RU2376460C1 - Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений - Google Patents

Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений Download PDF

Info

Publication number
RU2376460C1
RU2376460C1 RU2008130804/03A RU2008130804A RU2376460C1 RU 2376460 C1 RU2376460 C1 RU 2376460C1 RU 2008130804/03 A RU2008130804/03 A RU 2008130804/03A RU 2008130804 A RU2008130804 A RU 2008130804A RU 2376460 C1 RU2376460 C1 RU 2376460C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
installation
diameter
packers
well
Prior art date
Application number
RU2008130804/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Махир Зафар Оглы Шарифов (RU)
Махир Зафар оглы Шарифов
Александр Иванович Маркин (RU)
Александр Иванович Маркин
Петр Игоревич Сливка (RU)
Петр Игоревич Сливка
Адил Дахил оглы Набиев (AZ)
Адил Дахил оглы Набиев
Гахир Гусейн Оглы Ибадов (AZ)
Гахир Гусейн оглы Ибадов
Иршат Нурисламович Шахмуратов (RU)
Иршат Нурисламович Шахмуратов
Илья Васильевич Леонов (RU)
Илья Васильевич Леонов
Original Assignee
Махир Зафар оглы Шарифов
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Махир Зафар оглы Шарифов filed Critical Махир Зафар оглы Шарифов
Priority to RU2008130804/03A priority Critical patent/RU2376460C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2376460C1 publication Critical patent/RU2376460C1/ru

Links

Images

Abstract

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть использовано при исследовании и одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Обеспечивает повышение функциональности установки при исследовании и одновременно-раздельной, в том числе поочередной, эксплуатации нескольких пластов одной скважиной. Сущность изобретения: установка включает в себя спущенную в эксплуатационную колонну скважины на насосно-компрессорных трубах многопакерную компоновку. Эта компоновка состоит из пакеров, без или с разъединителем колонны труб, для разобщения между собой призабойных зон пластов, скважинных камер, спущенных ниже, выше и/или на глубину пластов, для установки в их кармане канатных съемных клапанов, регуляторов, штуцеров, пробок и глубинных приборов, заглушки и/или, по меньшей мере, одного ниппеля. Скважина оснащена комбинированной эксплуатационной колонной, имеющей условный наружный диаметр выше глубины пластов не менее 140 мм, а на участке пластов - 114 или 127 мм. При этом, по меньшей мере, верхний пакер и скважинные камеры выполнены с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм для прохождения через них канатных и геофизических съемных инструментов, устройств, измерительных преобразователей с передатчиками или приборов, с габаритными диаметрами до 44 мм. Верхний пакер имеет наружный диаметр не менее 112 мм и установлен выше верхнего пласта в соответствующей эксплуатационной колонне с условным диаметром не менее 140 мм. Другой или другие пакеры имеют наружный диаметр не менее 84 и не более 108 мм и установлены либо только между пластами, либо как между пластами, так и под нижним пластом в соответствующей эксплуатационной колонне с условным диаметром 114 или 127 мм. Скважинные камеры выполнены с габаритным диаметром не более 122 мм для соответствующей эксплуатационной колонны выше пластов и не более 108 мм для эксплуатационной колонны с соответствующим диаметром на участке пластов. 19 з.п. ф-лы, 9 ил.

Description

Изобретение относится к технике добычи углеводородов и может быть использовано при исследовании и одновременно-раздельной или поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной, пьезометрической, фонтанной, газлифтной или насосной скважиной.
Известна пакерная разъединяющая установка для эксплуатации пластов скважины (патент №2305170, 27.08.2007 г., бюл. №24), включающая спущенные в ствол скважины на колонне труб, имеющей открытый или заглушенный нижний конец, одну или нескольких скважинных камер со съемными клапанами, ниппель, пакеры механического, гидравлического, гидромеханического или импульсного действия, размещенные выше и между пластами, без или с разъединителями колонны труб.
Это установка неприемлема для комбинированной эксплуатационной колонны скважины, имеющей условный наружный диаметр выше глубины пластов 140 или 146 мм, а на участке пластов - 114 или 127 мм.
Целью изобретения является повышение функциональности установки при исследовании и одновременно-раздельной, в том числе поочередной, эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной, пьезометрической, фонтанной, газлифтной или насосной скважиной с комбинированной эксплуатационной колонной, имеющей условный наружный диаметр выше глубины пластов не менее 140 мм, а на участке пластов - 114 или 127 мм.
Технический результат и экономический эффект от использования предлагаемых технических и технологических решений для добывающей, нагнетательной и пьезометрической скважин достигается, в частности, за счет: сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин; повышения добычи продукции; сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования.
Установка включает в себя спуск в эксплуатационную колонну скважины на насосно-компрессорных трубах многопакерной компоновки, состоящей из пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия, без или с разъединителем колонны труб, для разобщения между собой призабойных зон пластов, скважинных камер, спущенных ниже, выше и/или на глубину пластов, для установки в их кармане канатных съемных клапанов, регуляторов, штуцеров, пробок и глубинных приборов, заглушки и/или, по меньшей мере, одного ниппеля.
Цель изобретения достигается тем, что скважина оснащена комбинированной эксплуатационной колонной, имеющей условный наружный диаметр выше глубины пластов не менее 140 мм, а на участке пластов - 114 или 127 мм, причем, по меньшей мере, верхний пакер и скважинные камеры выполнены с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм для прохождения через них канатных и геофизических съемных инструментов, устройств, измерительных преобразователей с передатчиками или приборов, с габаритными диаметрами до 44 мм, при этом верхний пакер имеет наружный диаметр не менее 112 мм и установлен выше верхнего пласта в соответствующей эксплуатационной колонне с условным диаметром не менее 140 мм, а другой или другие пакеры имеют наружный диаметр не менее 84 и не более 108 мм и установлены либо только между пластами, либо как между пластами, так и под нижним пластом в соответствующей эксплуатационной колонне с условным диаметром 114 или 127 мм, а также скважинные камеры выполнены с габаритным диаметром не более 122 мм для соответствующей эксплуатационной колонны выше пластов и не более 108 мм для эксплуатационной колонны с соответствующим диаметром на участке пластов.
В частном случае может быть выполнены следующие технические решения:
- эксплуатационная колонна имеет условный наружный диаметр выше глубины пластов 140 или 146 мм и, соответственно, в нее спущены скважинные камеры с габаритным диаметром в пределах 114-122 мм, а внутренним проходным диаметром в пределах 57-59 мм, и установлен верхний пакер с наружным диаметром 118 или 122 мм, а внутренним проходным диаметром в пределах 57-60 мм, при этом выполнены другой или другие пакеры с наружным диаметром в пределах 90-108 мм, а скважинные камеры с габаритным диаметром 94 мм и внутренним диаметром в пределах 47-49 мм, причем они установлены в эксплуатационной колонне с условным диаметром 114 или 127 мм;
- пакер или пакеры между пластами установлены с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм;
- нижний пакер выполнен с внутренним проходным диаметром до 44 мм;
- оснащен, по меньшей мере, верхний пакер гидравлическим якорем для исключения вероятности самопроизвольного освобождения пакеров, и/или нижний пакер заякоривающим устройством;
- все пакеры или несколько из них оснащены гидравлическими якорями;
- по меньшей мере, пакер между пластами или под нижним пластом оснащен нижним заякоривающим устройством с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны 114 или 127 мм, для создания осевой нагрузки от веса колонны труб при посадке механических пакеров;
- ниже нижнего пакера спущен хвостовик с открытым или заглушенным концом;
- выше или ниже пакера, расположенного под нижним пластом, установлена заглушка;
- по меньшей мере, один ниппель со съемным клапаном, штуцером, манометром или регулятором установлен выше или ниже нижнего пакера;
- один ниппель установлен выше верхнего пакера для опрессовочного клапана;
- выше верхнего пакера установлена, по меньшей мере, одна скважинная камера со съемным клапаном, глухой пробкой, манометром или циркуляционным клапаном;
- между пакерами и/или ниже пакеров размещены одна, или две, или три скважинные камеры для съемных элементов;
- выше верхнего пакера спущен насос;
- установка выше верхнего пакера оснащена, по меньшей мере, одним центратором;
- над пакером перед его посадкой устанавливается в скважинной камере съемный измерительный прибор или преобразователь с передатчиком для определения герметичности установки пакера при низких пластовых давлениях или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над пакером темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время посадки пакера, и при временной закачке воды в пласт под пакером;
- над и под пакером перед его посадкой устанавливаются в соответствующих скважинных камерах съемные измерительные приборы или преобразователи с передатчиками для определения герметичности установки пакера при низких пластовых давлениях или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над и под пакером темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время посадки пакера, и при временной закачке воды в пласт под и/или над пакером;
- над и под пакерами перед их одновременной или раздельной посадкой устанавливаются в соответствующих скважинных камерах съемные измерительные приборы или преобразователи с передатчиками для определения герметичности установки пакеров при низких пластовых давлениях или цементного моста между пластов скважины путем регистрации над и под пакерами темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время посадки пакеров, и при временной закачке воды в пласт под и/или над пакером, или между пакерами;
- после монтажа многопакерной компоновки и/или эксплуатации скважины, по меньшей мере, над и/или под одним пакером устанавливаются в соответствующих скважинных камерах съемные измерительные приборы или преобразователи с передатчиками для определения герметичности пакера или пакеров, или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над и под пакерами изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время эксплуатации, по меньшей мере, одного пласта скважины;
- разъединитель колонны труб состоит из корпуса и полого штока, один из которых оснащен уплотнительными элементами, причем корпус имеет один или несколько рядов срезных винтов и, соответственно, шток выполнен с наружной канавкой под срезные винты, которые срезаются при опасной величине избыточной нагрузке на насосно-компрессорные трубы в момент срыва пакера или пакеров в скважине.
Установка приводится на фиг.1-4, а фиг.5-8 показаны варианты исполнения нижней части установки; на фиг.9 - вариант разъединителя колонны труб.
Установка включает в себя спуск в комбинированную эксплуатационную колонну скважины 1 на насосно-компрессорных трубах 2 многопакерной (см. фиг.1), например, двух (фиг.3, 4), трех или более (фиг.1, 2) пакерной компоновки. При этом многопакерная компоновка состоит, по меньшей мере, из пакеров 3, 4 и/или 5 (без или с разъединителем колонны труб 6 и/или 7), скважинных камер 8-14, заглушки 15 и/или ниппеля 16, например, с проходом 56 или 57 мм для опрессовочного клапана КПП-56 или А-57.
Комбинированная эксплуатационная колонна имеет условный наружный диаметр (Dy) выше глубины пластов (Dy1) не менее 140 мм (например, 140 или 146 мм), а на участке пластов (Dy2) 114 или 127 мм. При этом пакер 3 выполнен с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм, в частности 57 или 60 мм, для прохождения через него, например, канатного инструмента-отклонителя типа ОКС-60Б (диаметром 44 мм) или ОКС-73Б (диаметром 56 мм), а с наружным диаметром не менее 112 мм, например, 118 или 122 мм, для соответствующей эксплуатационной колонны 140 или 146 мм. Пакеры 4 (фиг.2) или 4 и 5 (фиг.1) могут быть выполнены с проходным диаметром не менее 45 мм, в частности в пределах 46-50 мм для свободного прохождения через них, например, отклонителя типа ОКС-60Б. Также пакер 5 (фиг.2) или 4 (фиг.3, 4) может быть выполнен с проходным диаметром до 44 мм, в частности 30, 38, 40, 42 мм, но при этом под пакером 5 или 4 скважинная камера не устанавливается из-за непрохождения через пакер 5 или 4 отклонителя типа ОКС-60Б (наружным диаметром 44-46 мм), предназначенного для посадки и извлечения съемных клапанов из скважинных камер.
В установке скважинные камеры 8-14 (например, см. фиг.1) выполнены с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм (для прохождения через них съемных канатных или геофизических инструментов, устройств или приборов с габаритными диаметрами до 44 мм) и с габаритным диаметром не более 122 мм для соответствующей эксплуатационной колонны выше пластов, и не более 108 мм для эксплуатационной колонны с соответствующим диаметром на участке пластов, в частности 8-10 выполнены с габаритным диаметром 114 мм, а внутренним проходным диаметром 59 мм для отклонителя ОКС-73Б, а 11-14 выполнены с габаритным диаметром 94 мм, а внутренним проходным диаметром в пределах 47-49 мм для отклонителя ОКС-60Б.
В установке, по меньшей мере, верхний пакер 3 (фиг.1) может быть оснащен гидравлическим якорем 17 для исключения вероятности самопроизвольного освобождения пакеров 3, 4 и/или 5. В частном случае, по меньшей мере, пакер 5 между пластами (фиг.2) оснащен нижним заякоривающим устройством 18 с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны 114 или 127 мм, для создания осевой нагрузки от веса колонны труб при посадке механических пакеров 3, 4 и/или 5. Также ниже нижнего пакера 5 (фиг.1, 3) может быть спущен хвостовик 19 с открытым (фиг.3, вариант 2) или заглушенным 15 (фиг.1, вариант 1) концом. Под нижним пластом может быть установлен либо пакер 20 (фиг.5-7) без или с уплотнительными манжетами, либо только его заякоривающее устройство 21 (фиг.8), например, механического действия без опоры на забой, для создания осевой нагрузки на пакеры 3, 4 и/или 5 (без опоры на забой), причем каждый из них может быть с открытым (фиг.5) или закрытым проходом - заглушкой 15 над или под пакером 20, или с заякоривающим устройством 21.
Кроме того, дополнительный ниппель 22, например, с проходом 46, 30 или 25 мм, со съемным 23 клапаном, штуцером, манометром или регулятором может быть установлен выше (фиг.2, 3) или ниже (фиг.4) нижнего пакера 5 или 4. Также выше верхнего пакера может быть спущен насос 24 (ЭЦН или ШГН) и/или, по меньшей мере, один центратор 25.
Разъединители колонны труб 6 и/или 7 (фиг.1) могут состоять из корпуса 26 и полого штока 27, один из которых оснащен уплотнительными элементами 28 (фиг.9), причем корпус 26 имеет один 29 или несколько 29 и 30 рядов срезных винтов и, соответственно, шток 27 выполнен с наружной канавкой 31 под срезные винты 29 и/или 30, которые срезаются при опасной величине избыточной нагрузки на насосно-компрессорные трубы 2 в момент срыва пакера или пакеров 3, 4 и/или 5 в скважине 1.
Установка работает следующим образом. После монтажа установки и посадки пакеров 3, 4 и/или 5 устанавливают в скважинных камерах 9 и/или 10, 11 и/или 12, 13 и/или 14 на участке пластов, например АС10, АС11 и/или АС12 Приобского месторождения, соответствующие съемные 32 и/или 33, 34 и/или 35, 36 и/или 37 регуляторы или штуцеры и через них раздельно либо закачивают рабочий агент по пластам, либо добывают флюид из них.
При раздельной или одновременной посадке пакеров 3, 4 и/или 5 при монтаже подземной многопакерной компоновки или же после завершения монтажа многопакерной компоновки, а также при эксплуатации, по меньшей мере, одного из пластов скважины 1, и/или при раздельном исследовании пластов устанавливают в скважинных камерах 8, 9 и/или 10, 11 и/или 12, 13 и/или 14 съемные измерительные приборы или передатчики 32 и/или 33, 34 и/или 35, 36 и/или 37 и раздельно исследуют их параметры, в частности давление и/или температуру, на основании которых определяют наличие негерметичности пакеров и/или цементного моста между пластами скважины по темпу изменения затрубного и забойных давлений пластов (при статике и динамике), а также кривые падения или восстановления давления и, соответственно, пластовых давлений.

Claims (20)

1. Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений, включающая спуск в эксплуатационную колонну скважины на насосно-компрессорных трубах многопакерной компоновки, состоящей из пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия, без или с разъединителем колонны труб, для разобщения между собой призабойных зон пластов, скважинных камер, спущенных ниже, выше и/или на глубину пластов, для установки в их кармане канатных съемных клапанов, регуляторов, штуцеров, пробок и глубинных приборов, заглушки и/или, по меньшей мере, одного ниппеля, отличающаяся тем, что скважина оснащена комбинированной эксплуатационной колонной, имеющей условный наружный диаметр выше глубины пластов не менее 140 мм, а на участке пластов - 114 или 127 мм, причем, по меньшей мере, верхний пакер и скважинные камеры выполнены с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм для прохождения через них канатных и геофизических съемных инструментов, устройств или измерительных преобразователей с передатчиками или приборов, с габаритными диаметрами до 44 мм, при этом верхний пакер имеет наружный диаметр не менее 112 мм и установлен выше верхнего пласта в соответствующей эксплуатационной колонне с условным диаметром не менее 140 мм, а другой или другие пакеры имеют наружный диаметр не менее 84 и не более 108 мм и установлены либо только между пластами, либо как между пластами, так и под нижним пластом в соответствующей эксплуатационной колонне с условным диаметром 114 или 127 мм, а также скважинные камеры выполнены с габаритным диаметром не более 122 мм для соответствующей эксплуатационной колонны выше пластов, и не более 108 мм для эксплуатационной колонны с соответствующим диаметром на участке пластов.
2. Установка по п.1, отличающаяся тем, что эксплуатационная колонна имеет условный наружный диаметр выше глубины пластов 140 или 146 мм и, соответственно, в нее спущены скважинные камеры с габаритным диаметром в пределах 114-122 мм, с внутренним проходным диаметром в пределах 57-59 мм, и установлен верхний пакер с наружным диаметром 118 или 122 мм, с внутренним проходным диаметром в пределах 57-60 мм, при этом выполнены другой или другие пакеры с наружным диаметром в пределах 90-108 мм, а скважинные камеры с габаритным диаметром 94 мм и внутренним диаметром в пределах 47-49 мм, причем они установлены в эксплуатационной колонне с условным диаметром 114 или 127 мм.
3. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что пакер или пакеры между пластами установлены с внутренним проходным диаметром не менее 45 мм.
4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нижний пакер выполнен с внутренним проходным диаметром до 44 мм.
5. Установка по п.1 или 4, отличающаяся тем, что оснащен, по меньшей мере, верхний пакер гидравлическим якорем, для исключения вероятности самопроизвольного освобождения пакеров, и/или нижний пакер - заякоривающим устройством.
6. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что все пакеры или несколько из них оснащены гидравлическими якорями.
7. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, пакер между пластами или под нижним пластом оснащен нижним заякоривающим устройством с диаметром, соответствующим диаметру эксплуатационной колонны 114 или 127 мм, для создания осевой нагрузки от веса колонны труб при посадке механических пакеров.
8. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что ниже нижнего пакера спущен хвостовик с открытым или заглушенным концом.
9. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что выше или ниже пакера, расположенного под нижним пластом, установлена заглушка.
10. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что, по меньшей мере, один ниппель со съемным клапаном, штуцером, манометром или регулятором установлен выше или ниже нижнего пакера.
11. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что один ниппель установлен выше верхнего пакера для опрессовочного клапана.
12. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что выше верхнего пакера установлена, по меньшей мере, одна скважинная камера со съемным клапаном, глухой пробкой, манометром или циркуляционным клапаном.
13. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что между пакерами и/или ниже пакеров размещены одна или две, или три скважинные камеры для съемных элементов.
14. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что выше верхнего пакера спущен насос.
15. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она выше верхнего пакера оснащена, по меньшей мере, одним центратором.
16. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она имеет возможность, над пакером перед его посадкой, установки в скважинной камере съемного измерительного прибора или преобразователя с передатчиком для определения герметичности установки пакера при низких пластовых давлениях или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над пакером темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время посадки пакера, и при временной закачке воды в пласт под пакером.
17. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что над и под пакером перед его посадкой установлены в соответствующих скважинных камерах съемные измерительные приборы или преобразователи с передатчиками для определения герметичности установки пакера при низких пластовых давлениях или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над и под пакером темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время посадки пакера, и при временной закачке воды в пласт под и/или над пакером.
18. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она имеет возможность, над и под пакерами перед их одновременной или раздельной посадкой, установки в соответствующих скважинных камерах съемных измерительных приборов или преобразователей с передатчиками для определения герметичности установки пакеров при низких пластовых давлениях или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над и под пакерами темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время посадки пакеров, и при временной закачке воды в пласт под и/или над пакером, или между пакерами.
19. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что она имеет возможность, после монтажа многопакерной компоновки и/или эксплуатации скважины, по меньшей мере, над и/или под одним пакером установки в соответствующих скважинных камерах съемных измерительных приборов или преобразователей с передатчиками для определения герметичности пакера или пакеров, или цементного моста между пластами скважины путем регистрации над и под пакерами темпа изменения затрубного или призабойного давления, без или с температурой, до и во время эксплуатации, по меньшей мере, одного пласта скважины.
20. Установка по п.1 или 2, отличающаяся тем, что разъединитель колонны труб состоит из корпуса и полого штока, один из которых оснащен уплотнительными элементами, причем корпус имеет один или несколько рядов срезных винтов и, соответственно, шток выполнен с наружной канавкой под срезные винты с возможностью их срезки при опасной величине избыточной нагрузки на насосно-компрессорные трубы в момент срыва пакера или пакеров в скважине.
RU2008130804/03A 2008-07-25 2008-07-25 Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений RU2376460C1 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008130804/03A RU2376460C1 (ru) 2008-07-25 2008-07-25 Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008130804/03A RU2376460C1 (ru) 2008-07-25 2008-07-25 Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2376460C1 true RU2376460C1 (ru) 2009-12-20

Family

ID=41625716

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008130804/03A RU2376460C1 (ru) 2008-07-25 2008-07-25 Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2376460C1 (ru)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101864921A (zh) * 2010-06-11 2010-10-20 大港油田集团有限责任公司 水平井的完井、采油管柱及其完井、采油工艺
RU2541982C1 (ru) * 2014-05-21 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101864921A (zh) * 2010-06-11 2010-10-20 大港油田集团有限责任公司 水平井的完井、采油管柱及其完井、采油工艺
CN101864921B (zh) * 2010-06-11 2013-05-01 大港油田集团有限责任公司 水平井的完井、采油管柱及其完井、采油工艺
RU2541982C1 (ru) * 2014-05-21 2015-02-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EP2491222B1 (en) Expandable liner tieback connection
RU2253009C1 (ru) Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной
US9103207B2 (en) Multi-zone completion systems and methods
US20070056750A1 (en) Deployable Zonal Isolation System
US20130180709A1 (en) Well Completion Apparatus, System and Method
Sugden et al. Special considerations in the design optimization of the production casing in high-rate, multistage-fractured shale wells
RU2320849C2 (ru) Способ строительства и эксплуатации скважин
US10329907B2 (en) Optimizing matrix acidizing treatment
Camilleri et al. First Installation of 5 ESPs Offshore Romania-A Case Study and Lessons Learned
RU2376460C1 (ru) Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин многопластовых месторождений
Jacob et al. Advanced Well Completion Designs to Meet Unique Reservoir and Production Requirements
US11111764B2 (en) Wellbore annular safety valve and method
RU2355873C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2380526C1 (ru) Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений
Wellhoefer et al. Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir
RU60616U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два продуктивных пласта
US9033036B2 (en) Apparatus and method for monitoring corrosion and cracking of alloys during live well testing
RU52917U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта
RU68588U1 (ru) Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны
US10570714B2 (en) System and method for enhanced oil recovery
RU60615U1 (ru) Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта
RU2730146C1 (ru) Чашечный пакер осевого действия
US9556705B2 (en) Casing joint assembly for producing an annulus gas cap
US20160369603A1 (en) Redressing method and redressed completion system
CN101772617B (zh) 用于改变地层和/或管状物的应力状态的方法

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130726