RU2006119925A - Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды - Google Patents
Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды Download PDFInfo
- Publication number
- RU2006119925A RU2006119925A RU2006119925/03A RU2006119925A RU2006119925A RU 2006119925 A RU2006119925 A RU 2006119925A RU 2006119925/03 A RU2006119925/03 A RU 2006119925/03A RU 2006119925 A RU2006119925 A RU 2006119925A RU 2006119925 A RU2006119925 A RU 2006119925A
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- safety valve
- valve
- processing medium
- supplying
- pipeline
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract 15
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims 13
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 7
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 2
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 claims 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims 1
- 239000006260 foam Substances 0.000 claims 1
- 238000005187 foaming Methods 0.000 claims 1
- 239000004088 foaming agent Substances 0.000 claims 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 claims 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 claims 1
- 239000007790 solid phase Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 abstract 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 abstract 7
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
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
- E21B34/105—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole retrievable, e.g. wire line retrievable, i.e. with an element which can be landed into a landing-nipple provided with a passage for control fluid
-
- 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
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/02—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 in situ inhibition of corrosion in 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
- 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
- E21B43/13—Lifting well fluids specially adapted to dewatering of wells of gas producing reservoirs, e.g. methane producing coal beds
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Nozzles (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
Claims (19)
1. Способ закачивания обрабатывающей текучей среды в скважину, снабженную управляемым с поверхности скважины погружным предохранительным клапаном, который управляется посредством изменения давления обрабатывающей текучей среды в трубопроводе управления указанным клапаном, проходящем от предохранительного клапана к устью скважины, при этом предложенный способ включает в себя закачивание в скважину обрабатывающей среды, проходящей через трубопровод управления предохранительным клапаном к отверстию, предназначенному для выпуска обрабатывающей среды в скважину, при этом в скважине установлен трубопровод для подачи обрабатывающей среды, который подсоединен к трубопроводу управления предохранительным клапаном и содержит, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды и один обратный клапан, который препятствует поступлению пластовых сред от каждого отверстия для подачи обрабатывающей среды через трубопровод подачи обрабатывающей среды в трубопровод управления предохранительным клапаном, при этом трубопровод подачи обрабатывающей среды расположен на участке скважины ниже предохранительного клапана так, что, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды расположено ниже предохранительного клапана.
2. Способ по п.1, в котором, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды расположено значительно ниже предохранительного клапана.
3. Способ по п.1 или 2, в котором трубопровод подачи обрабатывающей среды проходит вниз от предохранительного клапана так, что, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды расположено, по меньшей мере, на 100 м ниже предохранительного клапана.
4. Способ по п.1 или 2, в котором предохранительный клапан установлен в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне скважины, в частности, газовой скважины, при этом трубопровод подачи обрабатывающей среды проходит внутри насосно-компрессорной колонны, при желании, через насосно-компрессорную колонну, в зону притока пластовых сред в скважину.
5. Способ по п.1 или 2, в котором обрабатывающая среда включает пенообразующее вещество.
6. Способ по п.5, в котором трубопровод для инжектирования обрабатывающей среды проходит через насосно-компрессорную колонну ниже предохранительного клапана, при необходимости в зону притока пластовой среды скважины, а пенообразующее вещество включает в себя поверхностно-активное вещество, которое закачивают в жидкой фазе с прохождением через трубопровод управления предохранительным клапаном и трубопровод для подачи обрабатывающей среды, и которое генерирует пену при его смешивании в насосно-компрессорной колонне с водными компонентами добываемого природного газа.
7. Способ по п.1 или 2, в котором трубопровод управления предохранительным клапаном содержит протяженный верхний участок трубопровода управления указанным клапаном, который проходит через кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорной колонной и обсадной трубой от устья до отверстия в насосно-компрессорной колонне, и короткий нижний участок трубопровода управления упомянутым клапаном, который проходит через корпус предохранительного клапана и подсоединен к гидравлическому механизму управления работой предохранительного клапана, выполнение которого обеспечивает поддерживание предохранительного клапана в открытом положении, если разность давлений обрабатывающей среды в нижнем участке трубопровода управления предохранительным клапаном и скважинных сред при протекании обрабатывающей среды через предохранительный клапан превышает предварительно заданную пороговую величину разности давлений, и обеспечивает закрытие предохранительного клапана, если указанная разность давлений ниже предварительно заданной пороговой величины разности давлений.
8. Способ по п.7, в котором предохранительный клапан установлен внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны с возможностью извлечения, при этом трубопровод для подачи обрабатывающей среды содержит верхний участок, проходящий через корпус предохранительного клапана и соединенный с нижним участком трубопровода управления предохранительным клапаном, снабжен обратным клапаном и имеет протяженный гибкий нижний участок, проходящий от нижнего торца корпуса предохранительного клапана вниз через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
9. Способ по п.6, в котором обратный клапан выполнен с возможностью открытия, если перепад давления на обратном клапане превышает давление его срабатывания, которое значительно выше, чем пороговая величина давления, так, что если на нижнем участке трубопровода управления предохранительным клапаном поддерживается умеренное давление жидкости, и перепад давления на обратном клапане ниже пороговой величины давления, но давление обрабатывающей среды в указанном нижнем участке выше давления срабатывания, действующего снизу, то в этом случае предохранительный клапан открыт, а обратный клапан закрыт, при этом газ и/или сырая нефть транспортируется через скважину, но обрабатывающая среда не может закачиваться в скважину по трубопроводу подачи обрабатывающего состава; и если на нижнем участке трубопровода управления предохранительным клапаном поддерживается высокое давление обрабатывающей среды, и перепад давлений обрабатывающей среды на обратном клапане превышает давление его срабатывания, то предохранительный клапан и обратный клапан оба открыты, при этом газ транспортируется к поверхности, и обрабатывающую среду одновременно инжектируют в поток добытого газа через трубопровод для подачи обрабатывающей среды.
10. Способ по п.1 или 2, в котором обрабатывающая среда содержит химический реагент, предпочтительно металлалкил, который вступает в химическую реакцию со средой, находящейся в скважине с образованием продукта реакции, представляющего собой твердую фазу.
11. Система для подачи обрабатывающей среды в скважину, снабженную погружным предохранительным клапаном, управляемым с поверхности скважины, который управляется посредством изменения давления обрабатывающей среды в трубопроводе управления предохранительным клапаном, который проходит от указанного клапана к устью скважины, при этом предложенная система включает в себя трубопровод управления предохранительным клапаном и, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды, предназначенное для выпуска обрабатываемой среды в скважину; кроме того, предложенная система содержит трубопровод для подачи названной обрабатывающей среды в скважину, который подсоединен к трубопроводу управления предохранительным клапаном и содержит, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды и один обратный клапан, который препятствует поступлению пластовых сред от каждого отверстия для подачи обрабатывающей среды через трубопровод подачи обрабатывающей среды в трубопровод управления предохранительным клапаном, при этом трубопровод подачи обрабатывающей среды расположен на участке скважины ниже предохранительного клапана так, что, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды расположено ниже предохранительного клапана.
12. Система по п.11, в которой, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды расположено на значительном расстоянии ниже предохранительного клапана.
13. Система по п.11 или 12, в котором трубопровод подачи обрабатывающей среды проходит от предохранительного клапана вниз так, что, по меньшей мере, одно отверстие для подачи обрабатывающей среды расположено, по меньшей мере, на 100 м ниже предохранительного клапана.
14. Система по п.11, в которой предохранительный клапан установлен в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне газовой скважины, а трубопровод подачи обрабатывающей среды проходит в насосно-компрессорной колонне, при необходимости через насосно-компрессорную колонну в зону притока пластовых сред скважины.
15. Система по п.11, в которой трубопровод для подачи обрабатывающей среды проходит через насосно-компрессорную колонну на расстояние по меньшей мере 1000 м ниже места расположения предохранительного клапана.
16. Система по п.11, в которой трубопровод управления предохранительным клапаном содержит протяженный верхний участок трубопровода управления указанным клапаном, который проходит через кольцевое пространство, образованное между насосно-компрессорной колонной и обсадной трубой от устья до отверстия в насосно-компрессорной колонне, и короткий нижний участок трубопровода управления указанным клапаном, который проходит через корпус предохранительного клапана и подсоединен к гидравлическому механизму управления работой предохранительного клапана, выполнение которого обеспечивает поддерживание предохранительного клапана в открытом положении, если разность давлений обрабатывающей среды в нижнем участке трубопровода управления предохранительным клапаном и пластовых сред при протекании обрабатывающей среды через предохранительный клапан превышает предварительно заданную пороговую величину разности давлений, и обеспечивает закрытие предохранительного клапана, если указанная разность давлений ниже предварительно заданной пороговой величины разности давлений.
17. Система по п.11, в которой предохранительный клапан установлен внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны с возможностью извлечения, при этом трубопровод для подачи обрабатывающей среды содержит верхний участок, проходящий через корпус предохранительного клапана и соединенный с нижним участком трубопровода управления предохранительным клапаном, снабжен обратным клапаном и имеет протяженный гибкий нижний участок, проходящий от нижнего торца корпуса предохранительного клапана вниз через эксплуатационную насосно-компрессорную колонну.
18. Система по п.17, в которой протяженный нижний гибкий участок трубопровода для подачи обрабатывающей среды выполнен с отверстиями, которые распределены на заданном расстоянии друг от друга по длине указанного гибкого нижнего участка, и снабжен средствами придания устойчивости и раздвижными средствами захвата, которые выполнены с возможностью расширения вплоть до внутренней поверхности насосно-компрессорной колонны и служат для поддерживания гибкого нижнего участка трубопровода подачи обрабатывающей среды на участке насосно-компрессорной колонны ниже предохранительного клапана, по существу, в вытянутом положении.
19. Система по п.11, в которой предохранительный клапан представляет собой откидной клапан.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EP03104119.7 | 2003-11-07 | ||
| EP03104119 | 2003-11-07 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2006119925A true RU2006119925A (ru) | 2007-12-27 |
| RU2350738C2 RU2350738C2 (ru) | 2009-03-27 |
Family
ID=34560207
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006119925/03A RU2350738C2 (ru) | 2003-11-07 | 2004-11-05 | Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды |
Country Status (12)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7198099B2 (ru) |
| EP (1) | EP1689971B1 (ru) |
| CN (1) | CN100545414C (ru) |
| AT (1) | ATE363016T1 (ru) |
| AU (1) | AU2004287977B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0416256A (ru) |
| CA (1) | CA2544594C (ru) |
| DE (1) | DE602004006643T2 (ru) |
| NO (1) | NO338476B1 (ru) |
| NZ (1) | NZ546934A (ru) |
| RU (1) | RU2350738C2 (ru) |
| WO (1) | WO2005045183A1 (ru) |
Families Citing this family (29)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CA2582469C (en) * | 2004-10-07 | 2009-10-06 | Bj Services Company | Downhole safety valve apparatus and method |
| US7861786B2 (en) * | 2004-12-22 | 2011-01-04 | Bj Services Company, U.S.A. | Method and apparatus for fluid bypass of a well tool |
| US8251147B2 (en) | 2005-06-08 | 2012-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for continuously injecting fluid in a wellbore while maintaining safety valve operation |
| DK1888873T3 (da) * | 2005-06-08 | 2014-01-27 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmåde og apparatur til kontinuerlig injektion af fluid i et borehul under opretholdelse af sikkerhedsventilfunktion |
| US7493956B2 (en) | 2006-03-16 | 2009-02-24 | Baker Hughes Incorporated | Subsurface safety valve with closure provided by the flowing medium |
| CA2655501C (en) * | 2006-06-23 | 2011-11-15 | Bj Services Company, U.S.A. | Wireline slip hanging bypass assembly and method |
| WO2008092100A2 (en) * | 2007-01-25 | 2008-07-31 | David Randolph Smith | Chemically enhanced gas-lift for oil and gas wells |
| US7708075B2 (en) * | 2007-10-26 | 2010-05-04 | Baker Hughes Incorporated | System and method for injecting a chemical downhole of a tubing retrievable capillary bypass safety valve |
| US7793727B2 (en) * | 2008-09-03 | 2010-09-14 | Baker Hughes Incorporated | Low rate gas injection system |
| US8162060B2 (en) * | 2008-10-22 | 2012-04-24 | Eagle Gas Lift, LLC. | Gas-lift valve and method of use |
| US8056637B2 (en) * | 2008-10-31 | 2011-11-15 | Chevron U.S.A. Inc. | Subsurface safety valve and method for chemical injection into a wellbore |
| US20110280739A1 (en) * | 2008-12-31 | 2011-11-17 | Lubbertus Lugtmeier | Method and system for pumping liquid from an offshore natural gas production well |
| US8186437B2 (en) * | 2009-01-29 | 2012-05-29 | Schlumberger Technology Corporation | Assembly for controlled delivery of downhole treatment fluid |
| GB2484692B (en) | 2010-10-20 | 2016-03-23 | Camcon Oil Ltd | Fluid injection device |
| US20120292044A1 (en) * | 2011-02-03 | 2012-11-22 | Patel Dinesh R | Telemetric chemical injection assembly |
| PL2729658T3 (pl) * | 2011-07-06 | 2018-03-30 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Układ i sposób do wtłaczania płynu roboczego do odwiertu i zawór wtłoczeniowy płynu roboczego |
| US9057255B2 (en) | 2011-10-11 | 2015-06-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual flow gas lift valve |
| PL2744973T3 (pl) | 2011-11-08 | 2016-02-29 | Shell Int Research | Zawór do szybu węglowodorowego, szyb węglowodorowy wyposażony w taki zawór i zastosowanie takiego zaworu |
| WO2013120837A1 (en) | 2012-02-14 | 2013-08-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for producing hydrocarbon gas from a wellbore and valve assembly |
| CN102747993B (zh) * | 2012-06-27 | 2015-01-28 | 中国石油大学(华东) | 一种液态起泡剂注入方法 |
| EP2920410B1 (en) * | 2012-11-15 | 2020-05-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole chemical injection system having a density barrier |
| US20140190692A1 (en) * | 2013-01-04 | 2014-07-10 | Independence Oilfield Chemicals | Production-treating chemicals added to polymer slurries used in treatment of oil and gas wells |
| US9388664B2 (en) * | 2013-06-27 | 2016-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Hydraulic system and method of actuating a plurality of tools |
| US9677377B2 (en) * | 2014-08-20 | 2017-06-13 | Baker Hughes Incorporated | Failsafe control system for a safety valve having a condition sensing and chemical injection feature |
| GB2535185B (en) * | 2015-02-11 | 2021-01-13 | Weatherford Uk Ltd | Valve assembly |
| GB2535186A (en) | 2015-02-11 | 2016-08-17 | Weatherford Uk Ltd | Wellbore injection system |
| US10526869B2 (en) | 2016-02-26 | 2020-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Downhole scale remediation above a downhole safety valve |
| EP3312380A1 (en) | 2016-10-24 | 2018-04-25 | Shell International Research Maatschappij B.V. | Method and system for injecting a treating fluid into a well below a safety valve |
| EP3775480A4 (en) | 2019-02-21 | 2021-10-27 | Abu Dhabi National Oil Company | DEVICE FOR EXPOSING A CLOGGED CONTROL LINE |
Family Cites Families (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4042033A (en) | 1976-10-01 | 1977-08-16 | Exxon Production Research Company | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
| US5083615A (en) * | 1990-01-26 | 1992-01-28 | The Board Of Supervisors Of Louisiana State University And Agricultural And Mechanical College | Aluminum alkyls used to create multiple fractures |
| CN2148821Y (zh) * | 1993-04-08 | 1993-12-08 | 北京市西城区新开通用试验厂 | 一种油井数控分采井口装置 |
| US5875852A (en) | 1997-02-04 | 1999-03-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and associated methods of producing a subterranean well |
| NO982609A (no) * | 1998-06-05 | 1999-09-06 | Triangle Equipment As | Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn |
| US6390199B1 (en) * | 1999-09-21 | 2002-05-21 | Shell Oil Company | Downhole safety valve |
| RU2002115865A (ru) * | 1999-11-16 | 2004-01-10 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхаппий Б.В. (NL) | Скважинная система, имеющая обратный клапан |
| CN1231654C (zh) * | 2003-02-17 | 2005-12-14 | 北京迪威尔石油天然气技术开发有限公司 | 无杆液压抽油系统及其驱动的液压抽油泵 |
| US8016035B2 (en) * | 2003-10-27 | 2011-09-13 | Baker Hughes Incorporated | Chemical injection check valve incorporated into a tubing retrievable safety valve |
-
2004
- 2004-11-05 AU AU2004287977A patent/AU2004287977B2/en active Active
- 2004-11-05 EP EP04804517A patent/EP1689971B1/en active Active
- 2004-11-05 WO PCT/EP2004/052829 patent/WO2005045183A1/en active IP Right Grant
- 2004-11-05 US US10/982,236 patent/US7198099B2/en active Active
- 2004-11-05 CN CNB2004800362666A patent/CN100545414C/zh active Active
- 2004-11-05 DE DE602004006643T patent/DE602004006643T2/de active Active
- 2004-11-05 NZ NZ546934A patent/NZ546934A/en unknown
- 2004-11-05 BR BRPI0416256-0A patent/BRPI0416256A/pt not_active Application Discontinuation
- 2004-11-05 CA CA2544594A patent/CA2544594C/en active Active
- 2004-11-05 RU RU2006119925/03A patent/RU2350738C2/ru active
- 2004-11-05 AT AT04804517T patent/ATE363016T1/de not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-06-06 NO NO20062593A patent/NO338476B1/no unknown
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20060021750A1 (en) | 2006-02-02 |
| US7198099B2 (en) | 2007-04-03 |
| NO338476B1 (no) | 2016-08-22 |
| CA2544594A1 (en) | 2005-05-19 |
| CA2544594C (en) | 2012-06-26 |
| WO2005045183A1 (en) | 2005-05-19 |
| AU2004287977B2 (en) | 2007-12-06 |
| AU2004287977A1 (en) | 2005-05-19 |
| ATE363016T1 (de) | 2007-06-15 |
| RU2350738C2 (ru) | 2009-03-27 |
| CN1890453A (zh) | 2007-01-03 |
| NZ546934A (en) | 2010-01-29 |
| DE602004006643T2 (de) | 2008-01-17 |
| NO20062593L (no) | 2006-08-07 |
| EP1689971A1 (en) | 2006-08-16 |
| DE602004006643D1 (de) | 2007-07-05 |
| CN100545414C (zh) | 2009-09-30 |
| EP1689971B1 (en) | 2007-05-23 |
| BRPI0416256A (pt) | 2007-01-09 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2006119925A (ru) | Способ и устройство для закачивания в скважину обрабатывающей текучей среды | |
| US7063161B2 (en) | Artificial lift with additional gas assist | |
| RU2196892C2 (ru) | Устройство и система (варианты) для увеличения добычи жидкости из подземных пластов | |
| RU2341654C2 (ru) | Способ и система циркуляции текучей среды в системе скважин | |
| US3053320A (en) | Fluid injection apparatus wells | |
| AU2010273768B2 (en) | System and method for intermittent gas lift | |
| WO2005080750A1 (en) | Method and actuator device | |
| US7793727B2 (en) | Low rate gas injection system | |
| US20090095467A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| CA2692663C (en) | Well jet device | |
| RU2273772C1 (ru) | Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве пласта | |
| RU2005101143A (ru) | Скважинная системаи и способ обработки подземного пласта | |
| RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2535765C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны скважины | |
| RU2229586C1 (ru) | Регулятор-отсекатель шарифова | |
| US20120073820A1 (en) | Chemical Injector for Wells | |
| RU2228433C2 (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| RU2485299C1 (ru) | Способ обработки призабойной зоны пласта и скважинная установка для его осуществления | |
| RU105938U1 (ru) | Устройство для закачки жидкости в скважину | |
| US6983802B2 (en) | Methods and apparatus for enhancing production from a hydrocarbons-producing well | |
| WO2008127148A1 (fr) | Installation de pompe à jets | |
| RU2473779C2 (ru) | Способ глушения фонтана флюида из скважины | |
| RU2737805C1 (ru) | Способ добычи нефти с высоким газовым фактором | |
| RU200087U1 (ru) | Устройство для защиты нефтяного пласта от поглощения жидкости и кольматации |