RU2781981C1 - Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products - Google Patents

Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products Download PDF

Info

Publication number
RU2781981C1
RU2781981C1 RU2022122842A RU2022122842A RU2781981C1 RU 2781981 C1 RU2781981 C1 RU 2781981C1 RU 2022122842 A RU2022122842 A RU 2022122842A RU 2022122842 A RU2022122842 A RU 2022122842A RU 2781981 C1 RU2781981 C1 RU 2781981C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
area
liner
pipes
downhole
truncated cone
Prior art date
Application number
RU2022122842A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ульфат Тагирович Касимов
Алсу Алмазовна Пищаева
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Application granted granted Critical
Publication of RU2781981C1 publication Critical patent/RU2781981C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil industry and is intended for the extraction of oil from wells complicated by scaling in downhole pumping equipment and high corrosiveness of the produced products due to the content of hydrogen sulfide with a large flow rate of more than 20 m3/day, when using different types of sucker-rod pump. A downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in the downhole pumping equipment and high corrosivity of the produced products, contains a sucker rod pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner and devices that provide creating resistance to fluid flow and pressure drop. Devices that provide resistance to fluid flow and pressure drop are made of hollow pipes 0.5 m long with an internal section in the form of a truncated cone. Hollow nozzles with a conical internal section are placed evenly between the liner pipes and are connected by coupling joints. In this case, the area of ​​the lower base of the truncated cone of the hollow pipes is equal to the area of ​​the inner section of the liner pipes. The area of ​​the upper base of the truncated cone of the lower branch pipe is equal to 20% of the area of ​​the internal section of the liner pipes, and the area of ​​the upper base of the truncated cone of each subsequent branch pipe located above is less than the previous one by at least 10%. In this case, the area of ​​the upper base of the upper branch pipe is at least 10% of the area of ​​the inner section of the liner pipes.
EFFECT: invention provides the necessary mode of selection and increases the reliability of the well.
1 cl, 1 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для добычи нефти из скважин, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании (ГНО) и высокой коррозионной активностью добываемой продукции из-за содержания сероводорода, с большим дебитом (более 20 м3/сут.), при применении разного типа штангового насоса.The proposal relates to the oil industry and is intended for oil production from wells complicated by scaling in downhole pumping equipment (DPE) and high corrosiveness of the produced products due to the content of hydrogen sulfide, with a large flow rate (more than 20 m 3 /day), when applied different types of rod pump.

В настоящее время основным способом борьбы с отложением солей в ГНО является применение ингибиторов солеотложения, но практика показывает, что данный способ при значительных затратах на приобретение дорогостоящих реагентов, дозаторных устройств, необходимость контроля подачи ингибитора, не всегда оказывается эффективным.Currently, the main way to combat salt deposition in GNO is the use of scale inhibitors, but practice shows that this method, with significant costs for the purchase of expensive reagents, dosing devices, the need to control the supply of an inhibitor, is not always effective.

Известна скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU №117966, опубл. 10.07.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются насосно-компрессорные трубы с налетом солей 2-5 мм на внутренней поверхности, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.Known downhole sucker rod pumping unit (utility model patent RU No. 117966, publ. 07/10/2012), consisting of a plug-in sucker rod pump driven by a drive through a string of pumping rods, a string of tubing, a liner at the pump intake, and in the lower part of the liner has tubing with 2-5 mm salt deposits on the inner surface, and a diaphragm valve is installed between the pump and the liner.

Недостатком данной установки является низкая эффективность из-за отсутствия зон перепада давления в хвостовике, что приводит к значительному отложению солей в клапанах насоса, а также возможность применения только вставного штангового насоса, что ограничивает дебит установки.The disadvantage of this installation is low efficiency due to the absence of pressure drop zones in the liner, which leads to significant salt deposits in the pump valves, as well as the possibility of using only a plug-in rod pump, which limits the flow rate of the installation.

Наиболее близкой является скважинная штанговая насосная установка (патент на полезную модель RU №119041, опубл. 10.08.2012), состоящая из вставного штангового скважинного насоса, приводимого в действие приводом через колонну насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), хвостовика на приеме насоса, причем в нижней части хвостовика имеются штуцера, установленные в муфтовых соединениях насосно-компрессорных труб хвостовика и патрубков, а между насосом и хвостовиком установлен мембранный клапан.The closest is a downhole rod pumping unit (utility model patent RU No. 119041, publ. 10.08.2012), consisting of a plug-in rod pump driven by a drive through a string of pumping rods, a string of tubing (tubing), a liner on at the pump intake, and in the lower part of the liner there are fittings installed in the coupling joints of the tubing of the liner and nozzles, and a membrane valve is installed between the pump and the liner.

Данная установка применялась на скважинах залежей №302-303 Ромашкинского месторождения и показала надежность работы для скважин, эксплуатация которых осложнена солеотложением в ГНО, и практическую эффективность механического способа борьбы с отложением солей в ГНО.This installation was used in the wells of deposits No. 302-303 of the Romashkinskoye field and showed the reliability of operation for wells, the operation of which is complicated by scaling in the GNO, and the practical effectiveness of the mechanical method of combating salt deposition in the GNO.

При этом, как показала практика, установка имела небольшой ресурс из-за неравномерного отложения солей по длине хвостовика, что требовало использовать в компоновке мембранный клапан или необходимость промывки хвостовика от солей с риском их последующего попадания в насос, а также износа штуцеров из-за высокой коррозионной активности добываемой продукции, вследствие высокого содержания сероводорода скважин залежей №302-303 Ромашкинского месторождения. Кроме того, недостатком установки является ограниченность применения для скважин с высоким дебитом (более 20 м3/сут.) из-за еще более быстрого коррозионного износа штуцеров потоком жидкости и необходимости применения вставного штангового насоса для возможности его срыва и прямой промывки, что соответственно уменьшает производительность установки.At the same time, as practice has shown, the installation had a short resource due to uneven deposition of salts along the length of the liner, which required the use of a diaphragm valve in the layout or the need to flush the liner from salts with the risk of their subsequent entry into the pump, as well as wear of the fittings due to high corrosive activity of the produced products, due to the high content of hydrogen sulfide in wells of deposits No. 302-303 of the Romashkinskoye field. In addition, the disadvantage of the installation is the limited use for wells with a high flow rate (more than 20 m installation performance.

Технической задачей изобретения является повышение надежности и обеспечение необходимого режима отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, а также расширение потенциала внедрения для скважин с большим дебитом (более 20 м3/сут.) в независимости от типа применяемого штангового насоса.The technical objective of the invention is to increase the reliability and ensure the necessary mode of selection and operation of the well, the operation of which is complicated by scale in the downhole pumping equipment and high corrosiveness of the produced products, as well as expanding the implementation potential for wells with a high flow rate (more than 20 m 3 /day) regardless of the type of rod pump used.

Техническая задача решается скважинной штанговой насосной установкой для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащей штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления.The technical problem is solved by a downhole sucker rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in the downhole pumping equipment and high corrosivity of the produced product containing a sucker rod pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner, devices that provide resistance to fluid flow and pressure drop.

Новым является то, что устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления, выполнены из полых патрубков длиной 0,5 м с внутренним сечением в форме усеченного конуса, полые патрубки с конусным внутренним сечением размещены равномерно между трубами хвостовика и соединены муфтовыми соединениями, при этом площадь нижнего основания усеченного конуса полых патрубков равна площади внутреннего сечения труб хвостовика, площадь верхнего основания усеченного конуса нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика, а площадь верхнего основания усеченного конуса каждого последующего выше расположенного патрубка меньше предыдущего не менее 10%, при этом площадь верхнего основания верхнего патрубка не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика.What is new is that the devices that provide resistance to fluid flow and pressure drop are made of hollow pipes 0.5 m long with an internal section in the form of a truncated cone, hollow pipes with a conical internal section are placed evenly between the pipes of the liner and are connected by coupling joints In this case, the area of the lower base of the truncated cone of the hollow branch pipes is equal to the area of the inner section of the liner pipes, the area of the upper base of the truncated cone of the lower branch pipe is equal to 20% of the area of the inner section of the liner pipes, and the area of the upper base of the truncated cone of each subsequent higher located branch pipe is less than the previous one by at least 10%, with In this case, the area of the upper base of the upper branch pipe is not less than 10% of the area of the internal section of the liner pipes.

Патрубки с конусным внутренним сечением, в отличие от штуцеров в прототипе, имеют значительно больший ресурс работы (не менее чем в 10 раз), так как не подвержены быстрому износу потоком коррозионно-активной жидкости за счет большей толщины и постепенного изменения скорости, а их распределение по всей длине хвостовика, с уменьшением выходного отверстия каждого выше расположенного патрубка, позволяет обеспечить равномерное отложение солей по хвостовику за счет создания перепада давления в перед каждой трубой хвостовика, а, значит, увеличить ресурс работы установки, независимо от дебита и типа штангового насоса.Branch pipes with a conical internal section, in contrast to the fittings in the prototype, have a significantly longer service life (at least 10 times), since they are not subject to rapid wear by the flow of a corrosive liquid due to their greater thickness and gradual change in speed, and their distribution along the entire length of the liner, with a decrease in the outlet of each higher located branch pipe, it allows to ensure uniform salt deposition along the liner due to the creation of a pressure drop in front of each liner pipe, and, therefore, to increase the service life of the installation, regardless of the flow rate and type of rod pump.

На фиг.1 изображена схема предлагаемой установки.Figure 1 shows a diagram of the proposed installation.

Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, состоит из штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, колонны эксплуатационных насосно-компрессорных труб 4, по которой производится подъем добываемой жидкости, хвостовика 5.A downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in the downhole pumping equipment and high corrosivity of the produced products consists of a sucker rod pump 1 driven by a drive 2 through a string of sucker rods 3, a string of production tubing 4, along which the produced liquid is lifted, the liner 5.

Равномерно по длине хвостовика расположены патрубки 6 длиной 0,5 м с проходным сечением (в виде воронки), имеющие форму усеченного конуса. Патрубки изготавливаются из стали группы прочности Д, с резьбовыми соединениями по ГОСТ-633-80, соединяются с трубами хвостовика муфтовыми соединениями, наружный диаметр патрубков соответствует диаметру НКТ хвостовика. Площадь нижнего основания 7 усеченного конуса равна площади внутреннего сечения труб хвостовика 5, а площадь верхнего основания 8 усеченного конуса самого нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика 5. Площадь верхнего основания 8 (диаметр выпускного отверстия) каждого последующего выше расположенного патрубка 6 уменьшается с шагом не менее 10% по длине хвостовика 5. При этом площадь верхнего основания самого верхнего патрубка должна быть не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика для исключения снижения производительности скважинной установки.Uniformly along the length of the shank are branch pipes 6 0.5 m long with a flow area (in the form of a funnel), having the shape of a truncated cone. Branch pipes are made of steel of strength group D, with threaded connections according to GOST-633-80, are connected to the liner pipes by coupling joints, the outer diameter of the branch pipes corresponds to the diameter of the liner tubing. The area of the lower base 7 of the truncated cone is equal to the area of the internal section of the pipes of the liner 5, and the area of the upper base 8 of the truncated cone of the lowermost branch pipe is equal to 20% of the area of the internal section of the pipes of the liner 5. The area of the upper base 8 (diameter of the outlet) of each successive higher located branch pipe 6 decreases with a step of at least 10% along the length of the liner 5. In this case, the area of the upper base of the uppermost branch pipe must be at least 10% of the area of the inner section of the liner pipes to prevent a decrease in the productivity of the downhole installation.

Скважинная штанговая насосная установка работает следующим образом.Downhole rod pumping unit operates as follows.

При работе вставного штангового скважинного насоса 1, приводимого в действие приводом 2 через колонну насосных штанг 3, производят подъем добываемой жидкости по хвостовику 5 и колонне насосно-компрессорных труб 4. Хвостовик 5 состоит из бывших в употреблении насосно-компрессорных труб длиной каждая по 9-10 метров, имеющих высокую шероховатость внутренней поверхности, на которой соли откладываются более интенсивно.During the operation of the plug-in sucker rod pump 1, driven by the drive 2 through the pump rod string 3, the produced liquid is lifted along the liner 5 and the tubing string 4. The liner 5 consists of used tubing pipes with a length of 9 10 meters, having a high roughness of the inner surface, on which salts are deposited more intensively.

Из практики нефтедобычи известно, что отложение солей в основном происходит на приеме насоса или в самом насосе. Происходит это вследствие увеличения скорости прохождения жидкости на этих участках и создания перепада давления. При прохождении через прием насоса (фильтр), а также сам насос (клапана) жидкость встречается с участками местного сопротивления движению, где и происходит активное отложение солей в результате перепада давления.From the practice of oil production, it is known that the deposition of salts mainly occurs at the pump intake or in the pump itself. This happens due to an increase in the speed of the passage of fluid in these areas and the creation of a pressure drop. When passing through the pump intake (filter), as well as the pump (valve) itself, the liquid encounters areas of local movement resistance, where active salt deposition occurs as a result of pressure drop.

Патрубки с конусным внутренним сечением в отличие от штуцеров не подвержены быстрому износу потоком коррозионно-активной жидкости за счет плавного изменения скорости потока жидкости в патрубке и продолжении создания перепада давления даже при постепенном износе (увеличении диаметра) выходного отверстия, а их распределение по всей длине хвостовика, с уменьшением выходного отверстия каждого выше расположенного патрубка, позволяет обеспечить равномерное отложение солей по хвостовику, а значит - увеличить ресурс работы установки, независимо от дебита и типа штангового насоса.Branch pipes with a conical internal section, unlike fittings, are not subject to rapid wear by a corrosive liquid flow due to a smooth change in the liquid flow rate in the branch pipe and continued creation of a pressure drop even with gradual wear (increase in diameter) of the outlet, and their distribution along the entire length of the liner , with a decrease in the outlet of each branch pipe located above, makes it possible to ensure uniform salt deposition along the liner, which means to increase the service life of the installation, regardless of the flow rate and type of rod pump.

Выходные отверстия 8 патрубков 6 имитируют отверстия седла клапанных узлов насоса 1, благодаря этому провоцируется более интенсивный процесс солеотложения на внутренней поверхности хвостовика 5. Это все предотвращает отложение солей в насосе 1, колонне насосно-компрессорных труб 4 и на насосных штангах 3.The outlet holes 8 of the nozzles 6 imitate the holes of the seat of the valve units of the pump 1, due to this a more intensive process of salt deposition is provoked on the inner surface of the liner 5. All this prevents the deposition of salts in the pump 1, the tubing string 4 and on the pump rods 3.

Конусное сечение патрубков увеличивает ресурс их работы, так как не смотря на постепенный износ верхнего сечения патрубка, благодаря конусному сечению обеспечивается перепад давления и скоростей на выходе из патрубков. Поэтому патрубки с конусным внутренним сечением, в отличие от штуцеров в прототипе, имеют значительно больший ресурс работы (не менее чем в 10 раз).The conical section of the nozzles increases the resource of their work, since despite the gradual wear of the upper section of the nozzle, due to the conical section, a pressure drop and velocities at the outlet of the nozzles are provided. Therefore, nozzles with a conical internal section, unlike fittings in the prototype, have a much longer service life (at least 10 times).

В качестве конкретного примера можно привести установку, включающую колонну эксплуатационных НКТ диаметром 73 мм длиной 1000 метров, хвостовик из 4 НКТ диаметром 73 мм и длиной 10 метров, и добывающую продукцию из продуктивного горизонта залежи №303 Ромашкинского месторождения, осложненную образованием солеотложения в ГНО и высокой коррозионной активностью добываемой жидкости. Дебит жидкости составляет 24 м3/сут., обеспечивается трубным штанговым насосом с диаметром плунжера 57 мм при длине хода 2,5 м и числе качаний балансира станка-качалки 3,5 в минуту. Между трубами хвостовика расположены 3 патрубка с конусным сечением, площадь нижнего основания каждого патрубка соответствует площади внутреннего сечения труб хвостовика и равна 2920 мм2, площадь верхнего сечения самого нижнего патрубка составляет 584 мм2, среднего - 468 мм2, а самого верхнего - 375 мм2 (уменьшение площади на 20% от площади предыдущего патрубка).As a specific example, we can cite a unit that includes a string of production tubing with a diameter of 73 mm and a length of 1000 meters, a liner of 4 tubing with a diameter of 73 mm and a length of 10 meters, and producing products from the productive horizon of deposit No. corrosive activity of the produced fluid. The flow rate of the liquid is 24 m 3 /day, provided by a tubular rod pump with a plunger diameter of 57 mm with a stroke length of 2.5 m and the number of swings of the balancer of the pumping unit 3.5 per minute. Between the pipes of the liner there are 3 branch pipes with a conical section, the area of the lower base of each branch pipe corresponds to the area of the internal section of the pipes of the liner and is equal to 2920 mm 2 , the area of the upper section of the lowest branch pipe is 584 mm 2 , the middle one is 468 mm 2 , and the top one is 375 mm 2 (reduction of the area by 20% from the area of the previous branch pipe).

Таким образом, предлагаемая скважинная штанговая насосная установка имеет высокую надежность и обеспечивает необходимый режим отбора и работы скважины, эксплуатация которой осложнена солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, расширяет потенциал внедрения для скважин с большим дебитом (более 20 м3/сут.) в независимости от типа применяемого штангового насоса.Thus, the proposed downhole rod pumping unit has high reliability and provides the necessary mode of selection and operation of the well, the operation of which is complicated by scaling in the downhole pumping equipment and the high corrosivity of the produced products, expands the potential for implementation for wells with a large flow rate (more than 20 m 3 / days) regardless of the type of rod pump used.

Claims (1)

Скважинная штанговая насосная установка для добычи нефти в условиях, осложненных солеотложением в глубинно-насосном оборудовании и высокой коррозионной активностью добываемой продукции, содержащая штанговый скважинный насос, приводимый в действие приводом через колонну насосных штанг, колонну эксплуатационных насосно-компрессорных труб, хвостовик, устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления, отличающаяся тем, что устройства, обеспечивающие создание сопротивления потоку жидкости и перепада давления, выполнены из полых патрубков длиной 0,5 м с внутренним сечением в форме усеченного конуса, полые патрубки с конусным внутренним сечением размещены равномерно между трубами хвостовика и соединены муфтовыми соединениями, при этом площадь нижнего основания усеченного конуса полых патрубков равна площади внутреннего сечения труб хвостовика, площадь верхнего основания усеченного конуса нижнего патрубка равна 20% площади внутреннего сечения труб хвостовика, а площадь верхнего основания усеченного конуса каждого последующего вышерасположенного патрубка меньше предыдущего на величину не менее 10%, при этом площадь верхнего основания верхнего патрубка составляет не менее 10% площади внутреннего сечения труб хвостовика.A downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scaling in the downhole pumping equipment and high corrosiveness of the produced products, containing a sucker rod pump driven by a drive through a string of sucker rods, a string of production tubing, a liner, devices that provide creating resistance to fluid flow and pressure drop, characterized in that the devices that provide resistance to fluid flow and pressure drop are made of hollow pipes 0.5 m long with an internal section in the form of a truncated cone, hollow pipes with a conical internal section are placed evenly between the pipes of the liner and are connected by coupling joints, while the area of the lower base of the truncated cone of the hollow pipes is equal to the area of the inner section of the liner pipes, the area of the upper base of the truncated cone of the lower branch pipe is equal to 20% of the area of the inner section of the liner pipes , and the area of the upper base of the truncated cone of each subsequent upstream branch pipe is less than the previous one by at least 10%, while the area of the upper base of the upper branch pipe is at least 10% of the area of the internal section of the liner pipes.
RU2022122842A 2022-08-25 Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products RU2781981C1 (en)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2781981C1 true RU2781981C1 (en) 2022-10-21

Family

ID=

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2445450C2 (en) * 2010-02-24 2012-03-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Oil production method, and valve device for its implementation
RU117966U1 (en) * 2012-02-27 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Borehole PUMP PUMP UNIT
RU119041U1 (en) * 2012-03-30 2012-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION
RU2542651C1 (en) * 2013-01-23 2015-02-20 Закрытое Акционерное Общество "Сухой Нафта Корпорейшн" Pump, pump plant and fluid lifting process
RU2550776C1 (en) * 2014-08-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2445450C2 (en) * 2010-02-24 2012-03-20 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Oil production method, and valve device for its implementation
RU117966U1 (en) * 2012-02-27 2012-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Borehole PUMP PUMP UNIT
RU119041U1 (en) * 2012-03-30 2012-08-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION
RU2542651C1 (en) * 2013-01-23 2015-02-20 Закрытое Акционерное Общество "Сухой Нафта Корпорейшн" Pump, pump plant and fluid lifting process
RU2550776C1 (en) * 2014-08-18 2015-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Well operation method

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
В.И. ЩУРОВ "Технология и техника добычи нефти", М., "Недра", 1983, с.350. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2386017C1 (en) Development method of multipay fields of carbons with heterogeneous geological conditions of bedding of producing formations and layout of downhole and control head equipment for its implementation
RU2781981C1 (en) Downhole rod pumping unit for oil production under conditions complicated by scale in downhole pumping equipment and high corrosiveness of produced products
US10753186B1 (en) Sealing plunger lift system and tubing connector
US20120125624A1 (en) Ultra-pumps systems
CN110905457B (en) CO2Device and method for simulating scaling of gas-driven shaft
CN206376757U (en) The tubing head reducing joint of rod-pumped well pump detection and workover
WO2018040139A1 (en) Limited-stage discontinuous and dual-spiral string for mixture of sand and liquid at well bottom
CN107869327B (en) Coal-bed gas well under-pressure well washing method with fixed pipe column
RU2786966C1 (en) Downhole rod pumping unit for oil production in conditions complicated by scaling in downhole pumping equipment
RU184873U1 (en) UNIVERSAL GAS TRANSMISSION DEVICE FOR OPERATION OF SHGN
US4769156A (en) Method and means to pump a well
RU119041U1 (en) Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION
RU2512150C2 (en) Compound method for oil displacement out of bed by water-alternated-gas injection with use of well-head ejectors
CN2611600Y (en) Polymer downhole injection allocation device
RU2357099C1 (en) Ground power unit of deep-well pump, mostly hydropiston or jet, for lifting of fluid from well with application of working fluid energy
CN2727450Y (en) Whole tube type sand-proof oil-well pump
CN220101254U (en) Paraffin prevention, viscosity reduction and pour point reduction device for shaft
Rejepovich THE CHOICE OF THE OF DUAL COMPLETION OPERATION METHOD FOR INCREASING PRODUCTION AND ACCELERATED DEVELOPMENT OF MULTI-LAYER FIELDS
RU216467U1 (en) Downhole rod pumping unit for oil production from wells with high liquid flow rate in high GOR conditions
RU2503805C1 (en) Method for inter-well fluid pumping
CN201902197U (en) Novel oil well wax-proof device
Cramer et al. Development and Application of a Downhole Chemical Injection Pump for use in ESP Applications
Deryaev MEASURES TO PREVENT AND COMBAT COMPLICATIONS DURING FOUNTAIN AND GAS LIFT OPERATION OF WELLS AND TECHNICAL AND TECHNOLOGICAL MEASURES TO INCREASE PRODUCTION
RU2722899C1 (en) Method of gas well operation
CN2490331Y (en) Anti-sand integral pump cylinder tube-type oil-well pump