RU166075U1 - DEVICE FOR WELL OPERATIONS - Google Patents
DEVICE FOR WELL OPERATIONS Download PDFInfo
- Publication number
- RU166075U1 RU166075U1 RU2016118925/03U RU2016118925U RU166075U1 RU 166075 U1 RU166075 U1 RU 166075U1 RU 2016118925/03 U RU2016118925/03 U RU 2016118925/03U RU 2016118925 U RU2016118925 U RU 2016118925U RU 166075 U1 RU166075 U1 RU 166075U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- esp
- packer
- anchor
- well
- housing
- Prior art date
Links
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 5
- 241000283690 Bos taurus Species 0.000 description 4
- 239000012717 electrostatic precipitator Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000010626 work up procedure Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/10—Wear protectors; Centralising devices, e.g. stabilisers
- E21B17/1078—Stabilisers or centralisers for casing, tubing or drill pipes
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- 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
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Устройство для проведения скважинных операций, содержащее спускаемый в обсадную колонну скважины на грузонесущем силовом кабеле корпус погружного электроцентробежного насоса - ЭЦН, в котором размещены погружной электродвигатель - ПЭД, соединенный с насосной секцией, а также скважинные измерительные датчики, управляемые пакер и якорь, при этом корпус ЭЦН выполнен удлиненным и снабжен верхним - пассивным и нижним - управляемым центраторами, а пакер и якорь установлены на корпусе ЭЦН ниже ПЭД, в удлиненном корпусе размещены блок обработки и передачи на поверхность измеренных параметров, механизмы управления работой пакера, якоря и нижнего управляемого центратора, к грузонесущему силовому кабелю прикреплен токоведущий кабель, подведенный к корпусу ЭЦН, а между пакером и якорем установлен сменный элемент корпуса ЭЦН, который может быть разной длины.A device for conducting downhole operations, comprising a submersible electric centrifugal pump housing - ESP, which is lowered into the casing of a well on a load-carrying power cable, in which a submersible electric motor is located - a SEM connected to the pump section, as well as downhole measuring sensors controlled by a packer and an anchor, while the housing The ESP is made elongated and equipped with an upper - passive and lower - controlled centralizers, and the packer and anchor are mounted on the ESP body below the PED; the processing unit is located in the elongated case transmission to the surface of the measured parameters, the operation control mechanisms packer anchor and the lower centralizer managed to load-carrying power cable is fixed current-carrying cable connected to the body of the ESP, as between the packer and anchor installed replaceable element ESP housing, which may be of different lengths.
Description
Предполагаемая полезная модель относится к области добычи текучих сред из буровых скважин, а именно к использованию погружных электроцентробежных насосов для временных скважинных операций.The proposed utility model relates to the field of fluid production from boreholes, namely the use of submersible electric centrifugal pumps for temporary well operations.
Известна скважинная насосная установка, содержащая установленные в скважине на колонне труб - НКТ погружной насос, погружной электродвигатель, пропущенный вдоль колонны труб электрический силовой кабель, подключенный на поверхности к станции управления работой погружного электродвигателя, и погружной приборный модуль с датчиками параметров состояния скважины и устройством преобразования сигналов датчиков, например датчиков давления и температуры (патент РФ №2256065, опубл. 10.07.2005).A well-known downhole pump installation comprising a submersible pump installed in a well on a pipe string, a submersible pump, an electric power cable passed along the pipe string, connected to the surface to the submersible motor operation control station, and a submersible instrument module with sensors of well condition parameters and a conversion device sensor signals, for example pressure and temperature sensors (RF patent No. 2256065, publ. 10.07.2005).
Известная скважинная насосная установка предназначена для промышленной эксплуатации нефтегазовых скважин и устанавливается на длительный срок.The well-known downhole pumping unit is designed for industrial exploitation of oil and gas wells and is installed for a long time.
В процессе эксплуатации скважин возникают различные проблемы, приводящие к снижению их продуктивности. При возникновении таких ситуаций, указанные скважины подвергают капитальному ремонту - КРС, направленному на устранение причин, вызвавших падение их продуктивности (Ю.А. Гуторов, А.Ю. Гуторов. Информационный контроль и сопровождение капитального ремонта нефтегазовых скважин. Октябрьский, УГНТУ, 2008 г.).During the operation of wells, various problems arise, leading to a decrease in their productivity. In the event of such situations, these wells are subjected to overhaul - well workover, aimed at eliminating the causes that caused a drop in their productivity (Yu.A. Gutorov, A.Yu. Gutorov. Information control and maintenance of the overhaul of oil and gas wells. Oktyabrsky, UGNTU, 2008 .).
После проведения КРС в таких скважинах осуществляют пробную эксплуатацию - временную скважинную операцию, направленную на вывод скважины на рабочий режим.After the well completion in such wells, trial operation is carried out - a temporary downhole operation aimed at putting the well into operation.
Известно использование погружных электроцентробежных насосов для подобных ременных скважинных операций.It is known to use submersible electric centrifugal pumps for such belt well operations.
Известен способ проведения временных скважинных операций с использованием погружных насосов и система для его осуществления, спускаемая в скважину на кабеле (пат. РФ №2469182, приор. 27.02.2008, публ. 10.12.2012).A known method of conducting temporary downhole operations using submersible pumps and a system for its implementation, lowered into the well on a cable (US Pat. RF No. 2469182, prior. 27.02.2008, publ. 10.12.2012).
Система, согласно варианту осуществления изобретения, содержит основной компактный погружной электроцентробежный насос, спускаемый в скважину на кабеле, для размещения над продуктивным пластом. Блок управления системой оборудован на поверхности для управления работой системы, подачей на нее электропитания и регистрации полученных данных.The system according to an embodiment of the invention comprises a main compact submersible electric centrifugal pump, lowered into the well on a cable, for placement above the reservoir. The system control unit is equipped on the surface to control the operation of the system, supply power to it and register the received data.
Основной погружной электроцентробежный насос оборудован перекрывающим устройством, таким как пакер, который можно раскрывать для создания непроницаемого барьера между верхней частью скважины и нижней ее частью, в которой выполнены перфорационные каналы в колонне. Каротажный прибор, такой как устройство снятия профиля притока, соединен с нижней частью погружного электроцентробежного насоса посредством электрической и механической системы крепления и размещен вблизи перфорационных каналов. Дополнительно, система может быть оборудована расходомером, размещенном на выходе погружного электроцентробежного насоса.The main submersible electric centrifugal pump is equipped with a blocking device, such as a packer, which can be opened to create an impermeable barrier between the upper part of the well and its lower part, in which perforation channels are made in the string. A logging tool, such as an inflow profile removal device, is connected to the lower part of the submersible electric centrifugal pump by means of an electrical and mechanical fastening system and is located near perforation channels. Additionally, the system can be equipped with a flow meter located at the outlet of the submersible electric centrifugal pump.
Перекрывающий пакер является предпочтительным в качестве изолирующего устройства. Вместе с тем, в случаях, когда систему компактного погружного электроцентробежного насоса спускают через НКТ, ее можно оборудовать уплотняющим устройством, устанавливаемым в надлежащем месте внутри НКТ.An over packer is preferred as an insulating device. However, in cases where the compact submersible electric centrifugal pump system is lowered through the tubing, it can be equipped with a sealing device that is installed in the proper place inside the tubing.
Известное изобретение предусматривает модификацию дополнительного компактного погружного электроцентробежного насоса, спускаемого в НКТ на кабеле, для использования в краткосрочных скважинных работах, а именно, при выполнении каротажа и испытаний скважин, когда основной погружной электроцентробежный насос (ЭЦН), закрепленный в скважине на НКТ, отключен.The known invention provides for the modification of an additional compact submersible electric centrifugal pump, lowered into the tubing on the cable, for use in short-term well operations, namely, when logging and testing wells, when the main submersible electric centrifugal pump (ESP) mounted in the well on the tubing is turned off.
Один из вариантов модификации предусматривает спуск дополнительного погружного электроцентробежного насоса в НКТ на каротажном кабеле.One of the modification options involves the descent of an additional submersible electric centrifugal pump in the tubing on a wireline cable.
Недостаток известного средства заключается в следующем.The disadvantage of this tool is as follows.
В известном способе используются компактные ЭЦН, спускаемые в НКТ на каротажном кабеле с электрической жилой, без обрудования их центрирующими и уплотняющими устройствами. Такие ЭЦН в силу малых габаритов обладают недостаточной мощностью для осуществления пробной эксплуатации после проведения капитального ремонта скважин - КРС, когда необходимо вывести производительность скважины на доремонтный уровень.In the known method, compact ESPs are used that are lowered into the tubing on a wireline with an electrical core, without equipping them with centering and sealing devices. Due to their small size, such ESPs do not have enough power for trial operation after overhaul of wells - well workover, when it is necessary to bring the well productivity to a pre-repair level.
Обычно пробная эксплуатация скважин после КРС осуществляется штатным глубинно-насосным оборудованием на НКТ, в составе которого находится ЭЦН, обладающий достаточной мощностью для транспортировки жидкости из продуктивного пласта на поверхность.Typically, the test operation of wells after the well work-up is carried out by regular deep-well pumping equipment on the tubing, which includes an ESP that has sufficient power to transport fluid from the reservoir to the surface.
Общая длина штатных погружных электроцентробежных насосов часто доходит до 10-15 м, и при спуске таких ЭЦН на кабеле потребуется их надежная фиксация и центрирование в стволе скважины.The total length of the standard submersible electric centrifugal pumps often reaches 10-15 m, and when lowering such ESPs on the cable, their reliable fixation and centering in the wellbore will be required.
Задачей предлагаемой полезной модели является повышение эффективности осуществления пробной эксплуатации скважин после проведения КРС за счет использования штатного погружного ЭЦН, обладающего достаточной мощностью и спускаемого в обсадную колонну скважины на грузонесущем силовом кабеле без использования НКТ, что значительно снижает трудозатраты на спуско-подъемные операции (СПО).The objective of the proposed utility model is to increase the efficiency of the trial operation of wells after completion of workover by using a standard submersible ESP having sufficient power and being lowered into the casing of the well on a load-carrying power cable without using tubing, which significantly reduces the effort for tripping .
Указанная задача решается тем, что в устройстве для проведения скважинных операций, содержащем спускаемый в обсадную колонну скважины на грузонесущем силовом кабеле корпус погружного электроцентробежного насоса - ЭЦН, в котором размещены погружной электродвигатель - ПЭД, соединенный с насосной секцией, а также, скважинные измерительные датчики, управляемые пакер и якорь, корпус ЭЦН выполнен удлиненным и снабжен верхним - пассивным и нижним - управляемым центраторами, а пакер и якорь установлены на корпусе ЭЦН ниже ПЭД, в удлиненном корпусе размещены блок обработки и передачи на поверхность измеренных параметров, механизмы управления работой пакера, якоря и нижнего управляемого центратора, к грузонесущему силовому кабелю прикреплен токоведущий кабель, подведенный к корпусу ЭЦН, а между пакером и якорем установлен сменный элемент корпуса ЭЦН, который может быть разной длины.This problem is solved in that in a device for conducting downhole operations, comprising a submersible electric centrifugal pump housing - ESP, which is lowered into the casing of a well on a load-carrying power cable, in which a submersible electric motor - a SEM connected to the pump section, as well as downhole measuring sensors, controlled packer and anchor, the ESP body is elongated and equipped with an upper - passive and lower - controlled centralizers, and the packer and anchor are mounted on the ESP body below the PED, in an elongated body the processing unit for transmitting and measuring the measured parameters to the surface, the mechanisms for controlling the operation of the packer, anchor and lower controlled centralizer are placed, a current-carrying cable connected to the ESP housing is attached to the load-carrying power cable, and a replaceable element of the ESP housing is installed between the packer and the armature, which can be different lengths.
На фиг. 1 представлена принципиальная схема устройства.In FIG. 1 shows a schematic diagram of a device.
На фиг. 2 изображен механизм управления работой пакера, якоря и нижнего центратора в транспортном положении.In FIG. 2 shows a mechanism for controlling the operation of the packer, anchor and lower centralizer in the transport position.
На фиг. 3 изображен механизм управления работой пакера, якоря и нижнего центратора в действии.In FIG. 3 shows the mechanism for controlling the operation of the packer, anchor and lower centralizer in action.
Предлагаемое устройство состоит из следующих узлов и деталей.The proposed device consists of the following components and parts.
В обсадной колонне 1 с интервалом перфорации 2 напротив продуктивного пласта 3 на грузонесущем силовом кабеле 4 закреплен ЭЦН 5, к которому подведен токоведущий кабель 6, прикрепленный к грузонесущему силовому кабелю 4, спускаемый в скважину при помощи ролика 7 на устье скважины и барабана 8, установленного на мобильном транспортном средстве 9.In the
ЭЦН 5 содержит удлиненный корпус 10, в составе которого находится приемный фильтр 11, погружной электродвигатель 12 - ПЭД, приводящий в движение насосную секцию, размещенную в отсеке 13.
В корпусе 10 также размещены узел 14 измерения расхода, давления и влагосодержания проходящей через ЭЦН 5 жидкости, блок 15 обработки и передачи на поверхность измеренных параметров по токоведущему кабелю 6, выходной фильтр 16 и узлы верхнего 17 (пассивного) и нижнего 18 (управляемого) центраторов.The
Корпус 10 снабжен управляемыми пакером 19 (пакер) с раздвигающимися упругими элементами 20 и якорем 21 (якорь) с раздвижными элементами 22. Между ними установлен сменный элемент 23 корпуса 10 ЭЦН, который может быть разной длины.The
Токоведущий кабель 6 обеспечивает питанием ПЭД 12 и блок 15 обработки и передачи на поверхность измеренных параметров.The current-carrying
Устье скважины оборудовано планшайбой 24, на которой смонтирована выкидная линия 25 с запорным вентилем 26.The wellhead is equipped with a
Управляемый пакер 19, управляемый якорь 21 и нижний управляемый центратор 18, в своей конструкции содержат однотипный механизм управления их работой (фиг. 2 и фиг. 3). Указанный механизм содержит конусный шток 27 с подвижным корпусом 28. Конусный шток 27 снабжен муфтовой резьбой 29 и ниппельной резьбой 30 для соединения с корпусом 10 - ЭЦН 5. Подвижный корпус 28 размещен между конусным штоком 27 и корпусом гидропривода 31, к которому подведена гидравлическая трубка 32, соединенная с напорным выходом насосной секции, размещенной в отсеке 13 ЭЦН 5. Гидравлическая трубка 32 проходит внутри управляемых пакера 19 и якоря 21, через сменный элемент 23 и подводится к механизму управления нижнего центратора 18. Подвижный корпус 28 взаимодействует с подвижным цилиндром 33 и оборудован раздвижными элементами 34 с возвратной пружиной 35. Под раздвижными элементами 34 подразумеваются в каждом механизме управления для срабатывания якоря 21 - раздвижные плашки 22, для нижнего центратора 18 - раздвижные ребра 36, для пакера 19 - раздвигающиеся упругие элементы 20.Managed
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Для осуществления пробной эксплуатации продуктивного пласта 3 после завершения всех запланированных операций КРС по декольматации интервала перфорации 2, ликвидации негерметичности обсадной колонны 1 и цементного кольца (на фиг. не показано), на грузонесущем силовом кабеле 4 (ГОСТ-Р51978-2002), пропущенном через ролик 7 на устье скважины 24 и сматываемого с барабана 8, в скважину спускают корпус 10 ЭЦН 5 внутри обсадной колонны 1 до интервала перфорации 2 напротив продуктивного пласта 3.To carry out trial operation of the
Во время спуска ЭЦН 5 верхний пассивный (неуправляемый) центратор 17 обеспечивает осецентрированное положение корпуса 10 ЭЦН 5 в обсадной колонне 1, а нижний управляемый центратор 18 находится в сложенном транспортном положении.During the descent of the
После спуска ЭЦН 5 на нужную глубину, по команде с поверхности, передаваемую по токоведущему кабелю 6, приводят в действие насосную секцию, размещенную в отсеке 13, к напорному выходу которой подсоединена гидравлическая трубка 32, через которую подают давление в полость цилиндра 33 механизма управления работой пакера 19, якоря 21 и центратора 18. Цилиндр 33, двигаясь от усилия давления жидкости вверх, толкает подвижный корпус 28 вместе с раздвижными элементами 34, которые перемещаются по поверхности конуса 27 и выдвигаются, занимая рабочее положение.After lowering the
Для обеспечения устойчивого положения корпуса 10 ЭЦН в скважине между пакером 19 и якорем 21 устанавливают сменный элемент 23, который разносит точку опоры нижнего управляемого центратора 18 относительно точек опоры раздвижных элементов пакера 19 и якоря 21 на необходимое расстояние, которое гарантирует жесткую фиксацию корпуса 10 ЭЦН в обсадной колонне 1 при зенитных углах скважины от 5 до 30 град, и более. Длину сменного элемента 23 выбирают в зависимости от зенитного угла ствола скважины, чем больше зенитный угол, тем длиннее устанавливают сменный элемент.To ensure a stable position of the
После срабатываеия пакера 19, якоря 21 и нижнего управляемого центратора 18, с поверхности, передаваемой по токоведущему кабелю 6, запускают ПЭД 12, соединенный с насосной секцией в отсеке 13 ЭЦН 5, и начинают пробную эксплуатацию продуктивного пласта 3. Пластовая жидкость, транспортируемая с помощью ЭЦН 5, подается в приемный фильтр 11, затем через насосную секцию, размещенную в отсеке 13, поступает в узел 14 измерения расхода, давления и влагосодержания проходящей через ЭЦН 5 жидкости, измеренные данные с которого о расходе, давлении и влагосодержании после обработки в блоке 15, передаются на поверхность по токоведущему кабелю 6 для регистрации в реальном масштабе времени в наземной станции 9.After the
После выхода режима пробной эксплуатации на стабильный промышленный уровень, оценивают его соответствие запланированному в результате КРС результату и принимают решение либо о повторном возобновлении операций КРС, либо о пуске пласта в режиме промышленной эксплуатации.After the trial operation mode reaches a stable industrial level, its compliance with the result planned as a result of the cattle is assessed and a decision is made either to re-resume the cattle operations or to start the formation in commercial operation.
При принятии решения о повторном проведении КРС извлекают корпус 10 ЭЦН из скважины при помощи грузонесущего кабеля 4 и лебедки транспортного средства 9, предварительно прекратив подачу жидкости из насосной секции 13 по трубке 32 в узлы механизмов управления работой пакера 19, якоря 21 и нижнего центратора 18, что приводит раздвижные элементы: раздвижные плашки 22, раздвижные ребра 36, раздвигающиеся упругие элементы 20 этих узлов под действием возвратных пружин 35 в исходное транспортное положение.When deciding to re-run the cattle, the
При принятии решения о пуске пласта в режиме промышленной эксплуатации извлекают корпус 10 ЭЦН из скважины 1 и спускают вместо него в скважину штатное глубинно-насосное оборудование на НКТ и приступают к промышленной эксплуатации пласта (на фиг. 1 не показано).When deciding to start the formation in the mode of commercial operation, the
По сравнению с использованием глубинно-насосного оборудования, спускаемого на НКТ для проведения временных скважинных операций, применение мощного штатного погружного ЭЦН, спускаемого в скважину на грузонесущем силовом кабеле, позволит снизить себестоимость проведения временных скважинных операций за счет менее затратной и более простой технологии спуско-подъемных операций глубинно-насосного оборудования до и после проведения КРС, а также - до и после пуска скважины сначала в пробную, а затем в промышленную эксплуатацию.Compared with the use of downhole pumping equipment that is lowered onto the tubing for temporary well operations, the use of a powerful full-time submersible ESP that is lowered into the well on a load-carrying power cable will reduce the cost of temporary downhole operations due to the less costly and simpler tripping technology operations of downhole pumping equipment before and after the well completion, as well as before and after the start-up of the well, first in trial and then in commercial operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016118925/03U RU166075U1 (en) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | DEVICE FOR WELL OPERATIONS |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016118925/03U RU166075U1 (en) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | DEVICE FOR WELL OPERATIONS |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU166075U1 true RU166075U1 (en) | 2016-11-10 |
Family
ID=57280357
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016118925/03U RU166075U1 (en) | 2016-05-16 | 2016-05-16 | DEVICE FOR WELL OPERATIONS |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU166075U1 (en) |
-
2016
- 2016-05-16 RU RU2016118925/03U patent/RU166075U1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10612369B2 (en) | Lower completion communication system integrity check | |
US7712524B2 (en) | Measuring a characteristic of a well proximate a region to be gravel packed | |
US6360820B1 (en) | Method and apparatus for communicating with downhole devices in a wellbore | |
US7736133B2 (en) | Capsule for two downhole pump modules | |
US8022838B2 (en) | Logging system, method of logging an earth formation and method of producing a hydrocarbon fluid | |
EP2042683B1 (en) | A logging while producing apparatus and method | |
EP3464790A1 (en) | An apparatus and method for pumping fluid in a borehole | |
RU2010139409A (en) | USE OF SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMPS FOR TEMPORARY WELL OPERATIONS | |
US20100206577A1 (en) | In-well rigless esp | |
EP1621724A2 (en) | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor | |
US20110214883A1 (en) | Large bore completions systems and method | |
EA010090B1 (en) | Well communication system | |
RU2365744C1 (en) | Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions) | |
US20090277628A1 (en) | Electric submersible pumping sensor device and method | |
EP3240941B1 (en) | Hydraulically assisted esp deployment system | |
EA036165B1 (en) | Distributed lift system for oil and gas extraction | |
US8944170B2 (en) | Real time downhole intervention during wellbore stimulation operations | |
RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU166075U1 (en) | DEVICE FOR WELL OPERATIONS | |
RU95741U1 (en) | HARIPOV PUMP INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF WELLS (OPTIONS) | |
US10400533B2 (en) | System and method for a downhole hanger assembly | |
RU2440488C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone wells and device for its implementation | |
NL2019874B1 (en) | Methods and Systems for Downhole Inductive Coupling | |
CN109983199B (en) | Systems, methods, and apparatus for powering electronics during well completion and production |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM9K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20170517 |