RU2309246C1 - Downhole machine - Google Patents
Downhole machine Download PDFInfo
- Publication number
- RU2309246C1 RU2309246C1 RU2006103037/03A RU2006103037A RU2309246C1 RU 2309246 C1 RU2309246 C1 RU 2309246C1 RU 2006103037/03 A RU2006103037/03 A RU 2006103037/03A RU 2006103037 A RU2006103037 A RU 2006103037A RU 2309246 C1 RU2309246 C1 RU 2309246C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pump
- well
- liner
- pipe string
- downhole
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов, а именно к устройствам одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной и может быть использовано для добычи углеводородов из скважины.The invention relates to the borehole development and operation of multi-layer hydrocarbon deposits, and in particular to devices for simultaneous and separate operation of several production facilities by one well and can be used for hydrocarbon production from a well.
В настоящее время, несмотря на то, что известно множество схем скважинных установок для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, ни одна из них не нашла широкого применения на нефтяных месторождениях, так как значительная доля многопластовых нефтяных месторождений уже полностью разбурена без учета технических параметров скважинных установок для одновременно-раздельной эксплуатации и много лет находится в разработке.Currently, despite the fact that there are many schemes of well installations for simultaneous and separate operation of several production facilities by one well, none of them has found wide application in oil fields, since a significant proportion of multilayer oil fields have already been completely drilled without taking into account technical parameters of downhole installations for simultaneous and separate operation and has been under development for many years.
Малые диаметры обсадных колонн (139-168 мм) и низкие пластовые давления не позволяют провести массовое внедрение одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, поскольку предполагают применение насосной эксплуатации. Внедрение на каждый пласт отдельного насоса по причине малого диаметра обсадной колонны и большого диаметра насосов оказалось невозможным, а использование одного насоса для выработки одновременно нескольких объектов через один лифт не нашло применения из-за бесконтрольной эксплуатации по причине отсутствия надежного учета продукции, добываемой из каждого эксплуатационного объекта в отдельности в режиме реального времени.The small diameters of the casing strings (139-168 mm) and low reservoir pressures do not allow the mass introduction of simultaneous and separate operation of several production facilities by one well, since they involve the use of pumping operation. The introduction of a separate pump for each layer due to the small diameter of the casing string and the large diameter of the pumps was not possible, and the use of one pump to generate several objects simultaneously through one elevator was not used due to uncontrolled operation due to the lack of reliable accounting of products extracted from each production object separately in real time.
Данная проблема связана с отсутствием надежного гидравлического и электрического канала связи между наземными и забойными регулирующими и контрольно-измерительными устройствами, расположенными под насосом в пределах эксплуатационных объектов. Гидравлический канал связи не работает из-за влияния насоса на его параметры, по причине наличия эмульсии-пены, газа, вибрации и т.д. Электрический канал связи (кабель) подводят только до приема насоса и поэтому он не охватывает связью скважинное пространство ниже насоса. Из-за высокой аварийности работ при подземном ремонте скважин не представляется возможным поочередно спустить вначале кабель до забойных регулирующих и контрольно-измерительных устройств, а затем насос, не повредив кабель.This problem is associated with the lack of a reliable hydraulic and electric communication channel between the ground and downhole control and measuring devices located under the pump within the operational facilities. The hydraulic communication channel does not work due to the influence of the pump on its parameters, due to the presence of emulsion-foam, gas, vibration, etc. An electric communication channel (cable) is only supplied before the pump is received and therefore it does not cover the borehole space below the pump. Due to the high accident rate during underground repair of wells, it is not possible to first lower the cable first to the bottomhole control and measuring devices, and then the pump without damaging the cable.
На данный момент ни одно техническое решение, описанное в литературе, по одновременно-раздельной эксплуатации нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной насосным способом для малых диаметров обсадных колонн не позволяет в режиме реального времени наладить надежную систему контроля и учета добываемой продукции.At the moment, not a single technical solution described in the literature on the simultaneous and separate operation of several production facilities by one well using the pumping method for small casing diameters does not allow real-time establishment of a reliable monitoring and accounting system for produced products.
Наиболее близким аналогом к предлагаемому изобретению является скважинная установка для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной, включающая колонну труб, разделенную пакерами на ступени, содержащие скважинные камеры, регулируемые штуцирующие устройства (штуцеры, клапаны, регуляторы), телескопические соединения, разъединитель колонны, электронасос с электропроводящим кабелем и забойное контрольно-регулирующее устройство (Мирзаджанзаде А.X., Аметов И.М., Хасаев A.M. и др. Технология и техника добычи нефти. М.: Недра 1986, с.186-197).The closest analogue to the present invention is a well installation for simultaneous and separate development of several production facilities by one well, including a pipe string, divided by packers into steps, containing well chambers, adjustable choking devices (fittings, valves, regulators), telescopic connections, a column disconnector, electric pump with an electrically conductive cable and a downhole control and regulating device (Mirzadzhanzade A.X., Ametov I.M., Khasaev AM et al. Technology and techn Single oil. M .: Nedra 1986 s.186-197).
Забойное контрольно-регулирующее устройство через кабель-канат крепится к нижней части насосной установки. Такие забойные контрольно-регулирующее устройства, установленные на насосе, испытывают значительные механические (вибрация) и тепловые нагрузки, возбуждаемые насосом, что приводит к преждевременному выходу их из строя и значительно снижает их ресурс работы. В этой скважинной установке невозможно разместить контрольно-регулирующие устройства с кабелем напротив каждого эксплуатационного объекта и, соответственно, нельзя произвести замер и регулирование параметров работы каждого объекта.The downhole control and control device is attached to the bottom of the pump unit via a cable rope. Such downhole control and regulating devices installed on the pump experience significant mechanical (vibration) and thermal loads excited by the pump, which leads to their premature failure and significantly reduces their service life. In this downhole installation, it is impossible to place control and control devices with a cable opposite each production facility and, accordingly, it is impossible to measure and adjust the operation parameters of each object.
Скважинная установка обладает низкой надежностью и эффективностью контроля и регулирования добычи из-за невозможности ведения достоверного учета отборов углеводородов через один лифт из двух и более эксплуатационных объектов.A downhole installation has low reliability and efficiency in monitoring and regulating production because of the impossibility of reliable accounting of hydrocarbon withdrawals through one elevator from two or more production facilities.
Задачей изобретения является повышение оптимизации добычи и работы скважины путем повышения эффективности проведения контрольно-измерительных исследований и регулирование параметров работы каждого объекта, обеспечение раздельного учета добываемой продукции через один лифт в режиме реального времени при эксплуатации двух и более объектов разработки.The objective of the invention is to improve the optimization of production and operation of the well by increasing the efficiency of the control and measurement studies and adjusting the parameters of each object, providing separate accounting of the produced products through one elevator in real time when operating two or more development objects.
Поставленная задача достигается тем, что скважинная установка, включающая колонну труб с насосом, образующую ступени для эксплуатации двух и более объектов разработки, каждая из которых включает пакер, регулируемое штуцирующее устройство и контрольно-измерительные приборы, снабжена хвостовиком, установленным под насосом и расположенным в колонне труб, образующей ступени, при этом контрольно-измерительные приборы размещены на хвостовике и распределены по его длине так, что их местоположение находится в пределах зоны расположения каждой ступени.The task is achieved in that the well installation, which includes a pipe string with a pump, forming steps for operating two or more development objects, each of which includes a packer, an adjustable choking device and instrumentation, is equipped with a shank installed under the pump and located in the column the pipes forming the steps, while the instrumentation is placed on the shank and distributed along its length so that their location is within the area of each th stage.
Хвостовик может быть выполнен в виде колонны труб и/или в виде штанг.The shank can be made in the form of a pipe string and / or in the form of rods.
Для повышения надежности скважинной установки могут быть выполнены следующие дополнительные технические решения.To increase the reliability of a well installation, the following additional technical solutions can be implemented.
В целях обеспечения захода хвостовика с контрольно-измерительными приборами в установленные ступени скважинной установки, в верхней части верхней ступени установлена воронка. Для центрирования хвостовика во время спуска и удержания его в центральной части полости труб, на хвостовике установлено, по меньшей мере, одно центрирующее устройство, например упругий фонарь, шар или полусфера.In order to ensure the entry of the liner with instrumentation into the installed stages of the well installation, a funnel is installed in the upper part of the upper stage. To center the shank during the descent and hold it in the central part of the pipe cavity, at least one centering device, for example, an elastic lamp, ball or hemisphere, is installed on the shank.
На хвостовике размещен, по крайней мере, один кабель, подсоединенный, по крайней мере, к одному контрольно-измерительному прибору.At least one cable is placed on the shank, connected to at least one instrumentation.
При работе на больших глубинах в нижней части скважинной установки для упора хвостовика могут быть установлены или стопорное кольцо, или упорная втулка, или ниппель, или глухая пробка.When working at great depths, either a retaining ring, or a thrust sleeve, or a nipple, or a blind plug can be installed in the lower part of the well installation to stop the liner.
Для увеличения надежности, сохранности и долговечности кабеля применяют кабель бронированный и/или грузонесущий, и/или одно/многожильный.To increase the reliability, safety and durability of the cable, an armored and / or load-carrying cable and / or single / multi-core cable are used.
В скважинной установке в качестве насоса используют электрический или штанговый глубинный насос. При этом в случае использования штангового глубинного насоса, с целью обеспечения притока в него флюида, между насосом и хвостовиком или на хвостовике устанавливают перфорированную трубу, или обратный клапан, или скважинную камеру с регулятором.In a well installation, an electric or sucker rod pump is used as a pump. In this case, in the case of using a sucker rod pump, in order to ensure the flow of fluid into it, a perforated pipe, or non-return valve, or a borehole chamber with a regulator is installed between the pump and the liner or liner.
Сущность предлагаемого изобретения заключается в том, что контрольно-измерительные приборы размещены внутри колонны труб, образующей ступени, на хвостовике и распределены на нем таким образом, что их местоположение находится в пределах зоны расположения каждой ступени установки. Такое размещение контрольно-измерительных приборов позволяет проводить раздельный учет параметров работы скважины отдельно по каждому эксплуатационному объекту в режиме реального времени, что позволяет оптимизировать работу скважины на многопластовом месторождении, повысить эффективность учета при разработке обводняющихся эксплуатационных объектов с низким пластовым давлением и высоким газовым фактором при насосных способах добычи нефти.The essence of the invention lies in the fact that the control and measuring devices are placed inside the pipe string forming the steps on the shank and are distributed on it in such a way that their location is within the area of each installation stage. Such placement of control and measuring devices allows for separate monitoring of well operation parameters separately for each production facility in real time, which allows to optimize well operation in a multilayer field, to improve metering efficiency when developing water-filled production facilities with low reservoir pressure and high gas factor at pumping oil production methods.
Кроме того, спуск контрольно-измерительных приборов ниже насоса на хвостовике позволяет пропустить к ним электропроводящий кабель через насос или по насосу и далее и закрепить его на хвостовике, защитив тем самым от возможных повреждений при спуско-подъемных операциях.In addition, the descent of the instrumentation below the pump on the shank allows you to run an electrically conductive cable to them through the pump or through the pump and further and fix it on the shank, thereby protecting against possible damage during tripping.
На фиг.1 представлена скважинная установка, оснащенная электронасосом, общий вид; на фиг.2 - установка, оснащенная штанговым насосом.Figure 1 presents the well installation, equipped with an electric pump, a General view; figure 2 - installation, equipped with a rod pump.
Скважинная установка состоит из колонны труб 1 с насосом 2 и колонны труб, образующей ступени, каждая из которых включает трубы 3, пакер 4, скважинную камеру 5. В установке размещены регулируемые штуцирующие устройства 6. К насосу 2 подсоединен хвостовик, выполненный в виде колонны труб 7 и/или в виде штанг 8. На хвостовике размещены контрольно-измерительные приборы 9. Через всю установку пропущен электропроводящий кабель 10 на контрольно-измерительные приборы 9. Скважинная установка включает телескопическое соединение 11, разъединитель колонны труб 12, гидравлический/электрический клапан 13, имеющий два положения регулировки "открыто" и "закрыто", центрирующее устройство, например упругий фонарь 14, воронку 15, токопроводящий кабель 16 к насосу 2 в случае использования ЭЦН, перфорированную трубу 17, расположенную на хвостовике, в случае использования ШГН. В нижнем конце скважинной установки установлено упорное устройство, например стопорное кольцо 18. Скважинная установка размещена в эксплуатационной колонне 19 с перфорацией 20. На поверхности размещен блок дистанционного управления 21.The downhole installation consists of a
Пример реализации.Implementation example.
После проведения перфорации 20 эксплуатационной колонны 19 подбирают оборудование для каждой ступени скважинной установки в отдельности: трубы 3, пакеры 4, скважинные камеры 5, регулируемые штуцирующие устройства 6, контрольно-измерительные приборы 9, электропроводящие кабели 10, разъединители 12, телескопические соединения 11 и другое оборудование с определенными техническими параметрами для каждого эксплуатационного объекта.After
При бригаде подземного ремонта скважин производят спуск подготовленного оборудования в следующем порядке. В основание нижней ступени устанавливают стопорное кольцо 18. Далее присоединяют посредством переводников и/или колонны труб 3 скважинную камеру 5 с регулируемым штуцирующим устройством 6. После того, как собрали нижнюю ступень скважинной установки, присоединяют к ней пакер 4, вместе с телескопическим соединением 11, которое позволяет при эксплуатации компенсировать возможные удлинения труб из-за постоянно меняющихся термобарических условий. Затем присоединяют разъединитель колонны труб 12. Далее аналогично нижней ступени устанавливают последовательно в том же порядке следующие ступени скважинной установки. В верхней части верхней ступени устанавливают воронку 15 с целью обеспечения последующего захода хвостовика с контрольно-измерительными приборами в установленные ступени скважинной установки. Спускают скважинную установку на требуемую глубину.When the team underground repair of wells produce prepared equipment in the following order. A
Затем собирают хвостовик из труб 7 и/или штанг 8, размещают на нем контрольно-измерительные приборы 9 с электропроводящим кабелем 10 и закрепляют их любым известным способом. Для легкого захода хвостовика внутрь ступеней, на нем устанавливают упругий фонарь 14. Хвостовик подсоединяют к насосу 2 с токоподводящим кабелем 16, в случае использования ЭЦН, и на колонне труб 1 последующим спуском устанавливают в скважине.Then collect the shank from the
При использовании насоса ШГН, между ним и хвостовиком или на хвостовике устанавливают перфорированную трубу 17.When using the pump SHGN, between it and the shank or on the shank install a
Посредством электропроводящего кабеля 10 соединяют контрольно-измерительные приборы 9 с блоком дистанционного управления 21, находящимся на дневной поверхности, и проверяют работоспособность контрольно-измерительных приборов.By means of an electrically
После монтажа скважинной установки и запуска насоса 2 производят регистрацию параметров работы каждого эксплуатационного объекта и скважины в целом. Например, с помощью контрольно-измерительных приборов 9, установленных на хвостовике напротив каждого эксплуатационного объекта, производят в режиме реального времени контрольные измерения дебита, температуры, давления, сопротивления, обводненности и других параметров скважины. При необходимости изменения производительности или других параметров скважины производят регулирование штуцирующими устройствами 6 и/или гидравлическими/электрическими клапанами 13, установленными в скважинных камерах 5, и работающих по типу «авторучки» от импульса давления с изменением диаметра штуцирующего устройства 6 или клапана 13 по типу «открыто-закрыто».After mounting the well installation and starting the
Осуществляют более точное регулирование штуцирующих устройств 6 и/или клапанов 13 по каждой ступени также в режиме «от ремонта к ремонту» на основе предыдущих результатов работы скважины в целом при очередном подземном ремонте. Так после подъема насоса 2 с хвостовиком, на котором закреплены электропроводящий кабель 10 и контрольно-измерительные приборы 9, например, расходомер, манометр, термометр, резистивиметр, влагомер и др., с помощью канатной техники проводят поочередный подбор штуцирующих устройств сверху вниз, снизу вверх или выборочно в зависимости от поставленных задач (снизить обводненность, увеличить/снизить отбор с определенного эксплуатационного объекта).Carry out more precise regulation of the
Для примера рассмотрим наиболее простой вариант регулирования приемистости двухступенчатой скважинной установки для двух объектов, которая должна добывать 120 м3/сут нефти. При этом нижний объект должен отдавать 80 м3/сут, а верхний эксплуатационный объект - 40 м3/сут нефти.As an example, we consider the simplest option for controlling the injectivity of a two-stage well installation for two objects, which should produce 120 m 3 / day of oil. In this case, the lower facility should give 80 m 3 / day, and the upper production facility - 40 m 3 / day of oil.
В скважинных камерах на каждую ступень были установлены штуцеры диаметром по 8 мм. В скважину был спущен и запущен в работу насос УЭЦН-125 с общим дебитом 120 м3/сут.In the well chambers, nozzles with a diameter of 8 mm were installed on each stage. A pump ESP-125 with a total flow rate of 120 m 3 / day was launched and put into operation.
Контрольно-измерительными приборами с автоматическим дистанционным управлением через электропроводящий кабель, например, геофизический бронированный кабель КГ-7-180, фиксируют на устье скважины изменение дебита жидкости в зависимости от изменения давления до полной отработки ресурса насоса УЭЦН-125. Можно отработать скважину в течение небольшого периода работы, не дожидаясь выхода насоса из строя, например, одного-трех месяцев достаточно, чтобы понять режим работы скважины. Из обоих объектов разработки в скважину поступало по данным контрольно-измерительных приборов по 60 м3/сут. По каждому объекту в режиме реального времени были замерены дебит, обводненность, газовый фактор, сопротивление и другие параметры. С помощью программного обеспечения рассчитали требуемый диаметр штуцеров для совместной эксплуатации объектов, позволяющий отбирать из нижнего малообводненного объекта 80 м3/сут, а из высокообводненного верхнего эксплуатационного объекта - 40 м3/сут. При очередном подземном ремонте скважины устанавливают требуемый диаметр штуцера в скважинные камеры на каждый объект (для нижнего объекта - штуцер диаметром 10 мм, для верхнего объекта - штуцер диаметром 6,5 мм) и продолжают одновременно-раздельную эксплуатацию нескольких эксплуатационных объектов одной скважиной в заданном технологическом режиме.Control and measuring instruments with automatic remote control via an electrically conductive cable, for example, a geophysical armored cable KG-7-180, record at the wellhead a change in the flow rate of the liquid depending on the pressure change until the pump runs out of the UETsN-125 pump. It is possible to drill a well for a short period of work without waiting for the pump to fail, for example, one to three months is enough to understand the mode of operation of the well. From both development objects, 60 m 3 / day according to the data of control and measuring instruments entered the well. For each object, the flow rate, water cut, gas factor, resistance, and other parameters were measured in real time. Using software, the required diameter of the nozzles for the joint operation of the facilities was calculated, which makes it possible to select 80 m 3 / day from the lower low-water object, and 40 m 3 / day from the high-water upper operational object. At the next underground repair of the well, the required nozzle diameter is installed in the well chambers for each object (for the lower object - a nozzle with a diameter of 10 mm, for the upper object - a nozzle with a diameter of 6.5 mm) and the simultaneous and separate operation of several production facilities with one well in a given technological mode.
При использовании гидравлического клапана, работающего в режиме «открыто-закрыто» от гидравлического импульса, можно более точно определить пределы регулирования дебита каждого из объектов, т.е. закрывают верхний объект, закрыв штуцирующим устройством с помощью гидравлического сигнала сообщение скважины с верхним эксплуатационным объектом, и определяют на разных режимах отбора его диапазон регулировки, а затем поочередно аналогично проводят исследование и для нижнего объекта. И также после последующего подземного ремонта проводят корректировку/замену штуцеров по каждому объекту разработки.When using a hydraulic valve operating in the "open-closed" mode from a hydraulic impulse, it is possible to more accurately determine the limits for controlling the flow rate of each of the objects, i.e. they close the upper object by closing the message of the well with the upper production object with a hydraulic device using a hydraulic signal and determine its adjustment range at different selection modes, and then the study for the lower object is carried out in the same way. And also after the subsequent underground repair, the fittings are adjusted / replaced for each development object.
Использование контрольно-измерительных приборов с дистанционным управлением на хвостовике насоса значительно повышает надежность работы и достоверность замера параметров каждой ступени и гарантирует вывод скважины на требуемый режим работы, позволяет быстро реагировать на изменение во времени параметров эксплуатационного объекта, уточнять их в режиме реального времени и корректировать работу регулируемых штуцирующих устройств. Данные по работе скважины за счет использования дистанционного блока управления контрольно-измерительными устройствами можно оперативно в режиме реального времени получать не только с устья скважины, но и с диспетчерского пункта/офиса.The use of instrumentation with remote control on the shank of the pump significantly increases the reliability and reliability of measuring the parameters of each stage and ensures the conclusion of the well to the desired operating mode, allows you to quickly respond to changes in time of the parameters of the production facility, refine them in real time and adjust the operation adjustable fittings. Well operation data through the use of a remote control unit for control and measuring devices can be promptly received in real time not only from the wellhead, but also from the control room / office.
Claims (8)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006103037/03A RU2309246C1 (en) | 2006-02-02 | 2006-02-02 | Downhole machine |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006103037/03A RU2309246C1 (en) | 2006-02-02 | 2006-02-02 | Downhole machine |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2309246C1 true RU2309246C1 (en) | 2007-10-27 |
Family
ID=38955772
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006103037/03A RU2309246C1 (en) | 2006-02-02 | 2006-02-02 | Downhole machine |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2309246C1 (en) |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102852467A (en) * | 2011-06-30 | 2013-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Separate zone production technical string capable of protecting oil reservoirs |
| CN103015951A (en) * | 2012-12-27 | 2013-04-03 | 阜新驰宇石油机械有限公司 | Layer-selected oil production processing pipe column |
| RU2488684C2 (en) * | 2011-10-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Packer plant with measuring instrument |
| RU2490450C2 (en) * | 2011-10-06 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of working intervals and sources of flooding in horizontal oil well |
| RU2506416C1 (en) * | 2011-08-23 | 2014-02-10 | Олег Марсович Гарипов | Downhole pump unit |
| CN104213846A (en) * | 2013-06-05 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cased hole completion multi-section-fractured horizontal well selective production pipe column and working method thereof |
| CN105422059A (en) * | 2015-12-31 | 2016-03-23 | 程强 | Separate layer oil production device |
-
2006
- 2006-02-02 RU RU2006103037/03A patent/RU2309246C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МИРЗАДЖАНЗАДЕ А.Х. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1986, с.186-197. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102852467A (en) * | 2011-06-30 | 2013-01-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | Separate zone production technical string capable of protecting oil reservoirs |
| RU2506416C1 (en) * | 2011-08-23 | 2014-02-10 | Олег Марсович Гарипов | Downhole pump unit |
| RU2490450C2 (en) * | 2011-10-06 | 2013-08-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпромнефть Научно-Технический Центр" (ООО "Газпромнефть НТЦ") | Method for determination of working intervals and sources of flooding in horizontal oil well |
| RU2488684C2 (en) * | 2011-10-27 | 2013-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Packer plant with measuring instrument |
| CN103015951A (en) * | 2012-12-27 | 2013-04-03 | 阜新驰宇石油机械有限公司 | Layer-selected oil production processing pipe column |
| CN104213846A (en) * | 2013-06-05 | 2014-12-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cased hole completion multi-section-fractured horizontal well selective production pipe column and working method thereof |
| CN104213846B (en) * | 2013-06-05 | 2016-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Cased hole completion multistage frac water horizontal well selectivity mining tubular column and method of work thereof |
| CN105422059A (en) * | 2015-12-31 | 2016-03-23 | 程强 | Separate layer oil production device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2309246C1 (en) | Downhole machine | |
| US8682589B2 (en) | Apparatus and method for managing supply of additive at wellsites | |
| US7805248B2 (en) | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well | |
| US20080257544A1 (en) | System and Method for Crossflow Detection and Intervention in Production Wellbores | |
| AU2015213301B2 (en) | Valve system | |
| NO326367B1 (en) | Tracer injection system in a petroleum production well | |
| WO2001020127A1 (en) | Well management system | |
| GB2459414A (en) | Assembly and method for transient and continuous testing of an open portion of a well bore | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| RU2449114C1 (en) | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation | |
| RU2610484C9 (en) | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2495280C1 (en) | By-pass system of oil well pumping unit for dual pumping of well having at least two formations, by-pass system of oil well pumping unit for single and multiple zone wells and by-passing method for well survey | |
| Grubert et al. | Making sense of unconventionals with DAS | |
| RU2475643C2 (en) | Method and device for control of process of simultaneous separate operation of multiple-zone cased wells (versions) and execution module in device (versions) | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| RU60616U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2670814C1 (en) | Method of controlling process of pumping working agent to maintain medium pressure in multi-layer well | |
| RU93877U1 (en) | GARIPOV'S WELL DEPARTMENT FOR STUDYING MULTI-PLASTIC WELLS DURING SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION | |
| RU2376460C1 (en) | Equipment for multiple production of multilayer field wells | |
| RU59139U1 (en) | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities | |
| RU52917U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2722897C1 (en) | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid | |
| RU2539053C1 (en) | Unit for dual operation of several production facilities at one well (versions) and shutdown valve of revolving type | |
| RU126755U1 (en) | DESIGN OF A WELL FOR UNPACKED OPERATION |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110203 |