EA003012B1 - Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине - Google Patents
Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине Download PDFInfo
- Publication number
- EA003012B1 EA003012B1 EA200200361A EA200200361A EA003012B1 EA 003012 B1 EA003012 B1 EA 003012B1 EA 200200361 A EA200200361 A EA 200200361A EA 200200361 A EA200200361 A EA 200200361A EA 003012 B1 EA003012 B1 EA 003012B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- flow
- fluid
- well
- production tubing
- amplifiers
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 42
- 230000002708 enhancing effect Effects 0.000 title abstract 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 39
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 5
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 4
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 3
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims abstract 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 5
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 5
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 3
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000003623 enhancer Substances 0.000 claims 1
- -1 for example Substances 0.000 claims 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 abstract 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 2
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 2
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 2
- 230000005672 electromagnetic field Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 description 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003995 emulsifying agent Substances 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000002516 radical scavenger Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical group 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 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
- E21B43/129—Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
- Magnetic Bearings And Hydrostatic Bearings (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
Abstract
Система для увеличения потока текучей среды в эксплуатационную скважину углевородородной текучей среды и через нее, содержащая несколько усилителей потока, таких как насосы типа «муано», или центробежные насосы, или турбины с электро- или гидравлическим приводом, для регулирования и/или нагнетания потока текучей среды из разных мест дренажного участка скважины в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу в скважине.
Description
Настоящее изобретение относится к системе увеличения потока текучей среды в эксплуатационную скважину углеводородной текучей среды и через нее.
Такая система известна из европейского патента № 0558534 и патента США № 5447201. Известная из указанных патентов система содержит ряд устройств регулирования дебита в виде регулирующих клапанов для регулирования потока текучей среды из разных участков интервала дренажного или коллекторного притока скважины в эксплуатационную насоснокомпрессорную трубу в скважине.
В известной системе каждый клапан снижает дебит из определённого участка дренажного интервала, чтобы уменьшить приток текучей среды из продуктивного пласта в этот участок. Для компенсации ограничения потока текучей среды в скважину известная система оборудована усилителем потока, установленным в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе после дренажного интервала скважины.
Недостатки известной системы заключаются в том, что скважинные клапаны могут засориться в результате коррозии из-за проникновения песка или отложения солей, окалины и комбинация нескольких клапанов и усилителя потока в скважине создаёт в скважине большое число подверженных износу узлов, что требует сложной электропроводки для управления этими узлами.
При этом клапаны можно заменять только после удаления усилителя потока в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе, для чего требуются сложные и дорогостоящие ремонтные работы на скважине, т.е. необходимо снять усилитель потока и эксплуатационную насосно-компрессорную трубу, чтобы получить доступ к клапанам.
Система в соответствии с ограничительной частью п.1 известна из европейского патента ЕР 0922835, в котором раскрыта законченная в нескольких продуктивных пластах скважина, где насосы установлены в точках ответвления в целях управления притоком в разных ответвлениях, выходящих в основной ствол скважины. Известные насосы блокируют доступ к ответвлениям, в результате чего средства техобслуживания или каротажные приборы невозможно ввести в ответвления. Всю эксплуатационную колонну и соответствующие насосные узлы необходимо удалять из скважины целиком, если для одного из ответвлений скважины нужно произвести техобслуживание или каротаж.
Патент США № 5881814 раскрывает ещё один каскадный насосный узел в скважине, который не подлежит обходу. Патенты США №№ 3741298, 5404943 раскрывают многонасосные узлы, в которых нижний насос невозможно обойти каротажем или с помощью средств техобслуживания, поскольку верхние насосы рас положены в примыкании к обходному каналу и прикреплены к эксплуатационной насоснокомпрессорной трубе, и поэтому для ремонта или замены насосов нужно удалять всю насосно-компрессорную колонну.
Данное изобретение направлено на устранение этих недостатков и создание системы увеличения потока текучей среды, которая не будет препятствовать доступу к самым нижним частям скважины, и в которой усилители потока можно удалять или заменять отдельно, при этом не удаляя эксплуатационную насосно-компрессорную колонну или хвостовик.
Сущность изобретения
Система согласно данному изобретению содержит несколько усилителей потока, содержащих узлы насосов и двигателей для управления потоком текучей среды из различных участков дренажного интервала скважины в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу или хвостовик в скважине, и которые устанавливают с возможностью съема в боковых карманах эксплуатационной насосно-компрессорной трубы или хвостовика.
Усилители потока предпочтительно содержат поршневые насосы прямого вытеснения с электро- или гидроприводом типа «муано» или турбины, установленные в трубчатых оправках с возможностью съёма в боковых карманах в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе или хвостовике.
Каждый насос предпочтительно имеет датчики для измерения расхода и/или состава текучей среды, проходящей через насос, и скорость нагнетания регулируют автоматически или вручную в ответ на любое значительное отклонение расхода текучей среды и/или состава от нужных значений расхода текучей среды и/или состава.
Также предпочтительно, чтобы эксплуатационная насосно-компрессорная труба проходила через дренажный интервал и была окружена кольцевой приточной зоной, чтобы скважинные насосы были распределены по длине указанной приточной зоны таким образом, чтобы каждый усилитель потока отводил текучую среду из приточной зоны и подавал текучую среду в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу. Один или несколько кольцевых изолирующих пакеров предпочтительно устанавливают в кольцевой приточной зоне с образованием кольцевой приточной зоны, в которой имеются гидравлически изолированные дренажные участки, и усилители потока приспособлены отводить текучую среду из дренажных участков. Целесообразными кольцевыми изолирующими пакерами являются надувные резиновые пакеры или кольцевые цементные тела, вводимые в кольцевое пространство посередине между парой соседних насосов.
Необходимо отметить, что из патента США № 3223109 известно введение пассивных газлифтных клапанов в боковых карманах эксплуатационной насосно-компрессорной трубы над пакером обсадных труб и над приточной зоной скважины. Известные газлифтные клапаны не имеют электрического или гидравлического привода и не регулируют приток текучей среды в разные участки приточной области скважины.
Описание предпочтительного варианта реализации изобретения
Предпочтительный вариант реализации данного изобретения описывается ниже в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых фиг. 1 схематически изображает продольное сечение углеводородной эксплуатационной скважины, имеющей систему согласно данному изобретению; и фиг. 2 иллюстрирует в увеличенном масштабе один из усилителей потока системы, изображаемой на фиг. 1.
На фиг. 1 изображена нефтяная эксплуатационная скважина 1, в которой эксплуатационная насосно-компрессорная труба 2 проходит через, по существу, горизонтальный дренажный участок 3 и имеет три усилителя 4 потока, которые перекачивают текучую среду из разных участков кольцевой приточной зоны 5 через три различных в продольном направлении отверстия 6 в стенке эксплуатационной насоснокомпрессорной трубы 2.
Скважина 1 также содержит обсадные трубы 7, которые зацементированы на месте с помощью кольцевого цементного тела 8. Хвостовик 9 с щелевидными продольными отверстиями прикреплён к нижнему концу обсадной колонны вблизи башмака 10 обсадной колонны посредством подвесного устройства 11 хвостовика.
Эксплуатационная насосно-компрессорная труба с возможностью съёма установлена в обсадной колонне 7 и хвостовике 9 с помощью нескольких пакеров 12.
Канал 3 для электропитания, оптических волокон, гидропривода, передачи сигналов прикреплён к внешней поверхности эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 2.
Согласно более подробному изображению на фиг. 2 каждый усилитель потока является электроприводным насосом типа «муано» или насосом центробежного типа. Ротор 14 каждого насоса 15 непосредственно прикреплён к выходному валу 16 асинхронного электродвигателя 17, имеющего ротор, содержащий один или несколько постоянных магнитов, и статор 18, содержащий спиральные электрические кабелепроводы 19, которые в рабочем состоянии формируют вращающееся электромагнитное поле.
Спиральные электрические кабелепроводы 19 подключены к каналу 13 электропитания и передачи сигналов через один или несколько водонепроницаемых совместимых индукционных электросоединителей 20.
Каждый насос 15 и двигатель 17 установлены в трубчатой оправке 21, которая с возможностью съёма установлена в боковом кармане 22 в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе 2.
Каждая оправка 21 имеет датчики (на чертеже не изображены) для измерения расхода и определения состава текучей среды, проходящей через отверстие 6 и насос 15. Датчики подключены к блоку управления, который регулирует скорость вращения двигателя в ответ на колебания расхода или состава относительно эталонных значений расхода и/или состава.
Во многих случаях благодаря падению давления в удлинённом горизонтальном дренажном участке приток текучей среды увеличивается больше в начале, чем в конце данного участка.
В этом случае предпочтительно, чтобы скорость нагнетания усилителя 4 потока в конце скважины 1 превышала скорость нагнетания усилителя 4 потока в середине и чтобы скорость нагнетания усилителя 4 потока в середине скважины превышала скорость нагнетания усилителя 4 потока в начале скважины 1. Таким образом, усилители 4 потока противодействуют падению давления в дренажном участке, и тем самым достигается более одинаковый перепад давления по всей длине дренажного участка, в результате чего повышается добыча из данного продуктивного пласта.
Каждый усилитель 4 потока имеет обратный клапан (на чертеже не изображён), например, тарельчатый клапан, который исключает возможность обратного протекания текучей среды из эксплуатационной компрессорнонасосной трубы 2 в окружающую кольцевую приточную зону 5 при отказе насоса.
Каждая трубчатая оправка 21 может иметь овальную форму, позволяющую использовать более крупный насос или двигатель, и может иметь блок датчиков или управления в оправке 21.
Выходной вращающий момент двигателя, скорость и перепад давления в каждом насосе 15 можно измерять как для осевого насоса. Это относится к плотности текучей среды, состоящей из смеси нефти/газа/воды, и к вязкости текучей среды.
Вязкость и плотность смеси или эмульсии, состоящей из газа/нефти/воды, можно также измерять лабораторно в условиях скважинного давления и температуры, при этом образец текучей среды составляют для моделирования скважинных условий. Данные о смеси текучей среды, перекачиваемой каждым насосом 15, можно вывести из скважинных данных. Выходной вращающий момент двигателя можно вычислить исходя из скважинного электромагнит ного поля (величина и фаза), скорректированного относительно температуры обмотки.
Если скважина 1 является нефтяной скважиной и приток газа нежелателен, то насосы 15 можно выполнить с возможностью остановки или работы с меньшей интенсивностью при поступлении газа.
Скорость вращения электродвигателей 17 можно изменять для оптимизации общего дебита нефти из всего дренажного участка 3. Насосы 13 можно применять для перекачки определённого количества газа в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 2, чтобы создать газлифт в вертикальной верхней части эксплуатационной насосно-компрессорной трубы 2.
Система сбора данных и управления может быть скважинной, наземной или распределённой.
Электрический канал 13 может быть единым каналом или группой каналов и может содержать съёмные соединения в скважине в подвесном устройстве 11 и соединитель приборов.
Если один или несколько насосов 15 приводят в действие гидравлическими двигателями, или они выполнены в виде струйных насосов, тогда двигатель или насос можно приводить в действие введением обрабатывающих химикатов, таких как эмульгатор, поглотитель Н2§, ингибитор коррозии, средство удаления окалины, «31ιο115\νίιη» (фирменное изделие компании «Шелл»), или смесь этих видов текучей среды, в насос 15 или в двигатель. Гидравлические каналы, проходящие между устьем скважины и скважинными узлами насоса или двигателя, могут также использоваться для введения смазочного масла в подшипники насоса или двигателя.
Скорость нагнетания насосов 15 можно циклически изменять таким образом, чтобы точка максимума отбора нефти в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу 2 постоянно перемещалась вверх и вниз между нижним и верхним концом приточной зоны. Это циклическое изменение притока в скважину снижает риск образования водяного или газового конуса во время эксплуатации.
Claims (9)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система для увеличения потока текучей среды в эксплуатационную скважину (1) углеводородной текучей среды и через нее, содержащая несколько усилителей (4) потока, содержащих узлы насоса (15) и двигателя (17) для управления потоком текучей среды из различных участков дренажной или коллекторной приточной зоны (5) скважины (1) в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (2) или хвостовик в скважине, отличающаяся тем, что усилители (4) потока установлены с возможностью съёма в боковых карманах (22) эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (2) или хвостовика.
- 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что эксплуатационная насосно-компрессорная труба (2) проходит через, по существу, горизонтальный дренажный участок (3) и окружена кольцевой приточной зоной (5), и усилители (4) потока забоя скважины распределены по длине приточной зоны (5), в результате чего каждый усилитель (4) потока отводит текучую среду из кольцевой приточной зоны (5) и подаёт текучую среду в эксплуатационную насосно-компрессорную трубу (2).
- 3. Система по п.2, в которой один или несколько кольцевых изолирующих пакеров расположены в кольцевой приточной зоне (5) с образованием кольцевой приточной зоны, в которой имеются гидравлически изолированные дренажные участки, и усилители (4) потока приспособлены отводить текучую среду из дренажных участков.
- 4. Система по п.1, в которой усилители (4) потока являются поршневыми насосами (15) прямого вытеснения или турбинами, приводимыми в действие электрическими или гидравлическими двигателями (17).
- 5. Система по п.4, в которой усилители (4) потока являются поршневыми насосами (15) прямого вытеснения типа «муано», ротор (14) которых непосредственно связан с выходным валом (16) асинхронного электродвигателя (17), имеющего ротор, содержащий один или несколько постоянных магнитов.
- 6. Система по п.4 или 5, в которой усилитель (4) потока и двигатель (17) расположены в трубчатой оправке (21), установленной с возможностью съёма в боковом кармане (22) эксплуатационной насосно-компрессорной трубы (2), и двигатель (17) подключён к электрическому проводнику (13), проходящему по хвостовику или эксплуатационной насоснокомпрессорной трубе через один или несколько водонепроницаемых совместимых индукционных электросоединителей 20.
- 7. Система по п.6, в которой датчики измерения давления, температуры и/или определения состава текучей среды установлены в каждой оправке (21) и подключены к системе управления расходом каждого усилителя (4) потока таким образом, что скорость нагнетания усилителя (4) потока ограничена, если измеряемый расход значительно превышает расход одного или нескольких других усилителей (4) потока, или если добываемая текучая среда содержит значительное количество воды или песка или другой нежелательной текучей среды, например, природного газа в случае, если скважина (1) является нефтяной скважиной.
- 8. Способ действия системы по п.1, согласно которому используемые усилители (4) потока регулируют при использовании таким образом, что скорость нагнетания каждого усилителя (4) потока циклически изменяется между максимальным и минимальным значением, и изменения скорости нагнетания разных усилителей (4) потока не совпадают по фазе по отношению друг к другу.
- 9. Способ по п.8, согласно которому скорость нагнетания разных усилителей (4) потока циклически изменяют таким образом, что точкаФиг. 1 максимального притока в приточную зону скважины циклически перемещается между нижним концом и верхним концом приточной зоны (5).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP99203017 | 1999-09-15 | ||
| PCT/EP2000/009184 WO2001020126A2 (en) | 1999-09-15 | 2000-09-15 | System for enhancing fluid flow in a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200200361A1 EA200200361A1 (ru) | 2002-08-29 |
| EA003012B1 true EA003012B1 (ru) | 2002-12-26 |
Family
ID=8240644
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200200361A EA003012B1 (ru) | 1999-09-15 | 2000-09-15 | Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине |
Country Status (14)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US6619402B1 (ru) |
| EP (1) | EP1212514B1 (ru) |
| CN (1) | CN1375037A (ru) |
| AU (1) | AU762688B2 (ru) |
| BR (1) | BR0013984A (ru) |
| CA (1) | CA2382438C (ru) |
| DE (1) | DE60013455T2 (ru) |
| DK (1) | DK1212514T3 (ru) |
| EA (1) | EA003012B1 (ru) |
| MX (1) | MXPA02001990A (ru) |
| NO (1) | NO20021272L (ru) |
| NZ (1) | NZ517176A (ru) |
| OA (1) | OA12314A (ru) |
| WO (1) | WO2001020126A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2587675C2 (ru) * | 2011-09-08 | 2016-06-20 | Статойл Петролеум Ас | Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод |
| RU2588104C2 (ru) * | 2011-09-08 | 2016-06-27 | Статойл Петролеум Ас | Автономный клапан, снабженный чувствительным к температуре устройством |
| RU2650983C2 (ru) * | 2011-12-15 | 2018-04-20 | Рейз Продакшн, Инк. | Горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды |
Families Citing this family (51)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
| US6896075B2 (en) * | 2002-10-11 | 2005-05-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for drilling with casing |
| US6633236B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters |
| US6758277B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-07-06 | Shell Oil Company | System and method for fluid flow optimization |
| US6633164B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-10-14 | Shell Oil Company | Measuring focused through-casing resistivity using induction chokes and also using well casing as the formation contact electrodes |
| US6715550B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-04-06 | Shell Oil Company | Controllable gas-lift well and valve |
| US6662875B2 (en) | 2000-01-24 | 2003-12-16 | Shell Oil Company | Induction choke for power distribution in piping structure |
| US6679332B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-01-20 | Shell Oil Company | Petroleum well having downhole sensors, communication and power |
| US6817412B2 (en) | 2000-01-24 | 2004-11-16 | Shell Oil Company | Method and apparatus for the optimal predistortion of an electromagnetic signal in a downhole communication system |
| AU5079501A (en) | 2000-03-02 | 2001-09-12 | Shell Oil Co | Wireless downhole well interval inflow and injection control |
| RU2188970C1 (ru) * | 2001-04-05 | 2002-09-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Скважинная струйная установка |
| GB2376488B (en) * | 2001-06-12 | 2004-05-12 | Schlumberger Holdings | Flow control regulation method and apparatus |
| US7445049B2 (en) * | 2002-01-22 | 2008-11-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| GB2402443B (en) * | 2002-01-22 | 2005-10-12 | Weatherford Lamb | Gas operated pump for hydrocarbon wells |
| US7730965B2 (en) | 2002-12-13 | 2010-06-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Retractable joint and cementing shoe for use in completing a wellbore |
| USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
| US7650944B1 (en) | 2003-07-11 | 2010-01-26 | Weatherford/Lamb, Inc. | Vessel for well intervention |
| US7284617B2 (en) * | 2004-05-20 | 2007-10-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running head |
| US7311144B2 (en) | 2004-10-12 | 2007-12-25 | Greg Allen Conrad | Apparatus and method for increasing well production using surfactant injection |
| US20060185840A1 (en) * | 2005-02-23 | 2006-08-24 | Conrad Greg A | Apparatus for monitoring pressure using capillary tubing |
| GB2424432B (en) | 2005-02-28 | 2010-03-17 | Weatherford Lamb | Deep water drilling with casing |
| GB0504664D0 (en) * | 2005-03-05 | 2005-04-13 | Inflow Control Solutions Ltd | Method, device and apparatus |
| US7857052B2 (en) | 2006-05-12 | 2010-12-28 | Weatherford/Lamb, Inc. | Stage cementing methods used in casing while drilling |
| US8276689B2 (en) | 2006-05-22 | 2012-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for drilling with casing |
| NO325931B1 (no) * | 2006-07-14 | 2008-08-18 | Agr Subsea As | Anordning og fremgangsmate ved stromningshjelp i en rorledning |
| US7775284B2 (en) * | 2007-09-28 | 2010-08-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus for adjustably controlling the inflow of production fluids from a subterranean well |
| FR2925933B1 (fr) * | 2007-12-28 | 2010-05-21 | Georges Amagat | Systeme de recuperation assistee de petroles extra-lourds |
| ITFI20090178A1 (it) * | 2009-08-05 | 2011-02-05 | Massa Spin Off Srl | Sistema automatico per la standardizzazione della qualita'chimico fisica di miscele di fluidi sotterranei mediante modulazione, attiva o passiva, della qualita' di fluido estratta/catturata da ciascun punto di approvigionamento con caratteristiche di |
| US8235128B2 (en) * | 2009-08-18 | 2012-08-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow path control based on fluid characteristics to thereby variably resist flow in a subterranean well |
| US8955599B2 (en) * | 2009-12-15 | 2015-02-17 | Fiberspar Corporation | System and methods for removing fluids from a subterranean well |
| AU2013274733A1 (en) * | 2012-06-15 | 2014-10-02 | Landmark Graphics Corporation | Methods and systems for gas lift rate management |
| EP2818630A1 (en) * | 2013-06-26 | 2014-12-31 | Welltec A/S | A gas lift system and a gas lift method |
| US20150060055A1 (en) * | 2013-08-27 | 2015-03-05 | Randy C. Tolman | Systems and Methods for Artificial Lift Via a Downhole Positive Displacement Pump |
| US10087719B2 (en) | 2015-12-11 | 2018-10-02 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods for artificial lift subsurface injection and downhole water disposal |
| US11286748B2 (en) | 2016-11-15 | 2022-03-29 | Exxonmobil Upstream Research Company | Pump-through standing valves, wells including the pump-through standing valves, and methods of deploying a downhole device |
| WO2018106313A1 (en) | 2016-12-09 | 2018-06-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon wells and methods cooperatively utilizing a gas lift assembly and an electric submersible pump |
| US11359471B2 (en) * | 2016-12-28 | 2022-06-14 | Upwing Energy, Inc. | Integrated control of downhole and surface blower systems |
| US10760387B2 (en) | 2017-04-28 | 2020-09-01 | Exxonmobil Upstream Research Company | Cooling systems and methods for downhole solid state pumps |
| US10480501B2 (en) | 2017-04-28 | 2019-11-19 | Exxonmobil Upstream Research Company | Nested bellows pump and hybrid downhole pumping system employing same |
| CA3078444C (en) | 2017-10-04 | 2022-03-15 | Exxonmobil Upstream Research Company | Wellbore plungers with non-metallic tubing-contacting surfaces and wells including the wellbore plungers |
| WO2019173910A1 (en) * | 2018-03-12 | 2019-09-19 | Raise Production Inc. | Horizontal wellbore pump system and method |
| US10738574B2 (en) * | 2018-08-17 | 2020-08-11 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Inflow promotion arrangement |
| US20200056463A1 (en) * | 2018-08-17 | 2020-02-20 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | System and method to increase production from a borehole |
| US11762117B2 (en) | 2018-11-19 | 2023-09-19 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Downhole tools and methods for detecting a downhole obstruction within a wellbore |
| US11668167B2 (en) | 2018-12-07 | 2023-06-06 | ExxonMobil Technology and Engineering Company | Protecting gas lift valves from erosion |
| US11365613B2 (en) | 2018-12-07 | 2022-06-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Electrical submersible pump motor adjustment |
| US11519260B2 (en) | 2018-12-13 | 2022-12-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Rod pump position measurement employing wave-based technologies |
| US11078775B2 (en) | 2018-12-18 | 2021-08-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Acoustic pressure wave gas lift diagnostics |
| US11208875B2 (en) | 2019-01-04 | 2021-12-28 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method of conducting plunger lift operations using a sphere and sleeve plunger combination |
| US11326426B2 (en) | 2019-05-29 | 2022-05-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Hydrocarbon wells including gas lift valves and methods of providing gas lift in a hydrocarbon well |
| WO2021086496A1 (en) | 2019-10-30 | 2021-05-06 | Exxonmobil Upstream Researchcompany | Self-adjusting gas lift system |
Family Cites Families (20)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US507096A (en) * | 1893-10-24 | Thirds to walter l | ||
| US2242166A (en) * | 1940-10-17 | 1941-05-13 | Continental Oil Co | Apparatus for operating oil wells |
| US3016844A (en) * | 1958-02-10 | 1962-01-16 | Pan American Petroleum Corp | Gas lift apparatus |
| US3022829A (en) * | 1958-07-02 | 1962-02-27 | Sun Oil Co | Well assembly for reducing liquid level in well tubing |
| US3054456A (en) * | 1960-01-25 | 1962-09-18 | Phillips Petroleum Co | Combination landing nipplecirculating mandrel |
| US3223109A (en) | 1962-05-16 | 1965-12-14 | Leslie L Cummings | Gas lift valve |
| US3357492A (en) * | 1965-12-21 | 1967-12-12 | Texaco Inc | Well completion apparatus |
| US3386391A (en) * | 1966-09-06 | 1968-06-04 | Henry U. Garrett | Well apparatus and method |
| US3474859A (en) * | 1967-07-14 | 1969-10-28 | Baker Oil Tools Inc | Well flow control apparatus |
| US3741298A (en) | 1971-05-17 | 1973-06-26 | L Canton | Multiple well pump assembly |
| US4189003A (en) * | 1972-07-12 | 1980-02-19 | Otis Engineering Corporation | Method of completing wells in which the lower tubing is suspended from a tubing hanger below the wellhead and upper removable tubing extends between the wellhead and tubing hanger |
| DE3067938D1 (en) * | 1979-07-18 | 1984-06-28 | British Petroleum Co Plc | Electric well pump |
| US4432416A (en) * | 1982-02-23 | 1984-02-21 | Otis Engineering Corporation | Well flow control apparatus |
| FR2663076B1 (fr) * | 1990-06-11 | 1992-10-02 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif perfectionnes pour ameliorer les diagraphies de production d'un puits non eruptif active. |
| GB9025230D0 (en) | 1990-11-20 | 1991-01-02 | Framo Dev Ltd | Well completion system |
| US5404943A (en) | 1994-03-29 | 1995-04-11 | Strawn; Wesley O. | Multiple pump assembly for wells |
| US5839508A (en) * | 1995-02-09 | 1998-11-24 | Baker Hughes Incorporated | Downhole apparatus for generating electrical power in a well |
| US5868210A (en) * | 1995-03-27 | 1999-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Multi-lateral wellbore systems and methods for forming same |
| US5881814A (en) * | 1997-07-08 | 1999-03-16 | Kudu Industries, Inc. | Apparatus and method for dual-zone well production |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
-
2000
- 2000-09-15 US US10/088,151 patent/US6619402B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-15 CA CA002382438A patent/CA2382438C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-15 OA OA1200200075A patent/OA12314A/en unknown
- 2000-09-15 WO PCT/EP2000/009184 patent/WO2001020126A2/en active IP Right Grant
- 2000-09-15 DE DE60013455T patent/DE60013455T2/de not_active Expired - Fee Related
- 2000-09-15 CN CN00812943A patent/CN1375037A/zh active Pending
- 2000-09-15 MX MXPA02001990A patent/MXPA02001990A/es unknown
- 2000-09-15 EP EP00969268A patent/EP1212514B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-09-15 EA EA200200361A patent/EA003012B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-09-15 DK DK00969268T patent/DK1212514T3/da active
- 2000-09-15 BR BR0013984-0A patent/BR0013984A/pt not_active IP Right Cessation
- 2000-09-15 NZ NZ517176A patent/NZ517176A/xx unknown
- 2000-09-15 AU AU79050/00A patent/AU762688B2/en not_active Ceased
-
2002
- 2002-03-14 NO NO20021272A patent/NO20021272L/no not_active Application Discontinuation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2587675C2 (ru) * | 2011-09-08 | 2016-06-20 | Статойл Петролеум Ас | Способ и устройство для управления потоком текучей среды, поступающей в трубопровод |
| RU2588104C2 (ru) * | 2011-09-08 | 2016-06-27 | Статойл Петролеум Ас | Автономный клапан, снабженный чувствительным к температуре устройством |
| RU2650983C2 (ru) * | 2011-12-15 | 2018-04-20 | Рейз Продакшн, Инк. | Горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE60013455D1 (de) | 2004-10-07 |
| AU762688B2 (en) | 2003-07-03 |
| EP1212514A2 (en) | 2002-06-12 |
| WO2001020126A3 (en) | 2001-09-27 |
| CN1375037A (zh) | 2002-10-16 |
| EA200200361A1 (ru) | 2002-08-29 |
| OA12314A (en) | 2006-05-12 |
| DK1212514T3 (da) | 2005-01-10 |
| AU7905000A (en) | 2001-04-17 |
| NO20021272D0 (no) | 2002-03-14 |
| NZ517176A (en) | 2003-01-31 |
| BR0013984A (pt) | 2002-05-14 |
| CA2382438A1 (en) | 2001-03-22 |
| US6619402B1 (en) | 2003-09-16 |
| MXPA02001990A (es) | 2002-11-04 |
| WO2001020126A2 (en) | 2001-03-22 |
| NO20021272L (no) | 2002-03-14 |
| EP1212514B1 (en) | 2004-09-01 |
| CA2382438C (en) | 2008-03-18 |
| DE60013455T2 (de) | 2005-08-18 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA003012B1 (ru) | Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине | |
| AU2004230693C1 (en) | Method and apparatus for increasing drilling capacity and removing cuttings when drilling with coiled tubing | |
| US5707221A (en) | Method of plural zone pumping utilizing controlled individual pump inlet in each zone | |
| US7736133B2 (en) | Capsule for two downhole pump modules | |
| RU2663985C2 (ru) | Усовершенствованный способ и устройство для выполнения бокового канала из ствола скважины | |
| US20090211753A1 (en) | System and method for removing liquid from a gas well | |
| AU785232B2 (en) | Multi-purpose injection and production well system | |
| RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
| US6666269B1 (en) | Method and apparatus for producing fluid from a well and for limiting accumulation of sediments in the well | |
| US6685439B1 (en) | Hydraulic jet pump | |
| US20140205469A1 (en) | Pump and method of positioning a pump | |
| CN115387761A (zh) | 一种具有高扬程的油气井排液管柱装置及深抽排液方法 | |
| WO2016040220A1 (en) | Bottom hole injection with pump | |
| CN110537001B (zh) | 具有井下流动致动泵的双壁连续油管 | |
| RU2190089C1 (ru) | Способ глубокой перфорации обсаженных скважин | |
| JP4072932B2 (ja) | 孔内水ピストン注入・吸引式透水試験装置 | |
| WO2007108722A1 (fr) | Système de puits de forage et machine hydraulique immergée destinée à l'extraction de milieux fluides | |
| RU2164582C2 (ru) | Компоновка низа бурильной колонны для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем | |
| WO2010016767A2 (en) | Subsurface reservoir drainage system | |
| RU144477U1 (ru) | Насосная установка для одновременной добычи из двух пластов | |
| RU2737805C1 (ru) | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором | |
| RU2747200C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта | |
| CA3117669C (en) | Electric submersible hydraulic lift pump system | |
| RU2029046C1 (ru) | Устройство для бурения скважин | |
| RU2713270C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины |
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 |