RU2488689C1 - Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations - Google Patents
Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations Download PDFInfo
- Publication number
- RU2488689C1 RU2488689C1 RU2012107612/03A RU2012107612A RU2488689C1 RU 2488689 C1 RU2488689 C1 RU 2488689C1 RU 2012107612/03 A RU2012107612/03 A RU 2012107612/03A RU 2012107612 A RU2012107612 A RU 2012107612A RU 2488689 C1 RU2488689 C1 RU 2488689C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- pump
- packer
- jet ejector
- shank
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к скважинным насосным установкам, и может быть использовано для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации двух пластов одной скважиной.The invention relates to the oil industry, in particular to borehole pumping units, and can be used for simultaneous-separate and alternate operation of two layers of one well.
Известна насосная пакерная установка для одновременно-раздельной, непрерывной, поочередной, периодической или комбинированной эксплуатации пластов скважины, содержащая спущенные в скважину на колонне труб насос, два пакера механического или гидравлического действия с кабельным вводом или без него, один из которых установлен выше верхнего пласта, а другой - между пластами. Насос выполнен с кожухом и размещен между пакерами или выше пакера, расположенного над верхним пластом. Кожух связан с пакером или с пакерами. Между кожухом и пакером размещен перепускной узел или газосепаратор либо струйный эжектор для стравливания газа. Насосная пакерная установка обеспечивает повышение надежности и функциональности работы и эффективности эксплуатации скважины, вскрывшей несколько пластов (Патент RU №2296213. Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.03.2007, бюл. №9). Недостатком известной насосной установки является недостаточная эффективность эксплуатации пластов скважиной из-за сложности и длительности ее обслуживания.Known pump packer installation for simultaneous, separate, continuous, alternate, periodic or combined operation of well strata, containing a pump lowered into a well on a pipe string, two packers of mechanical or hydraulic action with or without cable entry, one of which is installed above the upper formation, and the other between the layers. The pump is made with a casing and is placed between the packers or above the packer located above the upper layer. The casing is connected to a packer or to packers. Between the casing and the packer there is a bypass assembly or gas separator or jet ejector for bleeding gas. Pump packer installation provides increased reliability and functionality and operational efficiency of a well that has opened several layers (Patent RU No. 2296213. Pump packer installation for operation of well strata. - IPC: Е21В 43/14. - Publish. March 27, 2007, bull. No. 9 ) A disadvantage of the known pump installation is the lack of efficiency in the operation of formations by a well due to the complexity and duration of its maintenance.
Наиболее близкой к заявляемому изобретению является насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, содержащая колонну лифтовых труб, пакер, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для откачки продукта из верхнего пласта, соединенный плунжером с приводной штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние сопряжены с цилиндром штангового насоса и заключены в верхнем кожухе с боковым каналом, сообщающимся с входным каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания. На выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с межтрубным пространством через канал, образованный между цилиндром штангового насоса и нижним кожухом, на конце которого выполнен хвостовик, которым насосная установка закреплена в пакере скважины (Патент RU №2339798. Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине. - МПК: Е21В 43/14. - Опубл. 27.11.2008, бюл. 33).Closest to the claimed invention is a pump installation for simultaneous and separate operation of two layers, containing a column of elevator pipes, a packer, a submersible sucker rod pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected by a plunger to a drive rod located in the column of elevator pipes, the latter are interfaced with a rod pump cylinder and are enclosed in an upper casing with a lateral channel communicating with the inlet channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump OS with an input module for pumping product from the lower reservoir, the electric motor of which is hermetically connected to the power cable. At the outlet of the electric drive pump, a non-return valve is installed, which communicates with the annular space through a channel formed between the cylinder of the sucker rod pump and the lower casing, at the end of which there is a shank that secures the pump unit in the well packer (Patent RU No. 2339798. A pump unit for simultaneous and separate operation two layers in the well. - IPC: Е21В 43/14. - Publ. 27.11.2008, bull. 33).
Недостатком указанной насосной установки является сложность ее исполнения, снижающая надежность ее работы и увеличивающая продолжительность ремонта скважины.The disadvantage of this pumping unit is the complexity of its execution, which reduces the reliability of its operation and increases the duration of well repair.
Технической задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является увеличение надежности работы скважинной насосной установки и уменьшение сроков ремонта скважины.The technical problem to be solved by the claimed invention is directed is to increase the reliability of a well pump installation and reduce the time for repairing a well.
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов содержит колонну лифтовых труб, втулку, пакер, штанговый погружной насос с гидравлической насадкой для откачки продукта из верхнего пласта, соединенный с приводной полой штангой, размещенной в колонне лифтовых труб, последние заключены во втулке, имеющей радиальное отверстие, сообщающееся с каналом гидравлической насадки выше пакера, и электроприводной погружной насос с входным модулем для откачки продукта из нижнего пласта, электродвигатель которого герметично соединен с кабелем электропитания, причем на выходе электроприводного насоса установлен обратный клапан, сообщающийся с межтрубным пространством через полость, образованную между цилиндром штангового насоса и втулкой, на последней выполнен хвостовик, которым насосная установка закреплена в пакере. Хвостовик втулки сообщается с обратным клапаном электроприводного насоса посредством промежуточной трубы и стыковочной муфты, а в полости хвостовика установлен струйный эжектор для отсоса газа из межтрубного пространства через радиальные каналы стыковочной муфты, сообщающиеся с межтрубным пространством через зазор, образованный между торцами хвостовика и промежуточной трубы ниже пакера, для чего в стыковочной муфте выполнено гнездо для посадки струйного эжектора, при этом гидравлическая насадка установлена во втулке с помощью манжет с упором в буртик с внутренним диаметром, большим наружного диаметра струйного эжектора, и закреплена на буртике разжимной цангой с возможностью удаления штангового насоса и струйного эжектора из установки, а во втулке выполнен обводной канал, сообщающий объем во втулке ниже гидравлической насадки с межтрубным пространством выше пакера через полость между цилиндром штангового насоса и втулкой.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers contains a column of elevator pipes, a sleeve, a packer, a sucker rod pump with a hydraulic nozzle for pumping product from the upper layer, connected to a drive hollow rod located in the column of elevator pipes, the latter are enclosed in a sleeve having a radial hole in communication with the channel of the hydraulic nozzle above the packer, and an electric drive submersible pump with an input module for pumping the product from the lower layer, the electric motor of which sealingly connected to the power cable, wherein the electrically powered pump outlet check valve in communication with the annulus through the cavity formed between the pump and the boom cylinder sleeve shank adapted at the last, which pump unit is fixed in the packer. The sleeve shank communicates with the check valve of the electric drive pump through the intermediate pipe and the coupling, and a jet ejector is installed in the cavity of the liner to exhaust gas from the annulus through the radial channels of the coupling, communicating with the annular space through the gap formed between the ends of the shank and the intermediate pipe below the packer why the docking sleeve has a socket for landing a jet ejector, while the hydraulic nozzle is installed in the sleeve using cuffs with a stop in the collar with an inner diameter larger than the outer diameter of the jet ejector, and is mounted on the collar by a expanding collet with the possibility of removing the sucker rod pump and jet ejector from the installation, and a bypass channel is made in the sleeve, communicating the volume in the sleeve below the hydraulic nozzle with the annulus above packer through the cavity between the cylinder of the sucker rod pump and the sleeve.
Согласно изобретению скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов дополнительно снабжена приспособлением для обратной промывки электроприводного насоса, которое устанавливается герметично одновременно на буртик втулки для гидравлической насадки и гнездо для струйного эжектора в стыковочной муфте с возможностью последующего удаления его из установки, канал которого сообщает выход электроприводного насоса с межтрубным пространством выше пакера через радиальные отверстия во втулке, а образованное пространство между приспособлением и втулкой сообщает полость лифтовых труб с межтрубным пространством ниже пакера через обводной канал, радиальные каналы в стыковочной муфте и зазор между торцами хвостовика и промежуточной трубы.According to the invention, the downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of the two layers is additionally equipped with a device for backwashing the electric drive pump, which is installed hermetically at the same time on the collar of the sleeve for the hydraulic nozzle and the socket for the jet ejector in the docking coupling with the possibility of its subsequent removal from the installation, the channel of which reports the output of the electric drive pump with the annulus above the packer through the radial holes in the sleeve, and images This space between the fixture and the sleeve is communicated by the cavity of the lift pipes with the annulus below the packer through the bypass channel, the radial channels in the docking sleeve and the gap between the ends of the shank and the intermediate pipe.
Согласно изобретению струйный эжектор и приспособление для промывки электроприводного насоса снабжены улавливающей головкой для захвата их цанговым инструментом, соединенным с канатом для их спуска и удаления с помощью геофизической лебедки.According to the invention, the jet ejector and the device for washing the electric drive pump are equipped with a catching head for gripping them with a collet tool connected to a rope for their descent and removal using a geophysical winch.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two formations. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
На фиг.1 схематично показана компоновка скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов; на фиг.2 - то же, с приспособлением для обратной промывки электроприводного насоса; на фиг.3 - схема спуска и удаления струйного эжектора с помощью цангового инструмента; на фиг.4 - схема промывки межтрубного пространства выше пакера скважины.Figure 1 schematically shows the layout of a downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers; figure 2 is the same, with a device for backwashing the electric drive pump; figure 3 - diagram of the descent and removal of the jet ejector using a collet tool; figure 4 - scheme of washing the annular space above the packer well.
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов содержит колонну лифтовых труб 1, втулку 2, пакер 3, установленный в стволе 4 скважины, штанговый погружной насос 5 с гидравлической насадкой 6 для откачки продукта из межтрубного пространства 7, сообщающейся с верхним пластом I, соединенный с приводной полой штангой 8, размещенной в колонне лифтовых труб 1, последние заключены во втулке 2 с радиальным отверстием 9, сообщающимся с каналом 10 гидравлической насадки 6 выше пакера 3, и электроприводной погружной насос 11 с входным модулем 12 для откачки продукта из межтрубного пространства 13, сообщающегося с нижним пластом II, электродвигатель 14 которого герметично соединен с кабелем 15 электропитания (Фиг.1). На выходе электроприводного насоса 11 установлен обратный клапан 16, сообщающийся с межтрубным пространством 6 выше пакера 3 через полость 17, образованную между цилиндром 18 штангового насоса 5 и втулкой 2, на которой выполнен хвостовик 19, закрепленный концом в пакере 3. Хвостовик 19 втулки 2 сообщается с обратным клапаном 16 электроприводного насоса 11 посредством промежуточной трубы 20 и стыковочной муфты 21. В полости хвостовика 19 установлен струйный эжектор 22 для отсоса газа из межтрубного пространства 13 ниже пакера 3. В стыковочной муфте 21 выполнено гнездо 23 для посадки струйного эжектора 22 и радиальные каналы 24, сообщающиеся с межтрубным пространством 13 через зазор 25, образованный между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20 ниже пакера 3. Гидравлическая насадка 6 установлена во втулке 2 с помощью манжет 26 с упором в буртик 27 с внутренним диаметром d1, большим наружного диаметра d2 струйного эжектора 22, и закреплена на буртике 27 разжимной цангой 28 с возможностью удаления штангового насоса 5 и струйного эжектора 22 из установки. Во втулке 2 выполнен обводной канал 29, сообщающий объем 30 во втулке 2 ниже гидравлической насадки 6 с межтрубным пространством 7 выше пакера 3 через полость 17 между цилиндром 18 штангового насоса 5 и втулкой 2.A downhole pump installation for simultaneous and separate operation of two layers contains a column of
Скважинная насосная установка дополнительно снабжена приспособлением 31 для обратной промывки электроприводного насоса 11, которое устанавливается герметично одновременно на буртик 27 втулки 2 для гидравлической насадки 6 и гнездо 23 для струйного эжектора 22 в стыковочной муфте 21 с возможностью последующего удаления его из установки (Фиг.2). Канал 32 приспособления 31 сообщает выход электроприводного насоса 11 с межтрубным пространством 7 выше пакера 3 через радиальное отверстие 9 во втулке 2, а пространство 33 между приспособлением 31 и втулкой 2 сообщает полость 34 лифтовых труб 1 с межтрубным пространством 13 ниже пакера 3 через обводной канал 29, радиальные каналы 24 в стыковочной муфте 21 и зазор 25 между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20. Струйный эжектор 22 и приспособление 31 для промывки электроприводного насоса снабжены улавливающей головкой 35 для захвата их цанговым инструментом 36, соединенным с канатом 37 геофизической лебедки (не показана) для их спуска в насосную установку и удаления из нее (Фиг.3).The downhole pumping unit is additionally equipped with a
Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов работает следующим образом.Downhole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers works as follows.
Скважинная насосная установка может использоваться как для совместной добычи продукта при одновременной эксплуатации двух пластов, так и раздельной или поочередной эксплуатации пластов I и/или II.A downhole pumping unit can be used both for joint production of a product with simultaneous operation of two formations, and for separate or alternate operation of formations I and / or II.
В стволе 4 скважины между верхним I и нижним II пластами на определенной глубине устанавливают пакер 3 с каналом для хвостовика 19. Насосную установку в сборе спускают в ствол 4 скважины на колонне лифтовых труб 1 до герметичного входа хвостовика 19 и кабеля 15 электропитания электродвигателя 14 погружного насоса 11 в канал пакера 3. Затем в колонну лифтовых труб 1 спускают колонну полых штанг 8 со штанговым погружным насосом 5 до герметичной посадки гидравлической насадки 6 во втулке 2 с упором в буртик 27 с помощью манжет 26, при этом гидравлическая насадка 6 самопроизвольно закрепляется во втулке 2 разжимной цангой 28. Одновременно или раздельно либо поочередно запускают в работу штанговый погружной насос 5 возвратно-поступательным движением штанги 8 наземным приводом (не показан) и электроприводной погружной насос 11 подачей электропитания по кабелю 15 к электродвигателю 14 электроприводного погружного насоса 11.In the wellbore 4, between the upper I and lower II layers, a
Поток флюида, нагнетаемый электроприводным насосом 11 из нижнего пласта II через промежуточную трубу 20, с напором проходит через сопло струйного эжектора 22, создавая разрежение перед его камерой смешения, увлекает за собой сепарированный газ из межтрубного пространства 13 ниже пакера 3 через радиальные каналы 22 стыковочной муфты 21 и зазор 25 между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20, поступает в камеру смешения струйного эжектора 22, где происходит смешение флюида с сепарированным газом, после чего смесь поступает в объем 21 ниже гидравлической насадки 6, из последней флюид поступает по обводному каналу 29 через полость 17 между цилиндром 18 штангового насоса 5 и втулкой 2 и полость колонны лифтовых труб 1 на устье скважины (не показано).The fluid flow pumped by the
Поток флюида, нагнетаемый штанговым погружным насосом 5 из верхнего пласта I, проходя из межтрубного пространства 7 выше пакера 3 через радиальное отверстие 9 и канал 10 гидравлической насадки 6 посредством штангового погружного насоса 5, приводимого в действие полой штангой 8 наземным приводом, поднимается на устье скважины.The fluid flow pumped by the rod submersible pump 5 from the upper formation I, passing from the annulus 7 above the
При одновременно-раздельной эксплуатации пластов I и II флюиды одновременно поднимаются в устье скважины по колонне лифтовых труб 1 от электроприводного насоса 11 и по полой приводной штанге 8 наземного привода от штангового погружного насоса 5. В этом случае флюиды пластов I и II не перемешиваются.During simultaneous and separate exploitation of formations I and II, fluids simultaneously rise at the wellhead along the column of
При одновременной эксплуатации двух пластов флюиды верхнего I и нижнего II пластов поднимаются в устье скважины и перемешиваются.With the simultaneous operation of two layers, the fluids of the upper I and lower II layers rise at the wellhead and mix.
Для замены струйного эжектора 22 сначала из втулки 2 через колонну лифтовых труб 1 извлекают штанговый погружной насос 5 с помощью штанги 8, затем с помощью цангового инструмента 36, спускаемого на канате 37 с помощью геофизической лебедки, захватывают улавливающую головку 35 на струйном эжекторе 22 и последний диаметром d2 удаляют через буртик 27 с внутренним диаметром d1 втулки 2 из колонны лифтовых труб 1 и аналогичным образом заменяют на другой.To replace the
Для проведения обратной промывки электроприводного насоса 11 скважинной насосной установки сначала удаляют из колонны лифтовых труб 1 штанговый погружной насос 5 и струйный эжектор 22 указанными выше способами. Затем с помощью цангового инструмента 36 захватывают улавливающую головку 35 на приспособлении 31 для промывки и спускают на канате 37 геофизической лебедки по колонне лифтовых труб 1 в ступенчатую втулку 2 и герметично устанавливают одновременно на буртик 27 втулки 2 для гидравлической насадки 6 и гнездо 23 для струйного эжектора 22 в стыковочной муфте 21. В этом случае жидкость подается в ствол 4 скважины по колонне лифтовых труб 1, которая под напором проходит через обводной канал 20 и объем 30 во втулке 2 и промывает радиальные каналы 24 в стыковочной муфте 21 и зазор 25 между торцами хвостовика 19 и промежуточной трубы 20. Затем промывочная жидкость по межтрубному пространству 13 ниже пакера 3 поступает во входной модуль 12 электроприводного погружного насоса 11, последний нагнетает жидкость через обратный клапан 16 в межтрубное пространство 7 выше пакера 3, канал 32 приспособления 31 и радиальное отверстие 9 во втулке 2. После промывки электроприводного насоса 11 приспособление 31 удаляют цанговым инструментом 36 аналогично описанному выше способу.To carry out the backwash of the
Для промывки межтрубного пространства 7 скважины выше пакера 3 из втулки 2 через колонну лифтовых труб 1 с помощью штанги 8 извлекают штанговый погружной насос 5. Затем по колонне лифтовых труб 1 подают промывочную жидкость, которая под давлением проходит через радиальное отверстие 9 втулки 2 в межтрубное пространство 7 и выводится из нее в устье скважины (Фиг.4).To wash the annular space 7 of the well above the
Использование предложенной скважинной насосной установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов значительно увеличит надежность работы скважинной насосной установки и повысит оперативность ремонта скважины.The use of the proposed borehole pumping unit for simultaneous and separate operation of two layers will significantly increase the reliability of the borehole pumping unit and increase the efficiency of well repair.
Технология одновременно-раздельной добычи и учета продукта на месторождениях с разнородными пластами с помощью предложенной скважинной насосной установки соответствует требованиям Правил охраны недр, утвержденных постановлением Госгортехнадзора РФ №71 от 06 июня 2003 г.The technology of simultaneous and separate production and metering of the product in fields with heterogeneous formations using the proposed borehole pumping unit complies with the requirements of the Mineral Protection Rules approved by the Resolution of the Gosgortekhnadzor of the Russian Federation No. 71 dated June 06, 2003
Claims (3)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012107612/03A RU2488689C1 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012107612/03A RU2488689C1 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2488689C1 true RU2488689C1 (en) | 2013-07-27 |
Family
ID=49155680
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012107612/03A RU2488689C1 (en) | 2012-02-29 | 2012-02-29 | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2488689C1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542999C2 (en) * | 2014-02-19 | 2015-02-27 | Олег Сергеевич Николаев | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
| RU2553710C2 (en) * | 2014-06-04 | 2015-06-20 | Олег Сергеевич Николаев | Dual well completion method |
| RU2569526C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Unit for dual operation of wells |
| RU2713290C1 (en) * | 2019-03-22 | 2020-02-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations |
| RU2726013C1 (en) * | 2019-12-04 | 2020-07-08 | Федеральное государственной бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU59138U1 (en) * | 2006-03-13 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) |
| RU2296213C2 (en) * | 2005-04-27 | 2007-03-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Packer pumping plant for well formations operation |
| 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) |
| RU96175U1 (en) * | 2010-03-09 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S HYDRAULIC REUSABLE PACKER AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION |
| CN201568034U (en) * | 2009-11-11 | 2010-09-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Layered oil production pipe column |
| RU2427705C1 (en) * | 2010-05-24 | 2011-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well |
-
2012
- 2012-02-29 RU RU2012107612/03A patent/RU2488689C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2296213C2 (en) * | 2005-04-27 | 2007-03-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Packer pumping plant for well formations operation |
| RU59138U1 (en) * | 2006-03-13 | 2006-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL (OPTIONS) |
| 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) |
| CN201568034U (en) * | 2009-11-11 | 2010-09-01 | 中国石油天然气股份有限公司 | Layered oil production pipe column |
| RU96175U1 (en) * | 2010-03-09 | 2010-07-20 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S HYDRAULIC REUSABLE PACKER AND INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU2427705C1 (en) * | 2010-05-24 | 2011-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well pumping unit for simultaneous separate development of two reservoirs in well |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2542999C2 (en) * | 2014-02-19 | 2015-02-27 | Олег Сергеевич Николаев | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations |
| RU2553710C2 (en) * | 2014-06-04 | 2015-06-20 | Олег Сергеевич Николаев | Dual well completion method |
| RU2569526C1 (en) * | 2014-11-17 | 2015-11-27 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Unit for dual operation of wells |
| RU2713290C1 (en) * | 2019-03-22 | 2020-02-04 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations |
| RU2726013C1 (en) * | 2019-12-04 | 2020-07-08 | Федеральное государственной бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Well pumping unit for simultaneous separate operation of two formations |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
| 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 | |
| CN110593846A (en) | Gas well gas-liquid separate production well completion pipe string | |
| RU2473790C1 (en) | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry | |
| RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
| RU2485292C2 (en) | Device for simultaneous and separate operation of well with two formations | |
| RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
| RU109792U1 (en) | EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS | |
| RU2405925C1 (en) | Oil well pumping unit for simultaneous separate operation of two reservoirs | |
| RU2513566C2 (en) | Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation | |
| RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
| RU2405924C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
| RU2473821C1 (en) | Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests | |
| RU2291953C1 (en) | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well | |
| RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
| RU2364708C1 (en) | Unit borehole rod pumping with double-acting pump | |
| RU133191U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO STRAYS | |
| RU2405923C1 (en) | Pumping unit for simultaneous-separate operation of two reservoirs in well | |
| RU2014119600A (en) | METHOD FOR PRODUCING FLUID FROM TWO STRESSES OF ONE WELL AND PUMP-EJECTOR INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU63864U1 (en) | INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP | |
| RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
| RU125621U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
| RU2539459C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
| RU2553710C2 (en) | Dual well completion method |