RU90121U1 - INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL - Google Patents
INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL Download PDFInfo
- Publication number
- RU90121U1 RU90121U1 RU2008152560/22U RU2008152560U RU90121U1 RU 90121 U1 RU90121 U1 RU 90121U1 RU 2008152560/22 U RU2008152560/22 U RU 2008152560/22U RU 2008152560 U RU2008152560 U RU 2008152560U RU 90121 U1 RU90121 U1 RU 90121U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pump
- installation
- casing
- packer
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
1. Установка для эксплуатации пластов, 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, причем хвостовик оснащен как минимум одним каналом, который сообщен соответствующей зоной скважины с установленным по необходимости штуцером, регулирующим производительность соответствующего пласта, отличающаяся тем, что верхний пакер установлен над верхним пластом и оснащен сверху технологическим патрубком, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением с внутренним герметизирующим узлом, а кожух снизу оснащен полым плунжером, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле. ! 2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что при наличии нарушений в скважине выше центрирующего расширения под ним на технологическом патрубке установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета, пропускающая в скважине только снизу вверх.1. Installation for the operation of the reservoirs, including an electric submersible pump with a casing in communication with the liner and closed at the inlet of the pump, the motor of which is equipped with a sensor, at least one packer, dividing the well into zones of the reservoirs, and the liner is equipped with at least one channel that communicates the corresponding zone of the well with a fitting, if necessary, regulating the productivity of the corresponding formation, characterized in that the upper packer is installed above the upper formation and equipped with a techno top a logical pipe equipped with a centering extension located above with an internal sealing unit, and the casing from the bottom is equipped with a hollow plunger made with the possibility of a tight seal in the sealing unit when interacting. ! 2. Installation according to claim 1, characterized in that in the presence of irregularities in the well above the centering expansion, a self-sealing elastic cuff is installed underneath it on the process pipe, allowing only the bottom to pass in the well.
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности, к скважинным установкам для эксплуатации пластов.The proposal relates to the oil industry, in particular, to well installations for the operation of formations.
Известна «Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине» (патент RU №2291953, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №2 от 20.01.2007 г.), содержащая колонну лифтовых труб, кабель, пакер, кожухи, хвостовик и два насоса, верхний из которых выполнен штанговым, а нижний - электропогружным.The well-known "Installation for simultaneous and separate operation of two layers in the well" (patent RU No. 2291953, ЕВВ 43/14, publ. Bull. No. 2 from 01/20/2007), containing a column of elevator pipes, cable, packer, casings, liner and two pumps, the upper of which is a rod pump, and the lower one is electric submersible.
Недостатками установки являются сложность конструкции и ее монтажа, так как из-за того, что кожух охватывает весь электропогружной насос, они с кожухом могут быть смонтированы только на устье скважины. При этом ее невозможно использовать 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 верхнего пласта.The disadvantages of the installation are the complexity of the design and its installation, since due to the fact that the casing covers the entire electric submersible pump, they can be mounted with the casing only at the wellhead. At the same time, it cannot be used at depths exceeding those allowed for the electric submersible pump, at narrowed in the lower part of the wells due to the overall diameter of the pump casing, and in wells having disturbances above the upper formation.
Наиболее близка по своей технической сущности к предлагаемой «Насосная установка для эксплуатации пластов в скважине» (патент RU №2339795, Е21В 43/14, опубл. Бюл. №33 от 27.11.2008 г.), содержащая электропогружной насос, двигатель которого оснащен датчиком, систему пакеров, разделяющих скважину на зоны пластов, хвостовик со штуцерами, регулирующими производительность пластов, и измерителями расхода в виде дросселя с датчиками давления, при этом погружной электродвигатель снабжен кожухом, сообщенным с хвостовиком и замыкающимся на входном узле насоса, а хвостовик снабжен каналами, каждый из которых сообщает зоны соответствующих пластов с полостью кожуха, в качестве измерительного дросселя использованы штуцеры, которые установлены на входе каждого канала в кожух, причем в качестве датчика давления, устанавливаемого на выходе дросселя, использован один общий, устанавливаемый в электродвигателе, а остальные датчики давления размещены относительно штуцера со стороны пласта.Closest in its technical essence to the proposed "Pump installation for the operation of reservoirs in the well" (patent RU No. 2339795, EV 43/14, publ. Bull. No. 33 dated 11/27/2008), containing an electric submersible pump, the motor of which is equipped with a sensor a system of packers dividing the well into zones of formations, a liner with fittings that regulate formation productivity, and flow meters in the form of a throttle with pressure sensors, while the submersible electric motor is equipped with a casing in communication with the liner and closing at the pump inlet assembly, and the shank is equipped with channels, each of which communicates the zones of the corresponding layers with the cavity of the casing, fittings are used as a measuring throttle, which are installed at the inlet of each channel into the casing, and one common one installed in the electric motor is used as a pressure sensor installed at the outlet of the throttle and the remaining pressure sensors are placed relative to the fitting from the side of the reservoir.
Недостатками установки являются сложность конструкции и ее монтажа из-за наличия большого числа регулирующих и контролирующих узлов. При этом ее невозможно использовать в скважинах с одним пластом, 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 верхнего пласта.The disadvantages of the installation are the complexity of the design and its installation due to the presence of a large number of regulatory and control nodes. At the same time, it cannot be used in wells with one reservoir, at depths exceeding those allowed for an electric submersible pump, at narrowed in the lower part of the wells due to the overall diameter of the pump casing, and in wells that have disturbances above the upper reservoir.
Технической задачей предлагаемой полезной модели является упрощение конструкции за счет исключения большого числа регулирующих и контролирующих элементов, расширение функциональных возможностей за счет использования пакера над верхним пластом, а между кожухом насоса и хвостовиком - герметизирующего узла, приподнятого на технологическом патрубке от верхнего пакера в технологически обоснованный интервал скважины, позволяющими работать электропогружному насосу в скважинах с одним или несколькими пластами, на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах и/или на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.The technical task of the proposed utility model is to simplify the design by eliminating a large number of regulating and controlling elements, expanding the functionality by using a packer above the upper layer, and between the pump casing and the liner, the sealing unit, raised on the technological pipe from the upper packer to a technologically justified interval wells, allowing the electric submersible pump to work in wells with one or more layers, at depths exceeding d admissible for the submersible pump in the narrowed at the bottom of the wells and / or wells having violations above the upper reservoir.
Техническими задачами, решаемыми предлагаемой установкой, являются упрощение конструкции и создание возможности реализации установки с электропогружным насосом.The technical problems solved by the proposed installation are to simplify the design and create the possibility of implementing the installation with an electric submersible pump.
Указанная техническая задача решается установкой для эксплуатации пластов, включающей 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, причем хвостовик оснащен как минимум одним каналом, который сообщен соответствующей зоной скважины с установленным по необходимости штуцером, регулирующим производительность соответствующего пласта.The specified technical problem is solved by the installation for the operation of reservoirs, including an electric submersible pump with a casing in communication with the liner and closed at the inlet of the pump, the motor of which is equipped with a sensor, at least one packer that divides the well into zones of the reservoirs, and the liner is equipped with at least one channel, which communicated by the corresponding zone of the well with a fitting installed, if necessary, regulating the productivity of the corresponding formation.
Новым является то, что верхний пакер установлен над верхним пластом и оснащен сверху технологическим патрубком, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением с внутренним герметизирующим узлом, а кожух снизу оснащен полым плунжером, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле.What is new is that the upper packer is installed above the upper layer and is equipped with a technological pipe on top equipped with a centering extension located above with an internal sealing unit, and the casing at the bottom is equipped with a hollow plunger that is capable of interacting with the tight fixation in the sealing unit.
Новым является также то, что при наличии нарушений в скважине выше центрирующего расширения, под ним на технологическом патрубке установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета, пропускающая в скважине только снизу вверх.Also new is the fact that in the presence of irregularities in the well above the centering expansion, a self-sealing elastic cuff is installed underneath it on the process pipe, allowing only the bottom to pass through the well.
На чертеже показана схема установки.The drawing shows the installation diagram.
Установка для эксплуатации пластов включает электропогружной насос 1 с кабелем 2 и кожухом 3, сообщенным с хвостовиком 4 и замыкающимся на входном узле 5 насоса 1, двигатель 6 которого оснащен датчиком (на черт. не показан), как минимум одним пакером 7 с якорем 8, установленным над пластом 8, разделяющим скважину на зоны 10 пластов 9. Хвостовик 4 оснащен как минимум одним каналом (на черт. не показан), который сообщен соответствующей зоной 10 скважины с установленным по необходимости штуцером (на черт. не показан), регулирующим производительность соответствующего пласта 9. Верхний пакер 7 установлен над верхним пластом 10 и оснащен сверху технологическим патрубком 11, оснащенным расположенным выше центрирующим расширением 12 с внутренним герметизирующим узлом (на чертеже не показан), а кожух 3 снизу оснащен полым плунжером 13, выполненным с возможностью при взаимодействии герметичной фиксации в герметизирующем узле. При наличии нарушений 14 в скважине 15 выше центрирующего расширения 12, под ним на технологическом патрубке 11 установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета 16, пропускающая в скважине 15 только снизу вверх. При этом выше насоса 1 последовательно снизу вверх могут быть расположены обратный защитный клапан 17, защищающий насос 1 при его остановке от избыточного давления жидкости, находящейся в лифтовой колонне труб 18, на которых спускается установка, и перепускное устройство 19, открывающееся от избыточного давления или под действием сбрасываемого сверх предмета и защищающее насос 1 при его подъеме от избыточного давления жидкости, находящейся в лифтовой колонне труб 18.The installation for the operation of formations includes an electric submersible pump 1 with a cable 2 and a casing 3 connected with a shank 4 and closed at the inlet 5 of the pump 1, the engine 6 of which is equipped with a sensor (not shown), at least one packer 7 with an anchor 8, installed above the formation 8, dividing the well into zones 10 of the layers 9. The liner 4 is equipped with at least one channel (not shown in the drawing), which is communicated by the corresponding zone 10 of the well with a fitting installed (if not shown in the drawing), which regulates the productivity accordingly of the existing reservoir 9. The upper packer 7 is installed above the upper reservoir 10 and is equipped with a process pipe 11 on top, equipped with a centering extension 12 located above with an internal sealing assembly (not shown in the drawing), and a casing 3 at the bottom is equipped with a hollow plunger 13, made with the possibility of interaction tight fixation in the sealing unit. If there are violations 14 in the well 15 above the centering extension 12, a self-sealing elastic cuff 16 is installed underneath on the process pipe 11, allowing only the bottom 15 to pass through the well 15. At the same time, upstream of the pump 1, a non-return protective valve 17 can be arranged sequentially from the bottom up, which protects the pump 1 when it stops from excessive pressure of the liquid located in the lift string of pipes 18 on which the unit is lowered, and a bypass device 19 that opens from excess pressure or under the action of the object discharged over and protecting the pump 1 as it rises from the excess pressure of the liquid in the pipe lift string 18.
Установка для эксплуатации пластов работает следующим образом.Installation for the operation of formations works as follows.
В скважине 15 предварительно над пластами 10 устанавливают пакера 7 (например, ПРО-ЯТ-О-122 с якорным узлом 8, выпускаемый НПО «Пакер», г.Октябрьский) с установленным снизу верхнего пакера 7 хвостовиком 4 (например, оснащенный фильтром 20 напротив продуктивных пластов 9 с каналами, сообщающими вход насоса 1 через фильтры 20 с соответствующими зонами 10 скважины 15) и установленным сверху верхнего пакера 7 технологическим патрубком 11, который оснащен сверху центрирующим расширением 12, не позволяющим сильно отклоняться от верхней части технологического патрубка 11 оси скважины 15. В зависимости от производительности и глубины залегания пластов 9 подбирают штуцера (на черт. не показаны), устанавливаемые на выходе каналов для сообщения с насосом 1 и позволяющие отбирать продукцию пластов 9 в зависимости от их производительности.In the well 15, a packer 7 (for example, PRO-YaT-O-122 with an anchor assembly 8 manufactured by the Packer Scientific and Production Center, Oktyabrsky) is pre-installed above the strata 10 with a shank 4 installed at the bottom of the upper packer 7 (for example, equipped with a filter 20 opposite productive strata 9 with channels communicating the inlet of pump 1 through filters 20 with corresponding zones 10 of well 15) and a technological pipe 11 mounted on top of the upper packer 7, which is equipped with a centering extension 12 on top, which does not allow to deviate strongly from the upper part of the technological about the nozzle 11 of the axis of the well 15. Depending on the productivity and depth of the strata 9, fittings (not shown) are selected that are installed at the outlet of the channels for communication with the pump 1 and allowing the production of strata 9 to be selected depending on their productivity.
Длину технологического патрубка 11 подбирают таким образом, чтобы разместить насос 1 на технологически допустимой глубине (например, ниже уровня гидростатических давлений пластов, но выше глубины 2000 м скважины 15, или выше зоны сужения скважины 15, или выше зоны основных нарушений скважины, для предотвращения аварийных ситуаций).The length of the technological pipe 11 is selected in such a way as to place the pump 1 at a technologically permissible depth (for example, below the hydrostatic pressure of the formations, but above the depth of 2000 m of the well 15, or above the narrowing zone of the well 15, or above the zone of the main well disturbances, to prevent emergency situations).
При наличии нарушений 14 в скважине 15 выше центрирующего расширения 12, под ним на технологическом патрубке 11 установлена самоуплотняющаяся эластичная манжета 16, пропускающая в скважине 15 только снизу вверх. Благодаря этому исключается попадание осаживаемой породы или загрязнений на верхний пакер 7, что впоследствии не приведет к аварийным ситуациям при извлечении пакеров 7 из скважины 18 и позволит вымыть этого осадка, скапливаемого на самоуплотняющейся манжете 16, обратной промывкой при установке и извлечении кожуха 3 с насосом 1 и двигателем 6.If there are violations 14 in the well 15 above the centering extension 12, a self-sealing elastic cuff 16 is installed underneath on the process pipe 11, allowing only the bottom 15 to pass through the well 15. This eliminates the upsetting rock or contaminants from entering the upper packer 7, which subsequently does not lead to emergency situations when removing the packers 7 from the well 18 and allows washing this sediment accumulated on the self-sealing cuff 16, backwashing when installing and removing the casing 3 with pump 1 and engine 6.
При использовании в скважинах 15 с одним продуктивным пластом 9, пакер 7 устанавливается выше него, а хвостовик 4 применяют с одним каналом без штуцера. После чего насос 1 через входное устройство 5 соединяют с электродвигателем 6, через узел герметизации 21 которого протягивают кабель 2 с последующей изоляцией (например, при помощи эластичной манжеты, зажимаемой полой гайкой (или сросткой - на черт. не показаны). На двигатель 6 с датчиком надевают нижний кожух 3, герметично фиксируя его сверху на входном устройстве 5 (например, при помощи резьбы), которое снизу оснащается полым плунжером 13. Затем в скважину 15 спускают кожух с двигателем 6. После чего к входному устройству 5 (например, фланцевым соединением - на черт. не показано) прикрепляют сверху насос 1, к которому сверху последовательно присоединяют обратный клапан 17 и перепускное устройство 19. Далее сверху присоединяют колонну лифтовых труб 18, на которой всю конструкцию спускают в скважину 15 до герметичного взаимодействия с фиксацией полого плунжера 13 с внутренним герметизирующим узлом центрирующего расширения 12, при этом на устьевом индикаторе веса (на черт не показан) зафиксируется снижение веса установки. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на черт. не показана) с герметизацией выхода кабеля 2. Кабель 2 присоединяют к станции управления (на черт не показана).When used in wells 15 with one reservoir 9, the packer 7 is installed above it, and the liner 4 is used with one channel without a fitting. Then the pump 1 is connected through the input device 5 to the electric motor 6, through the sealing unit 21 of which the cable 2 is pulled and then insulated (for example, by means of an elastic cuff clamped by a hollow nut (or spliced - not shown in the drawing). To the engine 6 s the sensor put on the lower casing 3, hermetically fixing it on top of the input device 5 (for example, using thread), which is equipped with a hollow plunger 13 from the bottom. Then, the casing with the engine 6 is lowered into the well 15. Then, to the input device 5 (for example, flanged soy by inversion (not shown in fig.), a pump 1 is attached from above to which a check valve 17 and a bypass device are sequentially connected from above. Next, a column of elevator pipes 18 is connected from above, on which the entire structure is lowered into the well 15 until tight interaction with the fixation of the hollow plunger 13 with an internal sealing unit of the centering expansion 12, while the weight loss of the installation is recorded on the wellhead weight indicator (not shown in the drawing). After that, the mouth is equipped with wellhead fittings (not shown in the diagram) with sealing of the output of cable 2. Cable 2 is connected to the control station (not shown in the diagram).
Для запуска установки по кабелю 2 подается напряжение, под действием которого приводится в действие двигатель 6, вращающий ротор насоса 1. В результате продукция пластов 9 из зон 10 через фильтр 20, каналы хвостовика 4, кожух 3 и технологические каналы 22 входного устройства 5 проступает на вход насоса 1, который перекачивает поступающую продукцию через клапан 17 в лифтовую колонну труб 18. По лифтовой колонне труб 18 продукция пластов 9 понимается на поверхность.To start the installation, a voltage is applied via cable 2, under which the motor 6 rotates the pump 1 rotor. As a result, the production of layers 9 from zones 10 through the filter 20, the channels of the shank 4, the casing 3 and the technological channels 22 of the input device 5 appears the inlet of the pump 1, which pumps the incoming products through the valve 17 into the pipe riser 18. According to the pipe riser 18, the products of the strata 9 are understood to the surface.
Датчики двигателя 6 могут быт различной конструкции и различных видов (например, для измерения скорости потока жидкости, обводненности, % газа и т.д.) для исследования характеристик пластов 9.The sensors of the engine 6 can be of various designs and different types (for example, to measure the flow rate of the liquid, water cut,% gas, etc.) to study the characteristics of the layers 9.
Для извлечения установки из скважины 15 сначала в лифтовой колонне труб 18 создают избыточное давление, достаточное для открытия перепускного устройства 19 (например, разрушается предохранительная мембрана) или сбрасывают груз, разрушающий сбивной клапан (на черт. не показан), в результате уровень жидкости в лифтовой колонне труб 18 выровняется с уровнем жидкости внутри скважины 15. Затем разбирают устьевую арматуру и за счет поднятия лифтовых труб 18 извлекают всю установку на поверхность без технологического патрубка 11, пакера 7 и хвостовика 9. Так как жидкость будет вытекать из установки через открытое перепускное устройство 19, то излива жидкости на устье не будет, что делает извлечение установки более удобным для обслуживающего персонала. Разборку установки производят в обратной сборке последовательности. После чего при необходимости спускают колонну труб со съемником (на черт не показаны), при помощи которых после взаимодействия и захвата выводят пакер 7 из рабочего в транспортное положение (распакеровывают) и извлекают на поверхность с хвостовиком 4 и технологическим патрубком 11.To remove the installation from the well 15, first, in the elevator pipe string 18, an excess pressure is created sufficient to open the bypass device 19 (for example, the safety membrane is destroyed) or the load is destroyed that destroys the relief valve (not shown in the diagram), as a result, the liquid level in the elevator the pipe string 18 will be aligned with the fluid level inside the well 15. Then the wellhead fittings are disassembled and, by lifting the lift pipes 18, the entire installation is removed to the surface without a process pipe 11, a packer 7 and a liner 9. Since the liquid will flow out of the installation through the open bypass device 19, there will be no outflow of liquid at the mouth, which makes the extraction of the installation more convenient for maintenance personnel. Disassembly of the installation is carried out in the reverse assembly sequence. Then, if necessary, a pipe string with a puller is lowered (not shown in the devil), with which, after interaction and capture, the packer 7 is brought out of the worker into transport position (unpacked) and removed to the surface with a shank 4 and a process pipe 11.
Между электродвигателем 6 и входным устройством 5 возможна установка при необходимости гидрозащиты 23.Between the electric motor 6 and the input device 5, it is possible to install, if necessary, a hydraulic protection 23.
Предлагаемая полезная модель позволяет произвести упрощение конструкции за счет исключения большого числа регулирующих и контролирующих элементов, расширение функциональных возможностей за счет использования пакера над верхним пластом, а между кожухом насоса и хвостовиком - герметизирующего узла, приподнятого на технологическом патрубке от верхнего пакера в технологически обоснованный интервал скважины, позволяющими работать электропогружному насосу в скважинах с одним или несколькими пластами, на глубинах, превышающих допустимые для электропогружного насоса, на зауженных в нижней части скважинах и/или на скважинах, имеющих нарушения выше верхнего пласта.The proposed utility model makes it possible to simplify the design by eliminating a large number of regulating and controlling elements, expanding functional capabilities by using a packer above the upper layer, and between the pump casing and the liner, the sealing unit raised from the upper packer on the process pipe to a technologically justified interval of the well allowing the electric submersible pump to work in wells with one or more formations, at depths exceeding permissible e for an electric submersible pump, in narrowed in the lower part of the wells and / or in wells having disturbances above the upper layer.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008152560/22U RU90121U1 (en) | 2008-12-29 | 2008-12-29 | INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2008152560/22U RU90121U1 (en) | 2008-12-29 | 2008-12-29 | INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU90121U1 true RU90121U1 (en) | 2009-12-27 |
Family
ID=41643404
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2008152560/22U RU90121U1 (en) | 2008-12-29 | 2008-12-29 | INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU90121U1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2538010C2 (en) * | 2013-04-17 | 2015-01-10 | ООО "Сервисная Компания "Навигатор" | Oil-well operation unit |
| RU2691423C1 (en) * | 2018-02-22 | 2019-06-13 | Игорь Александрович Малыхин | Method of development and operation of wells |
-
2008
- 2008-12-29 RU RU2008152560/22U patent/RU90121U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2538010C2 (en) * | 2013-04-17 | 2015-01-10 | ООО "Сервисная Компания "Навигатор" | Oil-well operation unit |
| RU2691423C1 (en) * | 2018-02-22 | 2019-06-13 | Игорь Александрович Малыхин | Method of development and operation of wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2007114215A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM ONE WELL WITH SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION (OPTIONS) | |
| CN1648465A (en) | System and method for offshore production with well control | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| CN105019843A (en) | Automatic monitoring equipment for annular pressure of oil field gas well | |
| RU90121U1 (en) | INSTALLATION FOR OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
| CN204899813U (en) | Automatic supervisory equipment of oil field gas well annular space pressure | |
| US3630640A (en) | Method and apparatus for gas-lift operations in oil wells | |
| RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2381352C1 (en) | Borehole pumping unit for two reservoirs simultaneouse production | |
| RU2538010C2 (en) | Oil-well operation unit | |
| RU2480574C1 (en) | Design of low-angle or horizontal well with possibility of control of inflow and selective water isolation | |
| RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
| RU2449117C1 (en) | Method of pumping unit bypassing and bypassing system for its implementation | |
| EP2657448B1 (en) | Swellable packer in hookup nipple | |
| CN109763787A (en) | A kind of device and its operating procedure of composite continuous oil pipe pulling submersible electric pump | |
| RU2559999C2 (en) | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation | |
| RU51393U1 (en) | DEVICE FOR CUP CEMENTING, MODERNIZED (UMTS-M) | |
| RU2601685C1 (en) | Method of operating flooded wells and system therefor | |
| RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
| CN203175500U (en) | Marine non-well-control electric pump lifting technique pipe column | |
| RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
| RU131074U1 (en) | EQUIPMENT FOR EXPLOITATION AND RESEARCH OF MULTILAYER WELL | |
| RU98469U1 (en) | DEVICE FOR REGULATING LIQUID TAKE-OFF IN A WELL OPERATION PROCESS |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB1K | Licence on use of utility model |
Free format text: LICENCE Effective date: 20111004 |
|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20111230 |
|
| NF1K | Reinstatement of utility model |
Effective date: 20130810 |
|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20151230 |