RU2293842C2 - Скважинная система и способ обработки подземного пласта - Google Patents
Скважинная система и способ обработки подземного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2293842C2 RU2293842C2 RU2005101143/03A RU2005101143A RU2293842C2 RU 2293842 C2 RU2293842 C2 RU 2293842C2 RU 2005101143/03 A RU2005101143/03 A RU 2005101143/03A RU 2005101143 A RU2005101143 A RU 2005101143A RU 2293842 C2 RU2293842 C2 RU 2293842C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- fluid
- pipe system
- bypass
- pipe
- completion
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Изобретение относится к области обработки подземных пластов. Обеспечивает повышение эффективности обработки подземных пластов. Скважинная система содержит оборудование для заканчивания, расположенное в стволе скважины для нагнетания добываемой текучей среды, систему труб, соединенную с оборудованием для заканчивания, обходное устройство, соединенное с системой труб для перемещения жидкости для обработки скважины мимо оборудования для заканчивания, и отводной клапан. Последний расположен во взаимодействии с системой труб и обходным устройством для избирательного направления потока жидкости для обработки скважины через систему труб к обходному устройству или потока добываемой текучей среды из оборудования для заканчивания через систему труб. Согласно способу размещают отводной клапан в системе труб для подачи текучей среды. Соединяют канал для прохода жидкости для обработки с системой труб. Отводной клапан используют для блокирования потока в системе труб при одновременном обеспечении прохождения потока по каналу для прохода жидкости для обработки. Система для нагнетания текучей среды в стволе скважины с оборудованием для заканчивания, развернутом в стволе скважины на системе труб, содержит отводной клапан, управляемый для обеспечения возможности прохода потока добываемой текучей среды через систему труб, и обходной канал, сообщающийся по текучей среде с отводным клапаном для изоляции оборудования для заканчивания от жидкости для обработки скважины, вводимой через отводной клапан. 3 н. и 19 з.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Настоящее изобретение относится к скважинным системам и способу обработки подземного пласта.
Во множестве подземных сред, таких как окружающие скважину среды, скважинное оборудование для заканчивания используется для того, чтобы способствовать добыче текучих сред. Например, оборудование для заканчивания скважин часто используется при добыче таких текучих сред, как нефть, вода и газ. Оборудование для заканчивания скважин размещено в стволе скважины, и текучие среды выкачиваются или иным образом подаются к заданному месту.
Обработку скважин иногда используют до, во время или после добычи текучих сред для воздействия на характеристики скважины. Например, обработка скважины может включать воздействие на скважину, при котором жидкости закачивают в скважину для воздействия на подземные пласты. Вследствие коррозионных и/или эрозионных свойств некоторых из этих жидкостей, предназначенных для воздействия на пласт, оборудование для заканчивания скважин может быть повреждено, если оно не удалено перед обработкой.
В целом в соответствии с настоящим изобретением предложена система и способ, предназначенные для того, чтобы способствовать обработке подземных пластов. Данный подход предполагает использование отводного устройства и байпасного устройства для направления жидкостей для обработки вокруг компонентов оборудования для заканчивания скважин, когда жидкости для обработки подаются к заданной зоне пласта. Таким образом, оборудование для заканчивания скважин может оставаться в стволе скважины во время возбуждения или другой обработки подземных пластов, и при этом не будут возникать повреждения, вызванные жидкостями для обработки.
Согласно изобретению создана скважинная система, содержащая оборудование для заканчивания, расположенное в стволе скважины для нагнетания добываемой текучей среды, систему труб, соединенную с оборудованием для заканчивания, обходное устройство, соединенное с системой труб для перемещения жидкости для обработки скважины мимо оборудования для заканчивания, и отводной клапан, расположенный во взаимодействии с системой труб и с обходным устройством для избирательного направления потока жидкости для обработки скважины через систему труб к обходному устройству или потока добываемой текучей среды из оборудования для заканчивания через систему труб.
Оборудование для заканчивания может представлять собой электрическую погружную насосную систему.
Система труб может представлять собой насосно-компрессорную колонну.
Обходное устройство может содержать канал, направляющий текучую среду мимо оборудования для заканчивания. Канал может представлять собой трубу.
Отводной клапан может представлять собой откидной клапан.
Отводной клапан может быть выполнен с возможностью перемещения между первым положением, обеспечивающим блокирование потока через систему труб, и вторым положением, обеспечивающим блокирование потока через обходное устройство.
Скважинная система может дополнительно содержать пакер, в которой обходное устройство соединено с системой труб в месте, находящемся ниже пакера.
Согласно изобретению создан также способ обработки подземного пласта, включающий следующие операции:
размещение отводного клапана в системе труб для подачи текучей среды;
обеспечение соединения канала для прохода жидкости для обработки с системой труб;
использование отводного клапана для блокирования потока в системе труб при одновременном обеспечении возможности прохождения потока по каналу для прохода жидкости для обработки.
Способ может дополнительно включать закачивание жидкости для обработки по части системы труб и затем по каналу для прохода жидкости для обработки.
Способ может дополнительно включать соединение оборудования для заканчивания с системой труб.
Способ может дополнительно включать приведение в действие отводного клапана для устранения преграды в системе труб и для блокирования потока по каналу для прохода жидкости для обработки.
Способ может дополнительно включать подачу текучей среды вверх из оборудования для заканчивания через систему труб и мимо клапана для отвода.
Оборудование для заканчивания с системой труб может включать соединение электрической погружной насосной системы с системой труб.
Приведение отводного клапана в действие может включать перемещение его створки из положения, обеспечивающего закрытие системы труб, в положение, обеспечивающее закрытие канала для прохода жидкости для обработки.
Обеспечение соединения канала для прохода жидкости для обработки с системой труб может включать соединение обходной трубы с системой труб для направления жидкости для обработки мимо оборудования для заканчивания.
Согласно изобретению создана система для нагнетания текучей среды в ствол скважины с оборудованием для заканчивания, развернутом в стволе скважины на системе труб, содержащая отводной клапан, управляемый для обеспечения возможности прохода потока добываемой текучей среды через систему труб, и обходной канал, сообщающийся по текучей среде с отводным клапаном для изоляции оборудования для заканчивания от жидкости для обработки скважины, вводимой через отводной клапан.
Отводной клапан может быть прикреплен к системе труб.
Система может дополнительно включать пакер, через который проходит система труб.
Система может дополнительно включать оборудование для заканчивания, имеющее погружной насос, приводимый в действие посредством погружного электродвигателя.
Отводной клапан может содержать створку, выполненную с возможностью перемещения для избирательного закрытия колонны труб и обходного канала.
Обходной канал может представлять собой трубу, проходящую от отводного клапана до положения за противоположным концом оборудования для заканчивания.
Варианты осуществления изобретения будут описаны ниже со ссылкой на сопровождающие чертежи, на которых изображено следующее:
фиг.1 представляет схематический вид системы для добычи текучей среды и обработки подземного пласта в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.2 представляет поперечное сечение вдоль линии 2-2 на фиг.1;
фиг.3 представляет схематический вид, аналогичный фиг.1, с системой, предназначенной для добычи текучей среды, в соответствии с вариантом осуществления настоящего изобретения;
фиг.4 представляет схематический вид альтернативного варианта осуществления системы, проиллюстрированной на фиг.1;
фиг.5 представляет вид, аналогичный виду по фиг.4, с системой, предназначенной для обработки скважины.
В нижеприведенном описании многочисленные детали приведены для обеспечения понимания настоящего изобретения. Тем не менее, обычным специалистам в данной области техники будет понятно, что настоящее изобретение может быть реализовано на практике без этих деталей и что могут быть возможными многочисленные варианты или модификации описанных вариантов осуществления.
Настоящее изобретение в целом относится к системе и способу для обработки скважин. Система и способ придают совместимость множеству разного скважинного оборудования для заканчивания и систем для обработки скважин. Тем не менее, системы и способы по настоящему изобретению не ограничены использованием их в определенных применениях, которые описаны здесь.
На фиг.1 показана система 20 согласно варианту осуществления настоящего изобретения. Система 20 расположена в подземной формации, такой как подземный (подповерхностный) пласт 22, в настоящее время или в прошлом содержащий текучие среды, например нефть, воду и/или газ. В пласте 22 образован ствол 24 скважины, как правило, посредством бурения. Ствол 24 скважины может быть обсажен обсадной колонной 26, имеющей перфорационные отверстия 28. Перфорационные отверстия 28 обеспечивают канал для прохода текучей среды из пласта 22 в ствол 24 скважины или для прохода жидкостей для обработки из ствола 24 скважины в пласт 22.
Система 20 содержит оборудование 30 для заканчивания, развернутое в заданном месте в стволе 24 скважины посредством системы 32 для развертывания. Система 32 для развертывания может представлять собой систему 34 труб, такую как эксплуатационная насосно-компрессорная колонна или гибкий трубопровод. Система 34 труб образует внутренний проточный канал 36, по которому текучие среды могут быть направлены к оборудованию 30 для заканчивания скважины или от него.
Несмотря на то, что оборудование 30 для заканчивания может иметь множество конфигураций, одним примером является электрическая погружная насосная система 38, используемая для добычи текучих сред из пласта 22 по насосно-компрессорной колонне 34 к заданному месту сбора. Электрическая погружная насосная система 38 может быть создана с множеством компонентов и схем расположения компонентов, зависящих от конкретного применения. Тем не менее, в качестве примера электрическая погружная насосная система может содержать насос 40, всасывающий элемент 42 насоса, электродвигатель 44 и протектор 44 для электродвигателя. Электродвигатель 44 снабжает энергией насос 40, который всасывает текучую среду из ствола 24 скважины через всасывающий элемент 42 насоса. По мере выкачивания текучей среды дополнительная текучая среда из пласта 22 поступает в ствол 24 скважины через перфорационные отверстия 28. Электрическая энергия может быть подана к электродвигателю 44 посредством соответствующего силового кабеля 47.
Система 20 также включает систему 48 для обработки скважины. В системе 48 для обработки используется отводной клапан 50 и обходное устройство 52 для направления жидкости в определенную зону ствола скважины. Например, обходное устройство 52 может быть использовано для направления жидкостей для обработки мимо оборудования 30 для заканчивания. Обходное устройство 52 образует проточный канал 54, который может быть расположен внутри трубопровода 56. Трубопровод 56 может быть выполнен в виде кожуха или трубы, такой как проиллюстрированная на фиг.1-3. Трубопровод 56 проходит от клапана 50 для отвода до выпускного отверстия 58. В проиллюстрированном варианте осуществления отводной клапан 50 расположен в насосно-компрессорной колонне 34 над оборудованием 30 для заканчивания или с задней по ходу стороны оборудования 30 для заканчивания, и выпускное отверстие 58 расположено под оборудованием 30 для заканчивания или с передней по ходу стороны оборудования 30 для заканчивания. Таким образом, потенциально коррозионные или эрозионные жидкости для обработки скважин могут быть направлены мимо оборудования 30 для заканчивания по трубопроводу 56 для избежания нежелательного контакта между жидкостью для обработки скважины и оборудованием для заканчивания.
Как показано на фиг.1, трубопровод 56 может быть расположен между оборудованием 30 для заканчивания и обсадной колонной 26. Повышенная степень рационального использования пространства ствола скважины может быть достигнута за счет размещения трубопровода 56 рядом с наружной поверхностью оборудования 30 для заканчивания, как проиллюстрировано на фиг.2. Кроме того, форма поперечного сечения трубопровода 56 может быть удлиненной и/или "обернутой" вокруг наружной поверхности оборудования 30 для заканчивания для дополнительного уменьшения кольцевого пространства, необходимого для обходного устройства 52 (фиг.2).
Отводной клапан 50 может содержать множество типов клапанов в зависимости от конкретного применения и расчетных параметров. Например, отводной клапан 50 может быть выполнен в виде шарового клапана или откидного клапана. Отводной клапан 50 выполнен с возможностью регулирования между, по меньшей мере, двумя положениями, которые попеременно обеспечивают возможность направления нисходящего потока жидкостей для обработки скважин по насосно-компрессорной колонне 34 и через обходное устройство 52, как проиллюстрировано на фиг.1 и восходящего потока текучих сред, подаваемого с помощью оборудования 30 для заканчивания по насосно-компрессорной колонне 34, как проиллюстрировано на фиг.3.
На фиг.1 отводной клапан 50 проиллюстрирован в первом положении 60, в котором обеспечено блокирование прохода жидкостей, проходящих вниз по насосно-компрессорной колонне 34, к оборудованию 30 для заканчивания, что не позволяет им достичь данного оборудования. Вместо этого жидкости для обработки скважины отводятся в трубопровод 56 и направляются мимо оборудования 30 для заканчивания. Жидкости для обработки скважины выпускаются из обходного устройства 52 в выпускном отверстии 58 для выполнения заданной обработки скважины. Например, жидкости, предназначенные для возбуждения скважины, могут быть направлены через обходное устройство 52 и в ствол 24 скважины вблизи перфорационных отверстий 28 для того, чтобы способствовать поступлению жидкости для возбуждения из ствола 24 скважины в пласт 22.
На фиг.3 отводной клапан 50 проиллюстрирован во втором положении 62, при котором обеспечено блокирование поступления в обходное устройство 52 текучих сред, проходящих вверх по системе 34 труб от оборудования 30 для заканчивания. Таким образом, скважинные текучие среды, которые скапливаются в стволе 24 скважины, легко подаются к заданному месту сбора без помех со стороны обходного устройства 52.
Приведение в действие отводного клапана 50 может быть выполнено множеством способов, зависящих от конструкции и применения клапана. Например, отводной клапан 50 может представлять собой простой откидной клапан, имеющий створку, которая перемещается между первым положением 60 и вторым положением 62 под действием потока текучей среды. Другими словами, нисходящий поток жидкости для обработки скважины в насосно-компрессорной колонне 34 может быть использован для перемещения отводного клапана 50 в первое положение 60, в котором блокируется поток к оборудованию 30 для заканчивания по насосно-компрессорной колонне 34 (фиг.1). Аналогичным образом, восходящий поток текучей среды, подаваемой оборудованием 30 для заканчивания по насосно-компрессорной колонне 34, может быть использован для перемещения клапана в его второе положение 62, в котором поток к обходному устройству 52 заблокирован (фиг.3). Альтернативно, управление отводным клапаном 50 может осуществляться посредством входных сигналов, принимаемых посредством линии 64 (передачи сигналов) управления. Линия 64 управления может быть использована для обеспечения, например, гидравлических или электрических входных сигналов, которые приводят отводной клапан 50 в действие между, по меньшей мере, первым положением 60 и вторым положением 62.
Альтернативный вариант осуществления системы 20 проиллюстрирован на фиг.4 и 5. В этом варианте осуществления оборудование 30 для заканчивания дополнительно включает один или несколько пакеров 66, используемых для разделения ствола скважины на зоны. Например, в проиллюстрированном варианте осуществления один пакер 66 используется для разделения ствола 24 скважины на верхнюю зону 68 и нижнюю зону 70. В этом варианте осуществления электрическая погружная насосная система 38 расположена в нижней зоне 70 и может быть приведена в действие для вытеснения текучих сред из нижней зоны по каналу 72 в пакере 66 через посредство насосно-компрессорной колонны 34, как проиллюстрировано на фиг.4. Кроме того, жидкости для обработки скважины могут быть закачаны вниз через пакер 66, по каналу 72 и насосно-компрессорной колонне 34 и в обходное устройство 52, как проиллюстрировано на фиг.5. Альтернативно, пакер 66 может быть выполнен с вспомогательным каналом 74 для обеспечения возможности прохода жидкостей для возбуждения скважины через пакер 66, как проиллюстрировано пунктирными линиями на фиг.5. В данном последнем варианте осуществления отводной клапан 50 размещен со стороны пакера 66, противоположной той стороне, с которой размещена электрическая погружная насосная система 38.
Несмотря на то, что только несколько вариантов осуществления настоящего изобретения были описаны подробно выше, обычные специалисты в данной области техники легко поймут, что возможны многие модификации, которые по существу не отклоняются от идей данного изобретения. Соответственно, предусмотрено, что такие модификации включены в объем данного изобретения, определенный в формуле изобретения.
Claims (22)
1. Скважинная система, содержащая оборудование для заканчивания, расположенное в стволе скважины для нагнетания добываемой текучей среды, систему труб, соединенную с оборудованием для заканчивания, обходное устройство, соединенное с системой труб для перемещения жидкости для обработки скважины мимо оборудования для заканчивания, и отводной клапан, расположенный во взаимодействии с системой труб и с обходным устройством для избирательного направления потока жидкости для обработки скважины через систему труб к обходному устройству или потока добываемой текучей среды из оборудования для заканчивания через систему труб.
2. Скважинная система по п.1, в которой оборудование для заканчивания представляет собой электрическую погружную насосную систему.
3. Скважинная система по п.1, в которой система труб представляет собой насосно-компрессорную колонну.
4. Скважинная система по п.1, в которой обходное устройство содержит канал, направляющий текучую среду мимо оборудования для заканчивания.
5. Скважинная система по п.4, в которой канал представляет собой трубу.
6. Скважинная система по п.1, в которой отводной клапан представляет собой откидной клапан.
7. Скважинная система по п.1, в которой отводной клапан выполнен с возможностью перемещения между первым положением, обеспечивающим блокирование потока через систему труб, и вторым положением, обеспечивающим блокирование потока через обходное устройство.
8. Скважинная система по п.1, дополнительно содержащая пакер, в которой обходное устройство соединено с системой труб в месте, находящемся ниже пакера.
9. Способ обработки подземного пласта, включающий следующие операции: размещение отводного клапана в системе труб для подачи текучей среды; обеспечение соединения канала для прохода жидкости для обработки с системой труб; использование отводного клапана для блокирования потока в системе труб при одновременном обеспечении прохождения потока по каналу для прохода жидкости для обработки.
10. Способ по п.9, дополнительно включающий закачивание жидкости для обработки по части системы труб и затем по каналу для прохода жидкости для обработки.
11. Способ по п.9, дополнительно включающий соединение оборудования для заканчивания с системой труб.
12. Способ по п.11, дополнительно включающий приведение в действие отводного клапана для устранения преграды в системе труб и для блокирования потока по каналу для прохода жидкости для обработки.
13. Способ по п.12, дополнительно включающий подачу текучей среды вверх из оборудования для заканчивания через систему труб и мимо клапана для отвода.
14. Способ по п.11, в котором соединение оборудования для заканчивания с системой труб включает соединение электрической погружной насосной системы с системой труб.
15. Способ по п.12, в котором приведение в действие отводного клапана включает перемещение его створки из положения, обеспечивающего закрытие системы труб, в положение, обеспечивающее закрытие канала для прохода жидкости для обработки.
16. Способ по п.11, в котором обеспечение соединения канала для прохода жидкости для обработки с системой труб включает соединение обходной трубы с системой труб для направления жидкости для обработки мимо оборудования для заканчивания.
17. Система для нагнетания текучей среды в стволе скважины с оборудованием для заканчивания, развернутом в стволе скважины на системе труб, содержащая отводной клапан, управляемый для обеспечения возможности прохода потока добываемой текучей среды через систему труб, и обходной канал, сообщающийся по текучей среде с отводным клапаном для изоляции оборудования для заканчивания от жидкости для обработки скважины, вводимой через отводной клапан.
18. Система по п.17, в которой отводной клапан прикреплен к системе труб.
19. Система по п.18, дополнительно включающая пакер, через который проходит система труб.
20. Система по п.17, дополнительно включающая оборудование для заканчивания, имеющее погружной насос, приводимый в действие посредством погружного электродвигателя.
21. Система по п.18, в которой отводной клапан содержит створку, выполненную с возможностью перемещения для избирательного закрытия колонны труб и обходного канала.
22. Система по п.20, в которой обходной канал представляет собой трубу, проходящую от отводного клапана до положения за противоположным концом оборудования для заканчивания.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US10/760,332 | 2004-01-20 | ||
| US10/760,332 US7055606B2 (en) | 2004-01-20 | 2004-01-20 | System and method for treating wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2005101143A RU2005101143A (ru) | 2006-07-10 |
| RU2293842C2 true RU2293842C2 (ru) | 2007-02-20 |
Family
ID=34749974
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005101143/03A RU2293842C2 (ru) | 2004-01-20 | 2005-01-19 | Скважинная система и способ обработки подземного пласта |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7055606B2 (ru) |
| RU (1) | RU2293842C2 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491415C2 (ru) * | 2011-04-29 | 2013-08-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8196663B2 (en) * | 2008-03-25 | 2012-06-12 | Baker Hughes Incorporated | Dead string completion assembly with injection system and methods |
| US20100131856A1 (en) * | 2008-11-26 | 2010-05-27 | Brian Joseph Kalbfleisch | Personalized, Online, Scientific Interface |
| US8215407B2 (en) * | 2009-07-22 | 2012-07-10 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus for fluidizing formation fines settling in production well |
| US8316942B2 (en) * | 2009-07-31 | 2012-11-27 | Baker Hughes Incorporated | ESP for perforated sumps in horizontal well applications |
| US9464505B2 (en) | 2012-06-08 | 2016-10-11 | Schlumberger Technology Corporation | Flow control system with variable staged adjustable triggering device |
| WO2016111689A1 (en) * | 2015-01-08 | 2016-07-14 | Schlumberger Canada Limited | Fluid conduit and electric submersible pump system |
Family Cites Families (15)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US2980184A (en) * | 1958-09-22 | 1961-04-18 | Shell Oil Co | Method and apparatus for producing wells |
| US3765484A (en) * | 1972-06-02 | 1973-10-16 | Shell Oil Co | Method and apparatus for treating selected reservoir portions |
| US4267888A (en) * | 1979-11-15 | 1981-05-19 | Mortimer Singer | Method and apparatus for positioning a treating liquid at the bottom of a well |
| US4453597A (en) * | 1982-02-16 | 1984-06-12 | Fmc Corporation | Stimulation of hydrocarbon flow from a geological formation |
| US4450907A (en) * | 1982-07-19 | 1984-05-29 | Halliburton Company | Cleaning system for packer removal |
| USRE32866E (en) * | 1984-03-20 | 1989-02-14 | Chevron Research Company | Method and apparatus for distributing fluids within a subterranean wellbore |
| US4934460A (en) * | 1989-04-28 | 1990-06-19 | Baker Hughes Incorporated | Pressure compensating apparatus and method for chemical treatment of subterranean well bores |
| US5000264A (en) * | 1990-02-26 | 1991-03-19 | Marathon Oil Company | Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation |
| US5117913A (en) * | 1990-09-27 | 1992-06-02 | Dresser Industries Inc. | Chemical injection system for downhole treating |
| US5845709A (en) * | 1996-01-16 | 1998-12-08 | Baker Hughes Incorporated | Recirculating pump for electrical submersible pump system |
| US6260627B1 (en) * | 1999-11-22 | 2001-07-17 | Camco International, Inc. | System and method for improving fluid dynamics of fluid produced from a well |
| US6502634B1 (en) * | 2000-03-17 | 2003-01-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Interface monitoring placement system |
| US6508308B1 (en) * | 2000-09-26 | 2003-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Progressive production methods and system |
| US6729410B2 (en) * | 2002-02-26 | 2004-05-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multiple tube structure |
| CA2404315A1 (en) * | 2002-09-20 | 2004-03-20 | Dean Edward Moan | Well servicing apparatus and method |
-
2004
- 2004-01-20 US US10/760,332 patent/US7055606B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2005
- 2005-01-19 RU RU2005101143/03A patent/RU2293842C2/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2491415C2 (ru) * | 2011-04-29 | 2013-08-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US20050155764A1 (en) | 2005-07-21 |
| US7055606B2 (en) | 2006-06-06 |
| RU2005101143A (ru) | 2006-07-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11920445B2 (en) | Well injection and production methods, apparatus and systems | |
| US7896079B2 (en) | System and method for injection into a well zone | |
| US11299969B2 (en) | By-pass system and method for inverted ESP completion | |
| US7487838B2 (en) | Inverted electrical submersible pump completion to maintain fluid segregation and ensure motor cooling in dual-stream well | |
| US7331388B2 (en) | Horizontal single trip system with rotating jetting tool | |
| RU2293842C2 (ru) | Скважинная система и способ обработки подземного пласта | |
| CA2412144C (en) | Isolation container for a downhole electric pump | |
| US8312925B2 (en) | Bottom hole assembly for wellbore operations | |
| BRPI0501757B1 (pt) | sistema de elevação de fluido por meio de gás pressurizado como reserva de uma bomba elétrica submersível e método para tal | |
| US10697272B2 (en) | Well cleanout system | |
| US10830010B2 (en) | Ball activated treatment and production system including injection system | |
| US10214993B2 (en) | Straddle frac tool with pump through feature apparatus and method | |
| CA2962579A1 (en) | Concentric coil tubing deployment for hydraulic fracture application | |
| EP3612713B1 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
| WO2003042496A1 (en) | Method for diverting treatment fluid into a low permeability zone of a formation | |
| AU2014318246B2 (en) | Flow-activated flow control device and method of using same in wellbores |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080120 |