RU191851U1 - Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины - Google Patents
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU191851U1 RU191851U1 RU2019118107U RU2019118107U RU191851U1 RU 191851 U1 RU191851 U1 RU 191851U1 RU 2019118107 U RU2019118107 U RU 2019118107U RU 2019118107 U RU2019118107 U RU 2019118107U RU 191851 U1 RU191851 U1 RU 191851U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electrovalve
- installation
- packer
- cable
- electric drive
- Prior art date
Links
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims abstract description 32
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 claims abstract description 8
- 230000001012 protector Effects 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 8
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 7
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 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
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being 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
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Earth Drilling (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины. Технический результат по повышению надежности установки заключается в создании отдельного электрического канала для управления работой электроклапана и передачи информации с комплексного глубинного прибора, включении датчика измерения давления в затрубном пространстве над пакером в состав комплексного глубинного прибора, применении запорного устройства золотникового типа в составе электроклапана. Сущность: установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины содержит хвостовик 1, пакер 2, стыковочный узел 3, комплексный глубинный прибор 4, электроклапан 5, электроприводной насос 6 с блоком погружной телеметрии 7, колонну насосно-компрессорных труб 8. Управление работой электроприводного насоса 6 осуществляется по силовому кабелю 11 с устьевой станции управления 12. Управление работой электроклапана 5 производится командой в виде электрического сигнала, подаваемой с устьевого блока управления 13 по геофизическому кабелю 14. Комплексный глубинный прибор содержит устройство учета поступления флюида из нижнего пласта 15, датчик 16 измерения давления жидкости нижнего пласта 8, датчик 17 измерения давления в затрубном пространстве над пакером 2. Запорное устройство электроклапана 5 состоит из цилиндра с каналами 18 и плунжера 19. Комплексный глубинный прибор 4 кабелем 20 электрически соединен с электроклапаном 5. На насосно-компрессорных 8 установлены протектора 21 для защиты силового 11 и геофизического кабелей. 1 ил.
Description
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к установкам для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Из уровня техники известно Изобретение «Способ исследования продуктивных пластов при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины и установка для его реализации» (патент №2546218, RU, Е21В 43/14, опубликовано 10.04.2015), в котором описана установка содержащая: хвостовик с заглушкой, приемное устройство, пакер, разъединитель-соединитель, электрический клапан, блок погружной телеметрии, погружной электродвигатель с кабелем, электроприводный насос, клямсошламоуловитель. При этом электрический клапан соединен механически и электрически с блоком погружной телеметрии, оснащен датчиком давления и узлом, исключающим влияние тока погружного электродвигателя, а управление электрическим клапаном производится через блок погружной телеметрии со станции управления установкой электроприводного насоса, совмещенной со станцией управления клапаном. Установка позволяет регулировать объем добычи частичным открытием клапана. Периодическое открытие-закрытие клапана производится при работающем электропогружном насосе
Недостатком данной установки является то, что она не обеспечивает возможность учета дебита каждого из пластов в режиме реального времени. Замер расхода жидкости, поступающей с верхнего пласта возможен только при закрытом клапане, при котором жидкость с нижнего пласта на прием насоса не поступает. Расход жидкости нижнего пласта возможен пересчетом показаний расхода жидкости с двух пластов одновременно и расхода жидкости верхнего пласта. При такой схеме контроль расхода жидкости с каждого из пластов возможен только при остановке нижнего объекта и, следовательно, потерях нефти.
Известно так же изобретение «Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины» (патент №2611786, RU, Е21В 43/14, Е21В 47/06 опубликовано 20.05.2016), установка по которому содержит: колонну лифтовых труб, устьевую арматуру, стыковочный узел, двуякорный пакер, погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии, который включает датчик измерения затрубного давления над пакером, электроприводной дроссельный клапан с затвором и запорным седлом, соединенный механически и электрически с блоком погружной телеметрии. При этом установка оснащена телемеханической системой с возможностью автоматического управления погружным электроприводным насосом и дроссельным клапаном со станции управления по одному электрическому кабелю. Кроме того телемеханическая система содержит установленные перед запорным седлом дроссельного клапана второй датчик для измерения давления нижнего пласта, устройство учета поступления флюида из нижнего пласта, а так же устройство суммарного учета добычи флюида из обоих пластов, установленное на выходе из электроприводного насоса, электрически связанные со станцией управления.
Недостатком установки по патенту 2611786 является то, что в ее конструкции применяется электроклапан дроссельного типа. Запорный элемент такого типа подвержен кавитационному и эрозионному износу, что снижает его ресурс. Так же такое исполнение запорного элемента обуславливает наличие перепада давления на клапане в открытом положении, что негативно сказывается на работоспособности приводного механизма клапана. Кроме того в устройстве по патенту 2611786 Блок погружной телеметрии (БПТ) выполняет две функции - осуществляет замер параметров пластов (давление, температура), а так же управляет работой электроприводного дроссельного клапана через телемеханическую систему. Такой вариант организации управления и контроля работы установки понижает ее надежность, поскольку отказ сложного по конструкции узла БПТ приведет как к потере инструмента оперативного контроля работы электроприводного насоса, так и к потере работоспособности электроклапана.
Устройство по патенту RU 2611786 является наиболее близким по технической сущности к заявляемому и принято за прототип.
Технической задачей заявленной полезной модели является повышение надежности эксплуатации установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Поставленная задача решается заявляемой установкой для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, которая содержит последовательно соединенные хвостовик, пакер, стыковочный узел, комплексный глубинный прибор с датчиком измерения давления и устройством учета поступления флюида из нижнего пласта, электроклапан с запорным устройством, электрически связанный с комплексным глубинным прибором, погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии для измерения давления в затрубном пространстве над пакером, колонну насосно-компрессорных труб при этом управление работой электроприводного насоса осуществляется по силовому кабелю с устьевой станции управления.
Технический результат, благодаря которому решается указанная задача, достигается за счет того, что в известной установке для раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины управление работой электроклапана с устьевого блока управления и передача информации с комплексного глубинного прибора в устьевой блок управления осуществляется по отдельному каналу - геофизическому кабелю. Электрический управляющий сигнал, поступающий с устьевого блока на электроклапан по геофизическому кабелю обеспечивает перемещение запорного устройства электроклапана. Таким образом, в случае отказа блока погружной телеметрии работоспособность электроклапана потеряна не будет. Так же для обеспечения надежной работы установки в случае выхода из строя блока погружной телеметрии в состав комплексного глубинного прибора дополнительно включен датчик измерения давления в затрубном пространстве над пакером, который обеспечивает возможность контроля давления на приеме электроприводного насоса. Поскольку в установке помимо силового кабеля используется так же и геофизический кабель, для обеспечения надежного спуска двух кабелей используются протектора, устанавливаемые на муфты насосно-компрессорных труб. Силовой и геофизический кабель укладываются в пазы протекторов, которые гарантируют отсутствие контакта кабелей со стенкой обсадной трубы в процессе монтажа и демонтажа установки. Кроме того в электроклапане применяется запорное устройство золотникового типа по принципу «плунжер-цилиндр». Указанное запорное устройство содержит цилиндр с каналами, по которым жидкости с нижнего пласта может поступать на прием электроприводного насоса. Внутри цилиндра приводным устройством электроклапана перемещается плунжер, который может частично или полностью перекрывать каналы цилиндра. Описанное исполнение запорного устройства электроклапана предотвращает кавитационный и эрозионный износ уплотняющих элементов, а так же обуславливает гидравлическую разгрузку приводного устройства электроклапана при любых положениях плунжера.
На фигуре представлен чертеж предлагаемой установки.
Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины содержит последовательно соединенные хвостовик 1, пакер 2, стыковочный узел 3, комплексный глубинный прибор 4, электроклапан 5, электроприводной насос 6 с блоком погружной телеметрии 7, колонну насосно-компрессорных труб 8. Пакер 2 надежно разобщает нижний 9 и верхний 10 пласты. Стыковочный узел 3 обеспечивает возможность автономной посадки пакера 2, а так же его стыковку с комплексным глубинным прибором 4, электроклапаном 5, электроприводным насосом 6 и колонной насосно-компрессорных труб 8. Производительность электроприводного насоса подбирается равной сумме дебитов нижнего 9 и верхнего 10 пластов. Подъем жидкости на устье ведется по колонне насосно-компрессорных труб 8. Управление работой электроприводного насоса 6 осуществляется по силовому кабелю 11 с устьевой станции управления 12. Управление работой электроклапана 5 производится командой в виде электрического сигнала, подаваемой с устьевого блока управления 13 по геофизическому кабелю 14. Устьевой блок управления 13 электрически связан с устьевой станцией управления 12 и может подавать управляющие сигналы на изменение режимы работы электроприводного насоса 6 при необходимости. Комплексный глубинный прибор содержит устройство учета поступления флюида из нижнего пласта 15, датчик 16 измерения давления жидкости нижнего пласта 8, датчик 17 измерения давления в затрубном пространстве над пакером 2. Запорное устройство электроклапана 5 состоит из цилиндра с каналами 18 и плунжера 19. При работе установки степени открытия-перекрытия каналов цилиндра 18 плунжером 19 может варьироваться в интервале от 0 до 100 процентов. Комплексный глубинный прибор 4 кабелем 20 электрически соединен с электроклапаном 5. На насосно-компрессорных 8 установлены протектора 21 для защиты силового 11 и геофизического кабелей.
Установка работает следующим образом.
После монтажа установки в скважине по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 переводит запорное устройство в положение «полностью открыто» при котором каналы цилиндра 18 не закрываются плунжером 19. По команде с устьевой станции управления 12, передаваемой через силовой кабель 11, производится запуск электроприводного насоса 6. Поток жидкости с нижнего пласта 9, проходя через хвостовик 1, внутренние каналы пакера 2 и стыковочного узла 3, устройство учета поступления флюида из нижнего пласта 15 комплексного глубинного прибора 4, открытые каналы цилиндра 18 электроклапана 5 поступает в затрубное пространство над пакером 2, где смешивается с потоком жидкости с верхнего пласта 10. Суммарный поток жидкости с нижнего 9 и верхнего 10 пластов из затрубного пространства над пакером 2 поступает на прием электроприводного насоса 6, который сообщает потоку напор, необходимый для подъема жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 8 на устье. Контроль давления потока жидкости с нижнего пласта 9 осуществляется датчиком измерения давления 16 комплексного глубинного прибора 4. Контроль давления в затрубном пространстве над пакером 2 осуществляется датчиком измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4, а так же блоком погружной телеметрии 7 электроприводного насоса 6. Замер дебита нижнего пласта 9 производится устройством учета поступления флюида из нижнего пласта 16 комплексного глубинного прибора 4. Замер суммарного дебита нижнего 9 и верхнего 10 пластов производится на устье с помощью СКЖ или АГЗУ (на фиг. не показаны). Дебит верхнего пласта 10 определяется как разница суммарного дебита и дебита нижнего пласта. Информация о параметрах работы пластов с комплексного глубинного прибора 4 по кабелю 20 поступает в электроклапан 5 и далее по геофизическому кабелю 14 в устьевой блок управления 13.
При необходимости изменения забойного давления для нижнего пласта 9 по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 производит частичное закрытие каналов цилиндра 18 плунжером 19. При этом регулировка степени закрытия каналов подбирается устьевым блоком управления 13 на основании данных с датчика измерения давления 16 комплексного глубинного прибора 4 таким образом, чтобы обеспечить требуемое давление для нижнего пласта 9.
При необходимости изменения забойного давления для верхнего пласта 10 по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по электрическому каналу на устьевую станцию управления 12, и далее по силовому кабелю 11, изменяется частота работы привода электроприводного насоса 6. При этом регулировка частоты работы привода электроприводного насоса 6 подбирается устьевым блоком управления 13 на основании данных с блока погружной телеметрии 7 электроприводного насоса 6 или датчика измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4 таким образом, чтобы обеспечить требуемое давление для верхнего пласта 10.
При необходимости проведения прямого исследования параметров жидкости верхнего пласта 10 по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 переводит запорное устройство в положение «полностью закрыто» при котором каналы цилиндра 18 полностью перекрываются плунжером 19. При этом поток жидкости с нижнего 9 пласта на прием электроприводного насоса 6 не поступает. Частота привода электроприводного насоса по команде с устьевого блока управления 13 меняется таким образом, чтобы обеспечить такую же величину давления в затрубном прострнстве над пакером 2, фиксируемую блоком погружной телеметрии 7 или датчиком измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4, как и при совместном отборе жидкости с двух пластов. Поток жидкости с верхнего пласта 10 из затрубного пространства над пакером 2 поступает на прием электроприводного насоса 6, который сообщает потоку напор, необходимый для подъема жидкости по колонне насосно-компрессорных труб 8 на устье. На устье производится замер истинного дебита и отбор проб жидкости верхнего пласта 10. После проведения исследований по команде с устьевого блока управления 13, подаваемой по геофизическому кабелю 14, приводное устройство электроклапана 5 производит открытие каналов цилиндра 18 и установка возвращается в режим совместного отбора жидкости с нижнего 9 и верхнего 10 пластов.
Особенности конструкции запорного элемента электроклапана 5 позволяют многократно проводить вышеописанные манипуляции, обеспечивая необходимую герметичность даже после продолжительной эксплуатации установки.
В случае отказа блока погружной телеметрии 7 работоспособность установки не будет утеряна, поскольку управление электроклапаном осуществляется по независимому каналу - геофизическому кабелю 14, а регулировка работы электроприводного насоса 6 может осуществляться на основании данных датчика измерения давления 17 комплексного глубинного прибора 4.
Таким образом, использование предлагаемой полезной модели позволяет повысить надежность установки для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины.
Claims (1)
- Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины, содержащая последовательно соединенные хвостовик, пакер, стыковочный узел, комплексный глубинный прибор с датчиком измерения давления и устройством учета поступления флюида из нижнего пласта, электроклапан с запорным устройством, электрически связанный с комплексным глубинным прибором, погружной электроприводной насос с блоком погружной телеметрии для измерения давления в затрубном пространстве над пакером, колонну насосно-компрессорных труб, при этом управление работой электроприводного насоса осуществляется по силовому кабелю с устьевой станции управления, отличающаяся тем, что в электроклапане применяется запорное устройство золотникового типа, а установка содержит геофизический кабель для управления работой электроклапана с устьевого блока управления и для передачи информации с комплексного глубинного прибора, при этом комплексный глубинный прибор дополнительно содержит датчик измерения давления в затрубном пространстве над пакером, а установка снабжена протекторами, устанавливаемыми на колонне насосно-компрессорных труб для защиты силового и геофизического кабелей.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019118107U RU191851U1 (ru) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019118107U RU191851U1 (ru) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU191851U1 true RU191851U1 (ru) | 2019-08-26 |
Family
ID=67734016
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019118107U RU191851U1 (ru) | 2019-06-10 | 2019-06-10 | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU191851U1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU212199U1 (ru) * | 2022-04-25 | 2022-07-11 | Пепеляева Валентина Борисовна | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два пласта одной скважины |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2380522C1 (ru) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) |
RU2385409C2 (ru) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты) |
US20110079398A1 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
RU2588072C1 (ru) * | 2015-03-16 | 2016-06-27 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины |
RU2591225C2 (ru) * | 2015-05-21 | 2016-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной (варианты) |
RU2611786C2 (ru) * | 2016-03-14 | 2017-03-01 | Олег Сергеевич Николаев | Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины |
-
2019
- 2019-06-10 RU RU2019118107U patent/RU191851U1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2385409C2 (ru) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ добычи флюида из пластов одной скважины электроприводным насосом с электрическим клапаном и установка для его реализации (варианты) |
RU2380522C1 (ru) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) |
US20110079398A1 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
RU2588072C1 (ru) * | 2015-03-16 | 2016-06-27 | Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" | Установка для одновременно-раздельной добычи из двух пластов скважины |
RU2591225C2 (ru) * | 2015-05-21 | 2016-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Однопакерная установка для одновременно-раздельной добычи флюида из двух пластов одной скважиной (варианты) |
RU2611786C2 (ru) * | 2016-03-14 | 2017-03-01 | Олег Сергеевич Николаев | Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU212199U1 (ru) * | 2022-04-25 | 2022-07-11 | Пепеляева Валентина Борисовна | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два пласта одной скважины |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20090114396A1 (en) | Wellsite measurement and control while producing device | |
US6176312B1 (en) | Method and apparatus for the remote control and monitoring of production wells | |
US7775275B2 (en) | Providing a string having an electric pump and an inductive coupler | |
RU2307920C1 (ru) | Установка и способ заканчивания подземных скважин | |
US9556707B2 (en) | Eletric subsurface safety valve with integrated communications system | |
RU2482267C2 (ru) | Система регулирования дебита скважины | |
US9574423B2 (en) | Safety valve with electrical actuator and tubing pressure balancing | |
US4589482A (en) | Well production system | |
US6330913B1 (en) | Method and apparatus for testing a well | |
US20150247384A1 (en) | Chemical injection system | |
US20020003038A1 (en) | Downhole well-control valve reservoir monitoring and drawdown optimization system | |
US20190368343A1 (en) | Hydraulically Assisted Pulser System and Related Methods | |
US9068425B2 (en) | Safety valve with electrical actuator and tubing pressure balancing | |
US11828127B2 (en) | Tubing hanger with shiftable annulus seal | |
RU2438043C2 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
RU191851U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважины | |
RU2611786C2 (ru) | Однопакерная насосная установка для добычи флюида из двух пластов скважины | |
RU2694652C1 (ru) | Скважинный штуцерный клапан-отсекатель | |
RU95741U1 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
CN103452524A (zh) | 注水井用可电动洗井封隔器和可电动洗井插入密封 | |
US20220333469A1 (en) | Wellbore system having an annulus safety valve | |
RU2653210C2 (ru) | Способ поинтервальной добычи нефти из многопластовой скважины и беспакерная насосная установка для его осуществления | |
RU2531011C1 (ru) | Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины | |
RU2539053C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной (варианты) и клапан-отсекатель револьверного типа для нее | |
RU2779680C1 (ru) | Система управления скважиной для добычи углеводородов |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB9K | Licence granted or registered (utility model) |
Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20191107 Effective date: 20191107 |