EA002945B1 - Способ развертывания в скважине электроприводной системы перекачки потока флюида - Google Patents
Способ развертывания в скважине электроприводной системы перекачки потока флюида Download PDFInfo
- Publication number
- EA002945B1 EA002945B1 EA200200123A EA200200123A EA002945B1 EA 002945 B1 EA002945 B1 EA 002945B1 EA 200200123 A EA200200123 A EA 200200123A EA 200200123 A EA200200123 A EA 200200123A EA 002945 B1 EA002945 B1 EA 002945B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluid
- well
- pumping
- fluid flow
- electrical connector
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 153
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 90
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 71
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 26
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 16
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 claims abstract 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 23
- 239000002131 composite material Substances 0.000 claims description 12
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 claims 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 14
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract description 6
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 2
- 230000001012 protector Effects 0.000 abstract 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract 1
- 230000002463 transducing effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 12
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 9
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 4
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 3
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 102000010410 Nogo Proteins Human genes 0.000 description 1
- 108010077641 Nogo Proteins Proteins 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000007726 management method Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/028—Electrical or electro-magnetic connections
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Control Of Non-Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Способ развертывания электроприводной системы перекачки потока флюида нисходящей скважины, такой как электрический погружной насос (ЭПН), содержит установку лифтовой колонны (1), которая вблизи своего нижнего конца оборудована одной частью (35) гидроизолированного парного электрического соединителя и внешним электрическим трубопроводом (15), и последующее опускание системы перекачки потока флюида, которая оборудована другой частью гидроизолированного парного электрического соединителя, через лифтовую колонну до тех пор, пока части (19) гидроизолированного парного электрического соединителя не соединятся друг с другом.
Description
Настоящее изобретение относится к способу развертывания в нефтяной и/или газовой продуктивной скважине погружной системы перекачки потока флюида с электрическим приводом, такой как турбокомпрессор или электрический погружной насос, вообще говоря, известный как ЭПН.
Развертывание электрических погружных систем в скважинах выполняли много лет, используя составные трубчатые трубопроводы с электродвигателем и устройство для перекачки потока флюида, присоединенное ко дну составного трубопровода.
Последовательные стыки трубчатых трубопроводов соединяют и опускают в скважину с помощью оборудования установки буровой мачты и подъемника, при этом разматывая и соединяя к внешнему диаметру колонны непрерывный кабель передачи электроэнергии. Этот способ расположения электроприводной погружной системы перекачки потока флюида хорошо известен специалистам в области создания неэруптивных источников нефти и газа из подземной среды.
Возвращение в исходное состояние электроприводных погружных систем перекачки потока флюида, вообще говоря, также осуществляют путем вытягивания из скважины составного трубопровода одновременно с погружным электродвигателем и системой перекачки потока флюида и кабелем передачи электроэнергии.
Следующие ссылки характеризуют предшествующий уровень техники заявленного изобретения: патенты США №№ 4494602; 4589717; 5180140; 5746582 и 5871051; международная публикация № ХУ098/22692 и Европейские патенты №№ 470576 и 745176.
Патенты США №№ 3835929, 5180140 и 5191173 раскрывают способы развертывания и возвращения в исходное состояние электрической погружной системы с использованием намотанного непрерывного трубопровода. В таких способах размещения трубопровода часто используют большие диаметры катушек намотанного трубопровода вследствие радиуса кривизны, возможного для непрерывного трубопровода. Следовательно, устройства намотки, расположенные на поверхности, которые требуются в таких системах для того, чтобы вводить и извлекать непрерывный трубопровод, являются громоздкими и требуют специального наземного и подземного оборудования для развертывания и вмешательства в скважину. Эти способы указывают на извлечение силового кабеля с непрерывным трубопроводом для замены оборудования.
Другие источники предшествующего уровня техники раскрывают размещение и извлечение подземной электрической системы перекачки потока флюида с использованием проводной линии или проволочного каната в качестве структурной несущей конструкции для одновременного расположения кабеля передачи электроэнергии с системой. Следовательно, эти способы и устройство, связанное с применением проводной линии требуют использования большого и уникального наземного оборудования внедрения в скважину для управления грузом и катушкой, используемыми для обеспечения силового кабеля и проволочного каната, так, чтобы они перемещались в скважине одновременно с силовым кабелем. Эти способы раскрывают извлечение электрического погружного кабеля передачи электроэнергии с погружным электродвигателем.
Патент США № 5746582 раскрывает извлечение погружных насосов, при этом оставляя электрический двигатель и кабель в скважине. Следовательно, способ патента США № 5746582 указывает на извлечение и развертывание механической части электрической погружной системы передачи флюида, при этом оставляя электрический двигатель и другие составные части электрической погружной системы расположенными в скважине. Патент США № 5746582 не указывает на извлечение и размещение электрического двигателя отдельно от кабеля передачи электроэнергии.
В случае скважин искусственного нагнетания, запитываемых с помощью систем погружных электродвигателей, известный способ заключается в том, чтобы размещать в скважину требуемую сборку устройства для перекачки потока, например, сборку насоса или компрессора, одновременно с электрическим двигателем и силовым кабелем вместе с элементом несущей конструкции. Элемент несущей конструкции представляет собой составной трубопровод буровой установки, расположенной на поверхности, модуль намотанного трубопровода с непрерывным трубопроводом или оплетенным кабелем. Трубопровод или оплетенный кабель требуются постольку, поскольку силовой кабель не способен поддерживать собственный вес в скважине и, следовательно, должен быть соединен и расположен в скважине с конструктивным элементом для его поддержки.
В случае составного трубопровода, разворачиваемого с буровой установки, силовой кабель прикрепляют к электродвигателю на поверхности, а кабель прикрепляют к трубопроводу для питания электродвигателя; устройство для перекачки потока и трубопровод размещают в обсадные трубы скважины или трубопровод. Прикрепление кабеля к трубе выполняют с использованием стальных лент, литых скоб и других способов, известных специалистам в области нефте- и газопромышленности.
В других способах силовой кабель помещают внутри непрерывного трубопровода или прикрепляют к внешней стороне непрерывного трубопровода с помощью лент, как раскрывается в патенте США № 5191173. В промышленно сти такой непрерывный трубопровод часто называют намотанным трубопроводом. Патент США № 3835929 сообщает об использовании непрерывного трубопровода с кабелем передачи электроэнергии внутри трубы.
Во всех случаях, в которых электрические погружные системы перекачки потока флюида размещают и вынимают из скважин, электрический двигатель и кабель передачи электроэнергии разворачивают и возвращают в исходное состояние одновременно.
Специалистам, знакомым с погружным силовым кабелем, хорошо известно, что операция удаления кабеля из скважины может приводить к повреждению кабеля передачи электроэнергии разнообразными способами. Повреждение, причиненное силовому кабелю, может быть обусловлено напряжением при изгибах, производимых в кабеле во время размещения и извлечения. Стандартная изоляция силового кабеля, обертывание и экранировка могут развить трещины от напряжений вследствие намотки кабеля на устройства роликов и катушек, используемых для развертывания кабеля. Другой вид повреждения, связанный с погружным кабелем передачи электроэнергии, вызывается из-за динамических нагрузок или сдавливания кабеля, когда его размещают или извлекают из скважин. Также хорошо известно, что газы, обнаруженные в подземных средах, насыщают проницаемую изоляцию кабелей передачи электроэнергии, оболочку и экраны. Этот газ захватывается в проницаемой изоляции при давлении, равном давлению внутри скважины. Когда кабель извлекают из скважины, кабель передачи электроэнергии подвергается давлению окружающей среды. Это создаст перепад давления между газом, находящимся в изоляции кабеля, и давлением окружающей среды на поверхности. Степень расширения импрегнированного газа от более высокого давления внутри изоляции кабеля до более низкого давления окружающей среды иногда может превосходить способность проницаемости изоляции кабеля выравнивать перепад давления. Результатом является прорыв или напряжение изоляции, преждевременный отказ кабеля.
Требование извлечения и размещения кабеля передачи электроэнергии с электрической погружной системой перекачки потока флюида также требует использования специализированного наземного оборудования внедрения в скважину. Указанное обстоятельство может потребовать очень больших буровых установок, которые будут способны вытягивать трубопроводы, кабеля передачи электроэнергии и электрических погружных устройств для перекачки флюида. В открытом море эти способы внедрения в скважину требуют полупогружных буровых кораблей и платформ. В случае составного трубопровода, разворачиваемого в виде множества резьбовых отрезков, обычно по 9-12 м каж дый, вытягивающим оборудованием является буровая или вытягивающая буровая установка, расположенная на поверхности. В случае, когда кабель передачи электроэнергии и сборку размещают соединенными с непрерывным трубопроводом или внутри него, требуется специализированная наземная буровая установка намотанного трубопровода. Такой модуль намотанного трубопровода, состоящий из головки инжектора, гидравлического модуля, а также устройства намотки большого диаметра, содержащего непрерывный намотанный трубопровод, весь расположен на поверхности. Такой способ размещения и извлечения требует значительного пространства на поверхности земли или на дне моря.
Причины для внедрения в скважину с целью извлечения или размещения электрической погружной системы перекачки потока флюида хорошо известны специалистам, знакомым со способами удаления флюидов из скважин. Существует, по меньшей мере, две классических причины для внедрения в скважины, оборудованные электрическими погружными системами перекачки потока флюида. Они включают необходимость повысить производство флюида или необходимость ремонтировать размещенную погружную силовую систему.
Причина, состоящая в требовании повышенного производства флюида, зависит от многих факторов, которые включают, но не ограничиваясь только ими, экономические факторы, а также методы управления продуктивным пластом, обсуждаемые в литературе.
Причины для внедрения в скважину с целью ремонта или замены электрических погружных систем перекачки потока флюида обусловлены обычным износом оборудования и последующими потерями способности производства флюида, катастрофическим повреждением оборудования и изменениями производительной способности подземного продуктивного пласта флюида.
Отказ оборудования может быть вызван подземными повреждениями обмоток электродвигателя, ухудшением изоляции электродвигателя, обусловленным нагревом или механическим износом, просачиванием проводящего флюида в двигатель, износом или отказом частей устройства для перекачки потока флюида, износом подшипников электродвигателей, вибрациями вала, изменениями характеристики притока продуктивного пласта, и другими явлениями, известными специалистам в области добычи флюидов из скважин. Следовательно, часто требуется изменять составные части электрической погружной системы перекачки потока флюида, но не обязательно кабель передачи электроэнергии. Однако в данной области техники, когда происходит повреждение электродвигателя или изоляции двигателя, силовой кабель вынимают.
Настоящее изобретение обеспечивает улучшение известного способа конструирования скважины, оно заявляет способы и устройство, относящиеся к размещению, работе и извлечению электрических погружных систем перекачки потока флюида. Более конкретно, способы и устройство изобретения обеспечивают возможность оставлять в скважине кабель передачи электроэнергии, при этом осуществляя многократные внедрения в скважину для размещения и извлечения компонентов электрической погружной системы передачи флюидов.
Сущность изобретения
Способ согласно изобретению содержит следующие стадии:
присоединение силового кабеля к первой части гидроизолированного парного электрического соединителя, который прикрепляют к нижней области лифтовой колонны;
опускание лифтовой колонны и силового кабеля в скважину;
опускание через лифтовую колонну электроприводной системы перекачки потока флюида нисходящей части скважины, которая оборудована второй частью гидроизолированного парного электрического соединителя;
разъемная стыковка системы перекачки потока флюида к лифтовой колонне так, чтобы две части гидроизолированного парного электрического соединителя были обращены друг к другу;
нагнетание диэлектрического флюида в пространство между упомянутыми частями электрического соединителя и герметическое уплотнение этого пространства для предотвращения притока скважинного флюида в упомянутое пространство; и приведение в действие системы перекачки потока флюида посредством передачи электроэнергии по силовому кабелю через уплотненный электрический соединитель к системе.
Предпочтительно, управляемый спуск системы перекачки потока флюида через лифтовую колонну облегчают посредством закрывания клапана, который расположен под первой, постоянно установленной частью электрического соединителя на стадии опускания, и посредством осуществления циркуляции флюида управляемым способом вниз через лифтовую колонну, через отверстие в лифтовой колонне вблизи первой части соединителя, а также вверх через гидравлический трубопровод, размещенный с лифтовой колонной, через который впоследствии нагнетают диэлектрический флюид между частями электрического соединителя. Также понятно, что другой способ для смещения сборки устройства для перекачки потока флюида в скважину позволил бы вытеснять флюид, находящийся под сборкой устройства для перекачки потока флюида, в перфорации или в кольцевое пространство между лифтовой колонной и обсадной трубой скважины.
Подходящий гидроизолированный парный электрический соединитель для использования в способе настоящего изобретения раскрыт в описании патента США № 4921438, который включен здесь путем ссылки.
Кроме того, в способе согласно настоящему изобретению предпочтительно, чтобы адаптер проводной линии был расположен на верху сборки устройства для перекачки потока флюида, а также чтобы эта сборка была оборудована секцией пробки регулирования уровня, которая обеспечивает уплотнение между сборкой устройства для перекачки потока флюида и лифтовой колонной, по меньшей мере, на стадии опускания системы перекачки потока флюида через скважину, и в котором скважинный флюид извлекают через гидравлический трубопровод с управляемой скоростью, чтобы управлять или способствовать спуску системы перекачки потока флюида через лифтовую колонну.
Устройство для перекачки потока флюида извлекают на поверхность соответствующим образом, отсоединяя систему перекачки потока от лифтовой колонны, закрывая обратный клапан и накачивая флюид в гидравлический трубопровод, посредством чего гидравлически поднимая сборку на поверхность.
Соответственно, систему перекачки потока флюида также можно извлекать на поверхность или размещать в скважине, используя проводную линию или проволочный канат, протянутый с поверхности, с помощью подходящих инструментов, хорошо известных специалистам в области кабельного обслуживания скважин, для обеспечения запирания и освобождения системы перекачки потока флюида.
Соответственно, систему перекачки потока флюида также можно извлекать на поверхность или извлекать из скважины, используя отрезок непрерывного трубопровода или множество отрезков составного трубопровода, протягивающегося с поверхности вниз к системе перекачки потока флюида, и используя подходящие инструменты, хорошо известные специалистам в области обслуживания скважин, чтобы запирать или вытягивать систему перекачки потока флюида на поверхность.
Соответственно, систему перекачки потока флюида можно извлекать на поверхность или извлекать из скважины, используя любую комбинацию трубопроводов, проводной линии и гидравлических способов.
В настоящем изобретении шейку для захвата ловильным инструментом присоединяют к верхней части системы перекачки потока флюида так, чтобы для размещения и извлечения системы перекачки потока флюида можно было бы использовать проводную линию, а также другие способы, связанные с использованием трубопроводов. Настоящее изобретение также сообщает, что к проводной линии или к возвращающему трубопроводу может прикрепляться пол зунковая пробка для того, чтобы обеспечить возможность гидравлического вытеснения и/или извлечения системы перекачки потока флюида, а также для приложения силы, достаточной для совмещения двух частей гидроизолированного парного электрического соединителя.
Краткое описание чертежей
В дальнейшем изобретение поясняется описанием конкретных вариантов его воплощения со ссылками на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:
фиг. 1 иллюстрирует, как лифтовую колонну, силовой кабель, погружной клапан, гидравлический трубопровод и первую входящую часть гидроизолированного парного электрического соединителя постоянно устанавливают в нефтяной или газовой скважине;
фиг. 2 иллюстрирует, как электрическое устройство для перекачки потока флюида и вторую входящую часть гидроизолированного парного электрического соединителя опускают на проводной линии в лифтовую колонну.
Подробное описание чертежей
На фиг. 1 отрезок обсадной трубы 1 скважины показан в гидравлической связи с подземным продуктивным пластом 2 посредством набора перфораций 3, обеспечивающих возможность флюиду поступать в обсадную трубу 1 из продуктивного пласта 2.
На первой стадии способа развертывания размещают пакер 4 в обсадной трубе 1 скважины. Под этим пакером 4 находится присоединенное к нему нижнее хвостовое трубчатое удлинение 5, соединенное с обратным клапаном 6, и направляющее средство 7 в виде входящей проводной линии. Пакер 4 устанавливают в обсадную трубу 1, используя общую и известную технологию установки пакера с применением проводной линии. Эта часть формирования скважины приводит к тому, что пакер 4 в измерительной гидравлике скользит во внутреннюю стенку обсадной трубы 1 и образует гидравлическое уплотнение между пакером 4 и обсадной трубой 1 скважины. Пакер 4 имеет внутренний канал, который является гладким и иногда отполированным настолько, чтобы образовать трубчатое пространство гидравлического уплотнения, в которое можно потом поместить уплотнительную секцию. Обратный клапан 6 управляет флюидом скважины так, чтобы он не втекал из пространства над пакером 4 в перфорации 3 и продуктивный пласт, а также обеспечивает возможность гидравлического вытеснения и извлечения флюида, который должен перемещаться на поверхность, чтобы обеспечить измеряемое управление процессом вытеснения и извлечения без помещения флюида в перфорации.
На второй стадии способа развертывания уплотнительную трубчатую секцию 8 присоединяют к подповерхностному предохранительному распределительному клапану 9, соединен ному с отрезком или множеством отрезков составной лифтовой колонны 10, которые затем соединяют с модулем 11 посадки части электрического соединителя. Модуль посадки части электрического соединителя концентрически расположен вокруг электрического разъема 35. Модуль посадки части электрического соединителя соединяют на его верхнем торце с лифтовой колонной, имеющей в своем внутреннем диаметре полированный канал 12 и запирающий профиль 13, который затем опять соединяют к поверхностному устью скважины посредством множества отрезков 14 лифтовой колонны.
При размещении вышеописанного устройства в обсадной трубе 1 скважины, происходит одновременное размещение отрезков погружного кабеля 15 передачи электроэнергии, прикрепленного с использованием лент и/или зажимов к диаметру внешней поверхности лифтовой колонны 14, с электрическим кабелем 15, протягивающимся вниз к модулю 11 посадки части электрического соединителя, где кабель передачи электроэнергии проникает через модуль 11 посадки части электрического соединителя. При размещении упомянутого устройства в обсадной трубе 1 скважины происходит одновременное размещение отрезков непрерывного гидравлического трубопровода 16 и 17, образующих, по меньшей мере, два отдельных пути трубопровода к поверхности и прикрепляемых с использованием лент и/или зажимов к внешнему диаметру лифтовой колонны 14. Один гидравлический трубопровод 16 проникает через модуль 11 посадки части электрического соединителя, а другой гидравлический трубопровод 17 соединяется с подповерхностным предохранительным распределительным клапаном 9.
Затем такую сборку, описанную на второй стадии способа формирования, погружают до тех пор, пока уплотнительная секция 8 не проникнет в пакер 4 и образует гидравлическое уплотнение между внешним диаметром уплотнений уплотнительной секции 8 и полированным внутренним каналом пакера 4. Сразу после посадки сборки на предварительно размещенный пакер лифтовую колонну 14 соединяют к подвеске лифтовой колонны на поверхностном устье скважины и к силовому кабелю 15, и различные линии гидравлического трубопровода 16 и 17 пропускают через устье скважины известными способами, так что на устье скважины между лифтовой колонной14 и обсадной трубой 1 достигается герметическое уплотнение.
В другом варианте воплощения способ формирования усовершенствует лифтовую колонну 14, расширяя ее посредством техники расширяемой колонны, в которой лифтовая колонна увеличивается во внутреннем диаметре посредством проталкивания через нее сердечника большего диаметра, следовательно увеличивая внутренний диаметр лифтовой колонны, как только она размещается внутри обсадной трубы 1, после чего расширенную колонну соединяют к подвеске лифтовой колонны и устью скважины.
Способ настоящего изобретения соединяет устье скважины со всеми соответствующими клапанами и предохранительными приспособлениями. Предпочтительный вариант воплощения изобретения использует полный диаметр канала устья скважины, которое имеет внутренний канал больше, чем электрическая система перекачки потока флюида, что позволяет протягивать электрическую систему перекачки потока флюида через устье скважины, подвеску лифтовой колонны и все клапаны в устье скважины.
Специалистам в области нефте- и газодобычи ясно, что использование пакера 4 и последующей уплотнительной секции, размещенной в обсадной трубе 1, не всегда обязательно для способа настоящего изобретения. Это зависит от фактических условий скважины и локальных допустимых правил.
Результатом этой стадии способа является то, что имеется гидравлический путь флюида, по которому флюиды продуктивного пласта вытекают из продуктивного пласта 2 через перфорации 3 вверх по трубчатому трубопроводу, сформированному направляющим средством в виде входящей проводной линии 7, обратным клапаном 6, хвостовым трубчатым удлинением 5 или стыками трубопровода через пакер 4, концентрически через уплотнительную секцию 8, затем поток флюида проходит через подповерхностный распределительный клапан 9, через дополнительные отрезки лифтовой колонны, через и/или вокруг модуля 11 посадки части электрического соединителя, вверх через лифтовую колонну 18, через секцию 12 полированного канала, через запирающий профиль и в лифтовую колонну 14 на поверхность.
Третья стадия способа формирования скважины предпочтительного варианта воплощения изобретения заключается в том, чтобы собрать электрически запитываемые компоненты устройства для перекачки потока флюида, показанные на фиг.2. Эта сборка состоит из одной охватывающей части 19 электрического разъема, присоединенной к погружному телеметрическому комплекту 20, который затем соединяют с электрическим двигателем 21 или множеством двигателей, соединенных последовательно, которые соединены проводами к телеметрическому комплекту 20 и механически соединены ко второму набору 22 телеметрических приборов, которые затем соединяют к уплотнительной секции 23, которую затем соединяют к впускному отверстию 24 устройства для перекачки потока флюида, которое затем присоединяют к устройству для перекачки 25 потока флюида, который затем присоединяют к переходнику 26 лифтовой колонны с отверстием гидравлического давления, которое на его внешнем диаметре соединено с гидравлическим трубопроводом, проходящим вниз к нижнему телеметрическому комплекту 20, и переходник 26 лифтовой колонны разгрузки под давлением соединяют в его верхней части к разгрузочному концу 27 устройства для перекачки потока флюида, который затем присоединяют к устройству 28 золотникового клапана, которое затем присоединяют к переходнику 29 обратного клапана, который затем присоединяют к раздвижному устройству 30, которое затем присоединяют к уплотнительной секции 31 канала, которую затем прикрепляют к запирающему устройству 32, которое затем прикрепляют к секции 33 пробки регулирования уровня, которую затем присоединяют к непрерывному отрезку проводной линии 34, а затем всю сборку размещают внутри лифтовой колонны 14, опуская на проводной линии в лифтовую колонну 14.
Третью стадию способа формирования скважины предпочтительного варианта воплощения выполняют путем опускания электрической погружной сборки устройства для перекачки потока флюида, показанной на фиг. 2, посредством способов, связанных с применением проводной линии и посредством содействия перемещению сборки вниз внутри лифтовой колонны 14 посредством прокачки флюида в лифтовой колонне 14 до тех пор, пока электрическая погружная сборка устройства для перекачки потока флюида, описанная на второй стадии данного способа, не достигнет разъемного соединения полированного канала 12, который предварительно располагают на первой стадии предпочтительного варианта воплощения. Используя увеличение давления флюида вниз лифтовой колонны 14 и управляя давлением в трубопроводе 16 посредством клапанов и дросселей на поверхности, достигают посадки электрического погружного устройства для перекачки потока флюида посредством удлинения раздвижной секции 30. Такое удлинение достигается посредством использования управляемого вытеснения флюида вниз лифтовой колонны 14 с закрытым предохранительным клапаном 9, и флюида под раздвижной секцией 30, текущего в трубопровод 16, который присоединяют к модулю 11 посадки части электрического соединителя. Этот флюид можно контролировать и управлять им на поверхности, чтобы гарантировать управляемую посадку охватывающей части 19 электрического разъема на предварительно размещенную охватываемую часть 35 электрического разъема, чтобы образовать замкнутую электрическую цепь от наземной энергосистемы через погружной кабель 15 передачи электроэнергии, через модуль 11 посадки части электрического соединителя и через входящую часть 35 электрического разъема в охватывающую часть 19 электрического разъема через телеметрический комплект 20 и в погружной электродвигатель или двигатели 21. Третья стадия способа формирования скважины предпочтительного варианта воплощения позволяет многократно осуществлять посадку электрического погружного устройства для перекачки потока флюида и присоединять его к предварительно размещенному электрическому разъему, уже размещенному на первой стадии способа. В конце третьей стадии диэлектрический флюид типа органического диэлектрического масла вытесняют в гидравлический трубопровод 15, в кольцевое пространство между охватываемой и охватывающей частями 35 и 19 электрического разъема до тех пор, пока все флюиды скважины не вымоются из упомянутого пространства в предварительно расположенной части электрического соединителя, а впоследствии уплотнительные кольца удерживают диэлектрический флюид внутри упомянутого пространства после завершения соединения обеих частей гидроизолированного парного электрического соединителя из предварительно расположенного модуля посадки электрического соединителя и другой части электрического разъема, размещенной на нижней стороне двигателя.
Такой же гидравлический трубопровод 16, используемый, чтобы получить вытеснение флюида во время операции посадки, также может использоваться для отсоединения показанной на фиг. 2 электрической погружной системы перекачки потока флюида от модуля 11 посадки части электрического соединителя, а затем вытягивания на поверхность, используя способы с применением проводной линии, или дальнейшего опускания посредством гидравлической накачки. Также электрическую погружную систему перекачки потока флюида можно возвращать на поверхность только с помощью вытеснения флюида в обратном направлении, то есть с поверхности вниз по трубопроводу 16 с закрытым предохранительным клапаном 9, выталкивая электрическую погружную систему перекачки потока флюида только с помощью насоса, без использования проводной линии 34, на поверхность посредством вытеснения флюида.
Согласно предпочтительному варианту воплощения настоящего изобретения сборку электродвигателя, уплотнительную секцию двигателя, устройство для перекачки потока флюида, различную телеметрию и гидравлические линии управления размещают в скважине одновременно с кабелем передачи электроэнергии, лифтовой колонной и посадочной сборкой электрического соединителя, используя бурение или работу буровой установки на поверхности земли.
Согласно настоящему изобретению погружной электродвигатель, устройство для перекачки потока флюида и другие требуемые компоненты размещают в скважине новейшим способом так, чтобы электродвигатель можно было отделить или расположить отдельно от скважины, в то время как погружной силовой кабель остается расположенным в скважине.
Затем, согласно настоящему изобретению погружной силовой кабель может быть оставлен в скважине, что, в то же время, позволяет извлекать сборку устройства для перекачки потока флюида, электродвигатели, уплотнительную секцию двигателя, контрольную телеметрию, устройства управления флюидами, гидроизолированные парные электрические соединители и другие компоненты, известные специалистам в области перекачки флюидов из скважин, а также многократно извлекать и разворачивать их после исходного оснащения скважины простейшим наземным оборудованием вмешательства. Настоящее изобретение обеспечивает возможность многократного извлечения и ввода в действие электродвигателей, а также устройства для перекачки потока флюида через трубопровод лифтовой колонны, используя упрощенное оборудование вмешательства в скважину.
Простейшее оборудование вмешательства в скважину включает модули вытягивания проводной линии, модули намотанных трубопроводов и оснастку для введения и извлечения составного трубопровода без необходимости вытягивать силовой кабель.
Предпочтительно, как показано на фиг. 1, погружной силовой кабель 15 развертывают на лифтовой колонне 14 с охватываемой частью 35 электрического соединителя на дне, и с пакером 4, и разъемным соединением 12 полированного канала, двумя линиями управления внутри лифтовой колонны. В настоящем описании далее все это упоминается как постоянно размещенная сборка.
Вторая часть этой изобретенной сборки, как показано на фиг. 2, представляет собой устройство 25 для перекачки потока флюида, то есть реальное устройство, которое сообщает энергию жидкости и/или газу или их смеси, производимой в скважине, т.е. например, насос или компрессор, сборку 21 электродвигателя и часть 19 электрического соединительного разъема, которые будут упоминаться здесь как восстанавливаемые компоненты сборки.
В варианте воплощения, изображенном на фиг. 1, пакер 4 с разъемным соединением 12 полированного канала размещают в обсадной трубе 1 скважины способами, связанными с применением проводной линии, способами развертывания намотанного трубопровода и другими способами, хорошо известными специалистам в области формирования скважин. Следующая стадия способа состоит в развертывании жестко размещаемой сборки настоящего изобретения, обычно состоящей из силового кабеля 15, удлинения уплотнительного канала, лифтовой колонны 18, хвостового трубчатого электрического соединителя с концентрическим входящим переходником электрического соединения, охватываемой частью 35 электрического соединителя и разъемным соединением 12 полированного канала, причем все компоненты проходят одновременно и концентрически в обсадную трубу 1 скважины. Как только лифтовая колонна 14 и кабель 15 прошли на соответствующую глубину в скважине, пакер 4, прикрепленный к лифтовой колонне 14, устанавливают в обсадную трубу 1, а подвеску лифтовой колонны заглубляют в устье скважины. Затем устье скважины подгоняют фланцем к фланцу обсадной трубы 1 скважины.
Систему восстанавливаемых компонентов, т.е. погружной электродвигатель 21, насос или компрессор 25 и телеметрический комплект 22, опускают концентрически по отдельности с поверхности через лифтовую колонну 14 на проводной линии или альтернативно на намотанном трубопроводе или же составном трубопроводе. Эту сборку вытягивают из электрического переходника, установленного в комплекте постоянной сборки, используя механическую силу, а также гидравлическое давление, прикладываемое при необходимости посредством линии управления. То есть восстанавливаемая система может быть вытянута для многих целей, включая необходимость ремонта оборудования, изменения размеров и производительности насоса, компрессора или двигателя, или для выполнения работы по обслуживанию или стимулированию скважины, но не ограничиваясь перечисленным. Затем, в этом процессе, электрический кабель 15, лифтовую колонну 14 и входящую часть 35 сборки электрического соединителя оставляют в скважине, позволяя отсоединять электродвигатель от охватываемой части 35 электрического разъема. Сразу после выполнения соответствующих изменений или ремонта в восстанавливаемой сборке ее обратно помещают в лифтовую колонну и присоединяют к входящей части 35 электрического разъема.
Настоящее изобретение также может использовать новую конструкцию насоса и/или компрессора, что позволяет насосу или компрессору использоваться в качестве устройства гидравлического уплотнения внутри разъемного соединения 12 полированного канала. Эта новая особенность насоса и/или компрессора позволяет включать во внешний диаметр корпуса насоса уплотнение или множество уплотнений 31, чтобы сформировать гидравлическое уплотнение в разъемном соединении 12 полированного канала так, чтобы давление всасывания флюида у насоса или компрессора отличалось от их соответственного давления на выходе.
Сборка устройства для перекачки потока, используемая в настоящем изобретении, включает новую концепцию, а именно, на ее внешнем диаметре имеется уплотнительное кольцо или множество уплотнительных колец 31, известные как уплотнения или о-кольца. Сборку устройства для перекачки потока также компонуют таким образом, чтобы она имела на вершине шейку для захвата ловильным инструментом для его извлечения из скважины так, чтобы насос можно было вводить в действие и извлекать известным способом, связанным с применением проводной линии, а также способами с использованием инструментов проходки и вытягивания, известными специалистам по обслуживанию скважин.
Специалистам в области искусственного подъема в нефтегазовой промышленности должно быть понятно, что в сборке, вводимой в действие в виде части настоящего изобретения, можно использовать много различных типов насосов и компрессоров. Настоящее изобретение включает центробежные насосы, винтовые насосы, винтовые компрессоры, ротационные компрессоры, не прямоточные статорные и роторные компрессоры, параллельные винтовые устройства для перекачки потока в любой из этих известных производных конструкций.
Должно быть понятно, что изобретение можно также вводить в действие с лифтовой колонной, силовым кабелем без пакера, установленного на лифтовой колонне в обсадной трубе скважины.
Кроме того, должно быть понятно, что сборку насоса, компрессора, двигателя и другого вспомогательного оборудования можно вводить в действие с лифтовой колонной в первоначальном исполнении, а впоследствии извлекать способом, связанным с применением проводной линии или наоборот. Способ развертывания и способ извлечения настоящего изобретения позволяют выполнять извлечение и последующее будущее развертывание насоса, компрессора, электродвигателя и другого вспомогательного оборудования без извлечения силового кабеля или лифтовой колонны. Эти процессы развертывания и извлечения включают любые известные методы обслуживания скважин, но не ограничиваются ими, например, включают обычное бурение или способы вытягивания с помощью буровой установки с использованием прохождения составного трубопровода концентрически внутри лифтовой колонны и запирание на шейку для захвата ловильным инструментом, способы непрерывного намотанного трубопровода и способы последующего извлечения с помощью прохождения намотанного трубопровода концентрически внутри лифтовой колонны, и способы, связанные с применением проводной линии или проволочного каната для оборудования с проводной линией, используемого для развертывания и извлечения, осуществляемого внутри обсадной трубы скважины.
Также должно быть понятно, что электрическая погружная система перекачки потока может быть разработана так, чтобы при способах гидравлической циркуляции заменять нижнюю сборку по частям ее соответствующих компонентов. В другом варианте воплощения электрическую погружаемую систему извлекают с использованием способов, связанных с применением проводной линии внутри обсадной трубы скважины с помощью давления гидронасоса.
В предпочтительном варианте воплощения настоящего изобретения подповерхностный распределительный или обратный клапан 6 помещают ниже электрического соединения 19, 35, как показано на фиг. 1, а электродвигатель 21, насос или компрессор 25 и разъемное соединение 12 полированного канала - выше подповерхностного распределительного клапана 6. Данный вариант воплощения дополнительно включает пакер 4 в обсадной трубе 1, прикрепленный к лифтовой колонне 14, при этом электрический силовой кабель 15 размещен внутри обсадной трубы 1 и присоединен или же прикреплен к лифтовой колонне 14. Силовой кабель проходит через пакер 4, также как и через гидравлический управляющий трубопровод 16, в подповерхностный распределительный клапан 6, чтобы обеспечить гидравлическую изоляцию от пластовых флюидов, а также давить на поверхность посредством закрывания подповерхностного распределительного клапана 6. Пакер 4 устанавливают в обсадной трубе 1 скважины. Такая сборка позволяет сохранять закрытым подповерхностный распределительный клапан 6 прежде вытягивания насоса или компрессора 25, электродвигателя 21, сборки преобразователя потока и вспомогательного оборудования, чтобы не допустить вытекания продуктивного пласта скважины вверх лифтовой колонны.
Альтернативный вариант воплощения настоящего изобретения прибегает к помещению силового кабеля 15 на наружной стороне обсадной трубы 1 скважины. Данный вариант воплощения выполняют посредством закрепления лентами или прикрепления силового кабеля 15 к наружной стороне обсадной трубы 1, при этом пропуская обсадную трубу 1 в ствол скважины. Затем кабель 15 цементируют на месте и оставляют за обсадной трубой 1 скважины, а также подсоединяют к входящей части электрического соединителя через входное отверстие в обсадной трубе 1.
Claims (16)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ развертывания электроприводной системы перекачки потока флюида нисходящей скважины в продуктивной скважине углеводородного флюида, содержащий следующие стадии:присоединение силового кабеля к первой части гидроизолированного парного электрического соединителя, который прикрепляют к нижней области лифтовой колонны;опускание лифтовой колонны и силового кабеля в скважину;опускание через лифтовую колонну электроприводной системы перекачки потока флюида нисходящей скважины, которая оборудована второй частью гидроизолированного парного электрического соединителя;разъемную стыковку системы перекачки потока флюида к лифтовой колонне так, чтобы две части гидроизолированного парного электрического соединителя были обращены друг к другу;нагнетание диэлектрического флюида в пространство между упомянутыми частями электрического соединителя и герметическое уплотнение этого пространства для предотвращения притока скважинного флюида в упомянутое пространство;приведение в действие системы перекачки потока флюида посредством передачи электроэнергии по силовому кабелю через уплотненный электрический соединитель к системе.
- 2. Способ по п.1, в котором на стадии опускания системы перекачки потока флюида через лифтовую колонну закрывают обратный клапан, расположенный вблизи нижнего конца лифтовой колонны под первой частью электрического соединителя, и осуществляют циркуляцию флюида через отверстие в лифтовой колонне вблизи соединителя вверх через гидравлический трубопровод или кольцевое пространство между лифтовой колонной и обсадной трубой скважины.
- 3. Способ по п.2, в котором система перекачки потока флюида, или проводная линия, или трубопровод, используемый для помещения системы перекачки потока флюида в скважину, оборудованы секцией пробки регулирования уровня, которая обеспечивает уплотнение между системой перекачки потока флюида и лифтовой колонной, по меньшей мере, на стадии опускания системы перекачки потока флюида через скважину, и скважинный флюид извлекают через гидравлический трубопровод или кольцевое пространство между лифтовой колонной и обсадной трубой скважины с управляемой скоростью, чтобы управлять или способствовать спуску системы перекачки потока флюида через лифтовую колонну.
- 4. Способ по п.1, в котором систему перекачки потока флюида многократно разворачивают в скважине и извлекают без извлечения силового кабеля, соединяя и отсоединяя две части гидроизолированного парного электрического соединителя и перемещая систему перекачки потока флюида через скважину без извлечения силового кабеля.
- 5. Способ по пп.3 и 4, в котором устройство для перекачки потока флюида извлекают на поверхность, отсоединяя систему перекачки потока флюида от лифтовой колонны механически с помощью проводной линии или гидравлически с помощью сил флюида, создаваемых посредством накачки с поверхности, закрывания обратного клапана и накачки флюида в гидравлический трубопровод.
- 6. Способ по п.4, в котором на стадии опускания и извлечения системы перекачки потока флюида через лифтовую колонну для содействия процессу опускания или извлечения, или поддержания его проводную линию, отрезки составного трубопровода, соединенные между собой, или намотанный трубопровод разъемным образом прикрепляют к системе перекачки потока флюида посредством шейки для захвата ловильным инструментом.
- 7. Способ по п.6, в котором запирающее приспособление помещают между сборкой устройства для перекачки потока и предварительно размещенной частью электрического соединителя.
- 8. Способ по п.5, в котором сборку устройства для перекачки потока снабжают раздвижным цилиндром, который удлиняется под действием гидравлического давления, создаваемого накачкой флюида вниз через лифтовую колонну на стадии стыковки двух частей электрического соединителя.
- 9. Способ по п.2, в котором газ нагнетают в трубопровод и вытесняют скважинный флюид или породу из электрического соединителя, постоянно размещенного в скважине перед стыковкой двух частей электрического соединителя.
- 10. Способ по п.1, в котором в качестве лифтовой колонны используют расширяемый трубопровод, который радиально расширяется перед опусканием сборки устройства для перекачки потока через трубопровод.
- 11. Способ по п.1, в котором гидравлический трубопровод размещают с возможностью обеспечения непрерывного заполнения и промывания электрического соединителя диэлектрическим флюидом или газом.
- 12. Способ по п.11, в котором гидравлический трубопровод, размещенный на внешней стороне лифтовой колонны, используют для формирования прохода флюида с поверхности вниз в скважину, через электрический соединитель и в электродвигатель, и избирательно в уплотнение или защитную секцию трубопровода электрического погружного устройства для перекачки потока флюида.
- 13. Способ по п.12, в котором в электрическом погружном устройстве для перекачки потока флюида не используют уплотнительную секцию или протектор.
- 14. Способ по п.11, в котором давление внутри гидравлического трубопровода поддерживается выше давления скважины, обеспечивая таким образом возможность непрерывного вливания диэлектрической нефти или газа в электродвигатель и в подшипники электрического погружного устройства для перекачки потока флюида.
- 15. Способ по п.1, в котором электроприводную погружную систему перекачки потока флюида первоначально помещают в скважину вместе с лифтовой колонной, силовым кабелем, гидравлическими трубопроводами.
- 16. Способ по п.5, в котором электрическое погружное устройство для перекачки потока флюида помещают в скважину с непрерывной трубой, заполненной диэлектрическим маслом с более высоким давлением, чем давление скважинного флюида, чтобы поддержать давление флюида внутри устройства для перекачки потока флюида незначительно выше давления скважины, чтобы избежать попадания загрязнений в электродвигатель.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP99202160 | 1999-07-02 | ||
| PCT/EP2000/006232 WO2001002699A1 (en) | 1999-07-02 | 2000-06-30 | Method of deploying an electrically driven fluid transducer system in a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200200123A1 EA200200123A1 (ru) | 2002-06-27 |
| EA002945B1 true EA002945B1 (ru) | 2002-12-26 |
Family
ID=8240402
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200200123A EA002945B1 (ru) | 1999-07-02 | 2000-06-30 | Способ развертывания в скважине электроприводной системы перекачки потока флюида |
Country Status (17)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6415869B1 (ru) |
| EP (1) | EP1192331B1 (ru) |
| CN (1) | CN1222682C (ru) |
| AR (1) | AR024631A1 (ru) |
| AU (1) | AU759087B2 (ru) |
| BR (1) | BR0012023A (ru) |
| CA (1) | CA2375808C (ru) |
| CO (1) | CO5290317A1 (ru) |
| DE (1) | DE60003180T2 (ru) |
| DK (1) | DK1192331T3 (ru) |
| EA (1) | EA002945B1 (ru) |
| GC (1) | GC0000343A (ru) |
| MY (1) | MY124500A (ru) |
| NO (1) | NO20016413L (ru) |
| NZ (1) | NZ515646A (ru) |
| OA (1) | OA11985A (ru) |
| WO (1) | WO2001002699A1 (ru) |
Families Citing this family (37)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6935432B2 (en) | 2002-09-20 | 2005-08-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for forming an annular barrier in a wellbore |
| AU2004282358B2 (en) * | 2003-10-09 | 2007-11-29 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for interconnecting electrical conduits in a borehole |
| US7401655B2 (en) * | 2005-07-07 | 2008-07-22 | Baker Hughes Incorporated | Downhole gas compressor |
| EP2077374A1 (en) | 2007-12-19 | 2009-07-08 | Bp Exploration Operating Company Limited | Submersible pump assembly |
| US7814969B2 (en) * | 2008-04-01 | 2010-10-19 | Baker Hughes Incorporated | Wet mate connection for ESP pumping system |
| US7866405B2 (en) * | 2008-07-25 | 2011-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Securement of lines to well sand control screens |
| US8122967B2 (en) * | 2009-02-18 | 2012-02-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for controlling the connection and disconnection speed of downhole connectors |
| US8794337B2 (en) | 2009-02-18 | 2014-08-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for controlling the connection and disconnection speed of downhole connectors |
| US20100243263A1 (en) * | 2009-03-27 | 2010-09-30 | Baker Hughes Incroporated | Multi-Phase Conductor Shoe For Use With Electrical Submersible Pump |
| US8397822B2 (en) * | 2009-03-27 | 2013-03-19 | Baker Hughes Incorporated | Multiphase conductor shoe for use with electrical submersible pump |
| US8596348B2 (en) * | 2009-08-05 | 2013-12-03 | Baker Hughes Incorporated | Downhole connector maintenance tool |
| US8575936B2 (en) * | 2009-11-30 | 2013-11-05 | Chevron U.S.A. Inc. | Packer fluid and system and method for remote sensing |
| US10488286B2 (en) * | 2009-11-30 | 2019-11-26 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for measurement incorporating a crystal oscillator |
| US8550175B2 (en) * | 2009-12-10 | 2013-10-08 | Schlumberger Technology Corporation | Well completion with hydraulic and electrical wet connect system |
| GB201002450D0 (en) | 2010-02-12 | 2010-03-31 | Elegio Bv | Residual lifetime monitor |
| EP2569503B1 (en) * | 2010-05-10 | 2019-06-26 | Hansen Downhole Pump Solutions A.S. | Downhole electrical coupler for electrically operated wellbore pumps and the like |
| US8302697B2 (en) | 2010-07-29 | 2012-11-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Installation of tubular strings with lines secured thereto in subterranean wells |
| US8813839B2 (en) | 2011-03-04 | 2014-08-26 | Artificial Lift Company | Method of deploying and powering an electrically driven device in a well |
| US9151131B2 (en) | 2011-08-16 | 2015-10-06 | Zeitecs B.V. | Power and control pod for a subsea artificial lift system |
| CN103015930B (zh) * | 2012-12-11 | 2015-08-19 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司 | 多级重载旋转尾管悬挂器 |
| US9194221B2 (en) | 2013-02-13 | 2015-11-24 | Harris Corporation | Apparatus for heating hydrocarbons with RF antenna assembly having segmented dipole elements and related methods |
| US9322256B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-04-26 | Harris Corporation | RF antenna assembly with dielectric isolator and related methods |
| US9181787B2 (en) | 2013-03-14 | 2015-11-10 | Harris Corporation | RF antenna assembly with series dipole antennas and coupling structure and related methods |
| US9376897B2 (en) | 2013-03-14 | 2016-06-28 | Harris Corporation | RF antenna assembly with feed structure having dielectric tube and related methods |
| CN103437995B (zh) * | 2013-08-13 | 2016-03-23 | 成都希能能源科技有限公司 | 一种接头器 |
| CN103397862B (zh) * | 2013-08-13 | 2016-06-22 | 成都希能能源科技有限公司 | 一种悬挂器 |
| US9377553B2 (en) | 2013-09-12 | 2016-06-28 | Harris Corporation | Rigid coaxial transmission line sections joined by connectors for use in a subterranean wellbore |
| US9376899B2 (en) | 2013-09-24 | 2016-06-28 | Harris Corporation | RF antenna assembly with spacer and sheath and related methods |
| US9810059B2 (en) | 2014-06-30 | 2017-11-07 | Saudi Arabian Oil Company | Wireless power transmission to downhole well equipment |
| US9976392B2 (en) * | 2015-01-02 | 2018-05-22 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulically assisted deployed ESP system |
| US10145212B2 (en) | 2015-01-02 | 2018-12-04 | Saudi Arabian Oil Company | Hydraulically assisted deployed ESP system |
| CA3009623C (en) * | 2015-12-25 | 2021-07-06 | Joint Stock Company "Novomet-Perm" | Small-sized submersible pump unit |
| US10480307B2 (en) * | 2016-06-27 | 2019-11-19 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Method for providing well safety control in a remedial electronic submersible pump (ESP) application |
| CN107620585B (zh) * | 2017-08-15 | 2020-04-28 | 中国石油大学(北京) | 水平井螺旋射孔逐层压裂的物理模拟实验装置及其方法 |
| CN107448175A (zh) * | 2017-08-23 | 2017-12-08 | 唐伏平 | 投捞电缆式潜油螺杆泵 |
| CN110148328A (zh) * | 2019-04-11 | 2019-08-20 | 西南石油大学 | 连续油管模拟系统控制台操作方法 |
| US11258221B2 (en) | 2019-07-12 | 2022-02-22 | Oliden Technology, Llc | Rotatable and wet-mateable connector |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3835929A (en) | 1972-08-17 | 1974-09-17 | Shell Oil Co | Method and apparatus for protecting electrical cable for downhole electrical pump service |
| FR2220005B1 (ru) | 1973-03-02 | 1976-05-21 | Flopetrol Auxil Product Petrol | |
| US4105279A (en) | 1976-12-16 | 1978-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Removable downhole measuring instruments with electrical connection to surface |
| FR2522721B1 (fr) | 1982-01-14 | 1986-02-14 | Elf Aquitaine | Dispositif de connexion electrique pour tete de puits sous-marine |
| US4767349A (en) * | 1983-12-27 | 1988-08-30 | Schlumberger Technology Corporation | Wet electrical connector |
| US4589717A (en) | 1983-12-27 | 1986-05-20 | Schlumberger Technology Corporation | Repeatedly operable electrical wet connector |
| US4921438A (en) | 1989-04-17 | 1990-05-01 | Otis Engineering Corporation | Wet connector |
| US5180140A (en) | 1989-08-03 | 1993-01-19 | Inax Corporation | Hot/cold water mixing faucet and mounting structure therefor |
| US5070940A (en) | 1990-08-06 | 1991-12-10 | Camco, Incorporated | Apparatus for deploying and energizing submergible electric motor downhole |
| US5131464A (en) * | 1990-09-21 | 1992-07-21 | Ensco Technology Company | Releasable electrical wet connect for a drill string |
| US5191173A (en) | 1991-04-22 | 1993-03-02 | Otis Engineering Corporation | Electrical cable in reeled tubing |
| US5358418A (en) * | 1993-03-29 | 1994-10-25 | Carmichael Alan L | Wireline wet connect |
| MY114154A (en) | 1994-02-18 | 2002-08-30 | Shell Int Research | Wellbore system with retreivable valve body |
| FR2725238B1 (fr) * | 1994-09-30 | 1996-11-22 | Elf Aquitaine | Installation pour puits petrolier munie d'une electropompe en fond de puits |
| GB9510465D0 (en) * | 1995-05-24 | 1995-07-19 | Petroline Wireline Services | Connector assembly |
| US5820416A (en) * | 1996-01-04 | 1998-10-13 | Carmichael; Alan L. | Multiple contact wet connector |
| US5746582A (en) | 1996-09-23 | 1998-05-05 | Atlantic Richfield Company | Through-tubing, retrievable downhole submersible electrical pump and method of using same |
| US5823257A (en) * | 1996-10-04 | 1998-10-20 | Peyton; Mark Alan | Rotatable wet connect for downhole logging devices |
| US5954483A (en) | 1996-11-21 | 1999-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Guide member details for a through-tubing retrievable well pump |
| US5871051A (en) | 1997-01-17 | 1999-02-16 | Camco International, Inc. | Method and related apparatus for retrieving a rotary pump from a wellbore |
-
2000
- 2000-06-29 CO CO00048972A patent/CO5290317A1/es not_active Application Discontinuation
- 2000-06-29 US US09/606,389 patent/US6415869B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-06-30 DK DK00945865T patent/DK1192331T3/da active
- 2000-06-30 CA CA002375808A patent/CA2375808C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-06-30 NZ NZ515646A patent/NZ515646A/en unknown
- 2000-06-30 WO PCT/EP2000/006232 patent/WO2001002699A1/en active IP Right Grant
- 2000-06-30 MY MYPI20002982 patent/MY124500A/en unknown
- 2000-06-30 EP EP00945865A patent/EP1192331B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-06-30 EA EA200200123A patent/EA002945B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-06-30 DE DE60003180T patent/DE60003180T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-06-30 AR ARP000103336A patent/AR024631A1/es active IP Right Grant
- 2000-06-30 CN CNB008093202A patent/CN1222682C/zh not_active Expired - Fee Related
- 2000-06-30 AU AU59815/00A patent/AU759087B2/en not_active Ceased
- 2000-06-30 BR BR0012023-5A patent/BR0012023A/pt active Pending
- 2000-06-30 OA OA1200200005A patent/OA11985A/en unknown
- 2000-07-01 GC GCP2000743 patent/GC0000343A/en active
-
2001
- 2001-12-28 NO NO20016413A patent/NO20016413L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1222682C (zh) | 2005-10-12 |
| WO2001002699A1 (en) | 2001-01-11 |
| AU5981500A (en) | 2001-01-22 |
| DK1192331T3 (da) | 2003-09-29 |
| US6415869B1 (en) | 2002-07-09 |
| NZ515646A (en) | 2003-05-30 |
| BR0012023A (pt) | 2002-03-19 |
| CO5290317A1 (es) | 2003-06-27 |
| AR024631A1 (es) | 2002-10-16 |
| CA2375808A1 (en) | 2001-01-11 |
| OA11985A (en) | 2006-04-18 |
| NO20016413L (no) | 2002-02-28 |
| CN1357077A (zh) | 2002-07-03 |
| EP1192331B1 (en) | 2003-06-04 |
| EP1192331A1 (en) | 2002-04-03 |
| MY124500A (en) | 2006-06-30 |
| DE60003180T2 (de) | 2003-11-27 |
| NO20016413D0 (no) | 2001-12-28 |
| DE60003180D1 (de) | 2003-07-10 |
| EA200200123A1 (ru) | 2002-06-27 |
| AU759087B2 (en) | 2003-04-03 |
| GC0000343A (en) | 2007-03-31 |
| CA2375808C (en) | 2007-11-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA002945B1 (ru) | Способ развертывания в скважине электроприводной системы перекачки потока флюида | |
| CA2299580C (en) | Live well deployment of electrical submersible pump | |
| US8381820B2 (en) | In-well rigless ESP | |
| AU2011261686B2 (en) | Compact cable suspended pumping system for lubricator deployment | |
| US7677320B2 (en) | Subsea well with electrical submersible pump above downhole safety valve | |
| US9151131B2 (en) | Power and control pod for a subsea artificial lift system | |
| NO20161876A1 (en) | Downhole equipment suspension and lateral power system | |
| WO2012045771A2 (en) | Well pump installation | |
| US9970250B2 (en) | Retrievable electrical submersible pump | |
| EP2394018B1 (en) | Landing string assembly | |
| AU2013207634B2 (en) | Power and control pod for a subsea artificial lift system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG MD TJ TM |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): RU |