и нижним 20 пластами (фиг.). При взаимодействии с пластовой жидкостью уплотнительный элемент из набухающего эластомера 16 увеличивается в диаметре до контакта со стенкой скважины 24, в результате чего происходит разобщение пластов 19 и 20. При подаче электроэнергии по кабелю 2 приводится в действие ПЭД 9, который вращает нижний ЭЦН 6. Вращение от нижнего ЭЦН 6 через вал 17, проведенный в пакере 14, и через верхний входной модуль 4 передается верхнему ЭЦН 3. Жидкость из нижнего пласта 20 поступает через нижний входной модуль 7 в нижний ЭЦН 6 и, пройдя через нижний кольцевой зазор 18 в пакере 14, проточные каналы 13 в верхнем входном модуле 4, верхний кольцевой зазор 11 между кожухом 10 и верхним ЭЦН 3, попадает в колонну лифтовых труб 1. Одновременно жидкость из верхнего пласта 19 втекает в приемные отверстия 12 верхнего входного модуля 4, проходит через верхний ЭЦН 3 и оказывается в колонне лифтовых труб 1. В колонне лифтовых труб 1 жидкость из нижнего пласта 20 смешивается с жидкостью из верхнего пласта 19 и продукция обоих пластов поднимается на устье скважины (не показано). Объем добываемой жидкости из нижнего пласта 20 учитывается расходомером 21, а по измеряемому на устье скважины общему дебиту насосной установки рассчитывается дебит верхнего пласта 19. При остановке насосной остановки клапан 23 предотвращает переток жидкости из верхнего пласта 19 в нижний пласт 20.The assembly of the upper ESP 3 with the casing 10 is carried out in the factory. The pressure and flow characteristics of the upper ESP 3 and the lower ESP 6 are selected taking into account the mining and geological conditions of the productive formations 19 and 20. The complete pumping unit is lowered on the string of elevator pipes 1 into the well 24 to a predetermined depth, while the packer 14 should occupy a position between the upper 19 and lower 20 layers (Fig.). When interacting with the reservoir fluid, the sealing element from the swellable elastomer 16 increases in diameter until it contacts the borehole wall 24, as a result of which the layers 19 and 20 are disconnected. When electric power is supplied via cable 2, a PED 9 is activated, which rotates the lower ESP 6. Rotation from the lower ESP 6 through the shaft 17, held in the packer 14, and through the upper input module 4 is transmitted to the upper ESP 3. The fluid from the lower reservoir 20 flows through the lower input module 7 to the lower ESP 6 and, passing through the lower annular gap 18 in the packer 14 , flow channels 13 in the upper input module 4, the upper annular gap 11 between the casing 10 and the upper ESP 3, enters the column of elevator pipes 1. At the same time, fluid from the upper layer 19 flows into the receiving holes 12 of the upper input module 4, passes through the upper ESP 3 and it appears in the column of elevator pipes 1. In the column of elevator pipes 1, the liquid from the lower layer 20 is mixed with the liquid from the upper layer 19 and prod The function of both layers rises at the wellhead (not shown). The volume of produced fluid from the lower reservoir 20 is taken into account by the flowmeter 21, and the flow rate of the upper reservoir 19 is calculated from the total flow rate of the pumping unit measured at the wellhead. When the pump stop is stopped, valve 23 prevents fluid from flowing from the upper reservoir 19 into the lower reservoir 20.

Заявляемая насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов имеет уменьшенную длину по сравнению с прототипом, так как в ней используется только один электродвигатель, который служит приводом для двух ЭЦН. Благодаря этому снижается металлоемкость насосной установки и упрощается ее монтаж на скважине.The inventive pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers has a reduced length compared to the prototype, since it uses only one electric motor, which serves as a drive for two ESPs. This reduces the metal consumption of the pumping unit and simplifies its installation in the well.

Claims (1)

Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов скважины, содержащая колонну лифтовых труб, кабель, верхний электроцентробежный насос, верхний входной модуль с приемными отверстиями и присоединенный к нему нижний насосный агрегат, включающий расположенные сверху вниз нижний электроцентробежный насос, нижний входной модуль, гидрозащиту и электродвигатель, и установленный между верхним и нижним пластами пакер, отличающаяся тем, что на верхнем электроцентробежном насосе установлен с образованием верхнего кольцевого зазора кожух, в верхнем входном модуле дополнительно выполнены проточные каналы, пакер выполнен с центральным отверстием, в котором с образованием нижнего кольцевого зазора проходит вал, передающий вращение от нижнего электроцентробежного насоса через верхний входной модуль верхнему электроцентробежному насосу, при этом выход нижнего насосного агрегата сообщен с колонной лифтовых труб через верхний кольцевой зазор, проточные каналы и нижний кольцевой зазор.A pump installation for simultaneous and separate operation of two layers of a well, comprising a column of elevator pipes, a cable, an upper electric centrifugal pump, an upper inlet module with receiving holes and a lower pump unit attached to it, including a lower electric centrifugal pump located upside down, a lower inlet module, hydraulic protection and an electric motor and a packer installed between the upper and lower layers, characterized in that a casing is installed on the upper electric centrifugal pump to form an upper annular gap, flow channels are additionally made in the upper input module, the packer is made with a central hole in which passes with the formation of the lower annular gap a shaft transmitting rotation from the lower electric centrifugal pump through the upper input module to the upper electric centrifugal pump, while the output of the lower pump unit is communicated with the column of elevator pipes through the upper annular gap, flow channels and the lower annular dawn.
RU2019135901A 2019-11-07 2019-11-07 Pump unit for simultaneous separate operation of two formations RU2722174C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019135901A RU2722174C1 (en) 2019-11-07 2019-11-07 Pump unit for simultaneous separate operation of two formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019135901A RU2722174C1 (en) 2019-11-07 2019-11-07 Pump unit for simultaneous separate operation of two formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2722174C1 true RU2722174C1 (en) 2020-05-28

Family

ID=71067293

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019135901A RU2722174C1 (en) 2019-11-07 2019-11-07 Pump unit for simultaneous separate operation of two formations

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2722174C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2339798C2 (en) * 2007-01-09 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Pumping assembly for simultaneous-separate operation in two beds in well (versions)
RU2413875C2 (en) * 2008-05-04 2011-03-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs
RU2470144C1 (en) * 2011-05-31 2012-12-20 Иван Викторович Грехов Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons
US8448699B2 (en) * 2009-04-10 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Electrical submersible pumping system with gas separation and gas venting to surface in separate conduits
RU136483U1 (en) * 2013-06-21 2014-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") PUMPING INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE WORKING DOWNLOAD IN TWO LAYERS
RU144119U1 (en) * 2014-02-04 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Трансойл" INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS)
RU2602561C2 (en) * 2015-04-20 2016-11-20 Иван Викторович Грехов Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons from two productive formations

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2339798C2 (en) * 2007-01-09 2008-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Pumping assembly for simultaneous-separate operation in two beds in well (versions)
RU2413875C2 (en) * 2008-05-04 2011-03-10 Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs
US8448699B2 (en) * 2009-04-10 2013-05-28 Schlumberger Technology Corporation Electrical submersible pumping system with gas separation and gas venting to surface in separate conduits
RU2470144C1 (en) * 2011-05-31 2012-12-20 Иван Викторович Грехов Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons
RU136483U1 (en) * 2013-06-21 2014-01-10 Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") PUMPING INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE WORKING DOWNLOAD IN TWO LAYERS
RU144119U1 (en) * 2014-02-04 2014-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Трансойл" INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS (OPTIONS)
RU2602561C2 (en) * 2015-04-20 2016-11-20 Иван Викторович Грехов Plant for simultaneous-separate extraction of hydrocarbons from two productive formations

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2523590C1 (en) Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
US4009756A (en) Method and apparatus for flooding of oil-bearing formations by downward inter-zone pumping
US7055595B2 (en) Electrical submersible pump actuated packer
RU2339795C2 (en) Pump assembly for operation of beds in well
GB2438515A (en) Capsule for downhole pump modules
RU2546685C2 (en) Downhole plant for simultaneous-separate operation of two beds of single well (versions)
RU2443852C2 (en) Plant for periodic separate production of oil from two beds
RU2673894C1 (en) Installation for dual oil production from two layers of one well
RU2604897C1 (en) Pump unit for beds in well operation
RU2550633C1 (en) Aggregate for dual bed operation in well
RU2368764C1 (en) Pump plant for simultaneous separate operation of two beds in well
RU2291953C1 (en) Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well
RU2722174C1 (en) Pump unit for simultaneous separate operation of two formations
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2549946C1 (en) Pump packer system for multiple-zone well
RU2591061C2 (en) Apparatus for pumping liquid from lower to upper well formations (versions)
US3249054A (en) Pump
RU2732940C1 (en) Unit with screw pumps for simultaneous and separate production of oil from multilayer well
RU2405924C1 (en) Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well
RU141922U1 (en) DEVICE FOR SEPARATE PRODUCT MEASUREMENT AT SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A WELL EQUIPPED WITH ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP
RU2542071C2 (en) Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions)
RU2498052C2 (en) Pump assembly for operation of beds in well
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells