EA003012B1 - Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине - Google Patents

Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине Download PDF

Info

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
Application number
EA200200361A
Other languages
English (en)
Other versions
EA200200361A1 (ru
Inventor
Марк Эмманюэль Амори
Рулоф Далинг
Карлос Альберто Гландт
Роберт Николас Уорралл
Original Assignee
Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. filed Critical Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В.
Publication of EA200200361A1 publication Critical patent/EA200200361A1/ru
Publication of EA003012B1 publication Critical patent/EA003012B1/ru

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/129Adaptations of down-hole pump systems powered by fluid supplied from outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E21B43/121Lifting well fluids
    • E21B43/128Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/14Obtaining from a multiple-zone well
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B49/00Testing 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
    • E21B49/08Obtaining 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)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
  • Earth Drilling (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)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 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. 9. Способ по п.8, согласно которому скорость нагнетания разных усилителей (4) потока циклически изменяют таким образом, что точка
    Фиг. 1 максимального притока в приточную зону скважины циклически перемещается между нижним концом и верхним концом приточной зоны (5).
EA200200361A 1999-09-15 2000-09-15 Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине EA003012B1 (ru)

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) NO20021272D0 (ru)
NZ (1) NZ517176A (ru)
OA (1) OA12314A (ru)
WO (1) WO2001020126A2 (ru)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
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
US6679332B2 (en) 2000-01-24 2004-01-20 Shell Oil Company Petroleum well having downhole sensors, communication and power
US6633236B2 (en) 2000-01-24 2003-10-14 Shell Oil Company Permanent downhole, wireless, two-way telemetry backbone using redundant repeaters
US6715550B2 (en) 2000-01-24 2004-04-06 Shell Oil Company Controllable gas-lift well and valve
US6758277B2 (en) 2000-01-24 2004-07-06 Shell Oil Company System and method for fluid flow optimization
US6662875B2 (en) 2000-01-24 2003-12-16 Shell Oil Company Induction choke for power distribution in piping structure
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
BR0108874B1 (pt) 2000-03-02 2011-12-27 poÇo de petràleo para produÇço de produtos de petràleo, e, mÉtodo de produzir petràleo a partir de um poÇo de petràleo.
RU2188970C1 (ru) * 2001-04-05 2002-09-10 Зиновий Дмитриевич Хоминец Скважинная струйная установка
GB2390383B (en) * 2001-06-12 2005-03-16 Schlumberger Holdings Flow control regulation methods
US7445049B2 (en) * 2002-01-22 2008-11-04 Weatherford/Lamb, Inc. Gas operated pump for hydrocarbon wells
CA2474064C (en) * 2002-01-22 2008-04-08 Weatherford/Lamb, Inc. 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
US7938201B2 (en) 2002-12-13 2011-05-10 Weatherford/Lamb, Inc. Deep water drilling with casing
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
WO2006091640A2 (en) * 2005-02-23 2006-08-31 Greg Allen Conrad Apparatus for monitoring pressure using capillary tubing
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
SG11201407790SA (en) * 2012-06-15 2014-12-30 Landmark Graphics Corp 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
US10480501B2 (en) 2017-04-28 2019-11-19 Exxonmobil Upstream Research Company Nested bellows pump and hybrid downhole pumping system employing same
US10760387B2 (en) 2017-04-28 2020-09-01 Exxonmobil Upstream Research Company Cooling systems and methods for downhole solid state pumps
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
WO2019173909A1 (en) * 2018-03-12 2019-09-19 Raise Production Inc. Horizontal wellbore separation 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
WO2020131184A1 (en) 2018-12-18 2020-06-25 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
US11555388B2 (en) 2019-10-30 2023-01-17 Exxonmobil Upstream Research Company Self-adjusting gas lift system

Family Cites Families (20)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
EP0023126B1 (en) * 1979-07-18 1984-05-23 The British Petroleum Company p.l.c. 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

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
DK1212514T3 (da) 2005-01-10
CA2382438A1 (en) 2001-03-22
DE60013455T2 (de) 2005-08-18
WO2001020126A2 (en) 2001-03-22
EP1212514B1 (en) 2004-09-01
MXPA02001990A (es) 2002-11-04
US6619402B1 (en) 2003-09-16
NO20021272L (no) 2002-03-14
NZ517176A (en) 2003-01-31
BR0013984A (pt) 2002-05-14
WO2001020126A3 (en) 2001-09-27
NO20021272D0 (no) 2002-03-14
EP1212514A2 (en) 2002-06-12
OA12314A (en) 2006-05-12
DE60013455D1 (de) 2004-10-07
EA200200361A1 (ru) 2002-08-29
AU762688B2 (en) 2003-07-03
CN1375037A (zh) 2002-10-16
AU7905000A (en) 2001-04-17
CA2382438C (en) 2008-03-18

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA003012B1 (ru) Система для увеличения потока текучей среды в буровой скважине
US5707221A (en) Method of plural zone pumping utilizing controlled individual pump inlet in each zone
RU2650983C2 (ru) Горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды
US7736133B2 (en) Capsule for two downhole pump modules
US20040195007A1 (en) Method and apparatus for increasing drilling capacity and removing cuttings when drilling with coiled tubing
US20090211753A1 (en) System and method for removing liquid from a gas well
AU785232B2 (en) Multi-purpose injection and production well system
CN110593846A (zh) 一种气井气液分采完井管柱
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
GB2345307A (en) Dual electric submergible pumping system
RU2726704C1 (ru) Гибкие трубы с двойными стенками с внутрискважинным приводимым в действие потоком насосом
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
US6076599A (en) Methods using dual acting pumps or dual pumps to achieve core annular flow in producing wells
RU2164582C2 (ru) Компоновка низа бурильной колонны для бурения наклонно направленных и горизонтальных скважин винтовым забойным двигателем
WO2010016767A2 (en) Subsurface reservoir drainage system
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

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