RU2469182C2 - Method for performing well operations using submersible electric centrifugal pumps, and system for method's implementation - Google Patents
Method for performing well operations using submersible electric centrifugal pumps, and system for method's implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2469182C2 RU2469182C2 RU2010139409/03A RU2010139409A RU2469182C2 RU 2469182 C2 RU2469182 C2 RU 2469182C2 RU 2010139409/03 A RU2010139409/03 A RU 2010139409/03A RU 2010139409 A RU2010139409 A RU 2010139409A RU 2469182 C2 RU2469182 C2 RU 2469182C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- centrifugal pump
- submersible electric
- electric centrifugal
- well
- main
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 37
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 27
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 26
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 4
- 238000010304 firing Methods 0.000 claims description 4
- 238000002955 isolation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 2
- 238000004080 punching Methods 0.000 claims 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 abstract description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 10
- 230000008859 change Effects 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000013480 data collection Methods 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000002637 fluid replacement therapy Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 238000005191 phase separation Methods 0.000 description 1
- 230000005855 radiation Effects 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
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
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/128—Adaptation of pump systems with down-hole electric drives
Abstract
Description
Область техники изобретенияFIELD OF THE INVENTION
Настоящее изобретение относится к использованию погружных электроцентробежных насосов для временных скважинных операций. Конкретно, изобретение относится к использованию погружных электроцентробежных насосов для каротажа и операций по испытанию скважин и повторного запуска скважины в эксплуатацию.The present invention relates to the use of submersible electric centrifugal pumps for temporary well operations. Specifically, the invention relates to the use of submersible electric centrifugal pumps for logging and well testing operations and re-commissioning of a well.
Предпосылки изобретенияBACKGROUND OF THE INVENTION
Использование погружных электроцентробежных насосов хорошо известно в скважинах, не имеющих достаточного давления в коллекторе для фонтанирующего притока. На фиг.1 показан известный погружной электроцентробежный насос, содержащий, если необходимо, секцию 10 с электронным оборудованием для сбора данных и, возможно, блок управления двигателем, такой как коммутационная система, одну или несколько двигательных секций 12 (здесь показаны две), каждая из которых содержит статор и ротор, установленные на приводном вале, секцию 14 гидрозащиты, включающую в себя всасывающее отверстие 16 насоса, и ряд насосных секций 18 (здесь показаны четыре, хотя число секций можно подбирать согласно высоте подъема и объему подачи насоса).The use of submersible electric centrifugal pumps is well known in wells that do not have sufficient reservoir pressure for gushing flow. Figure 1 shows a well-known submersible electric centrifugal pump, containing, if necessary, a
Конкретная конструкция известных погружных электроцентробежных насосов меняется согласно техническим требованиям, обычно, высоте подъема, которую необходимо обеспечить. Даже для относительно небольших уровней подъема погружной электроцентробежный насос может быть длинным и требовать сложной конструкции на рабочей площадке для установки. Дополнительно к этому, поскольку погружные электроцентробежные насосы устанавливают для долгосрочной (идеально непрерывной) работы, их обычно проектируют, исходя из надежности работы, а не простоты сборки или удобства работы с ними, которые являются второстепенными факторами. Общая длина известных погружных электроцентробежных насосов часто доходит до 50 м, что полностью исключает временное или кратковременное использование.The specific design of known submersible electric centrifugal pumps varies according to specifications, usually the lift height that must be ensured. Even for relatively small lift levels, the submersible electric centrifugal pump can be long and require complex construction at the installation site. In addition, since submersible electric centrifugal pumps are installed for long-term (ideally continuous) operation, they are usually designed based on the reliability of the operation, and not on the ease of assembly or the convenience of working with them, which are secondary factors. The total length of known submersible electric centrifugal pumps often reaches 50 m, which completely eliminates temporary or short-term use.
Другой проблемой известных погружных электроцентробежных насосов является то, что они препятствуют выполнению точных измерений с привязкой по глубине под погружной электроцентробежный насос. Физическое присутствие погружного электроцентробежного насоса препятствует нормальному доступу в нижнюю часть скважины каротажных приборов. Поток текучей среды, выходящий из погружного электроцентробежного насоса, является смешанным потоком, не дающим возможности идентификации вклада различных частей скважины в части потока текучей среды, что затрудняет выполнение идентификации зон для обработки с целью восстановления или интенсификации добычи. Также трудно изолировать интервалы скважины под погружным электроцентробежным насосом для измерений испытания скважины для обеспечения надлежащего проектирования такой обработки.Another problem of the known submersible electric centrifugal pumps is that they impede the performance of accurate measurements with reference in depth under the submersible electric centrifugal pump. The physical presence of a submersible electric centrifugal pump prevents normal access to the bottom of the well logging tools. The fluid stream exiting the submersible electric centrifugal pump is a mixed stream, which makes it impossible to identify the contribution of various parts of the well to the part of the fluid stream, which makes it difficult to identify areas for processing in order to restore or intensify production. It is also difficult to isolate the well intervals under the submersible electric centrifugal pump to measure well tests to ensure proper design of such treatment.
Данное изобретение основано на признании того, что модификацию потока, создаваемую погружным электроцентробежным насосом, можно эффективно использовать в краткосрочных скважинных работах, конкретно при выполнении каротажа и испытаний скважин. При проектировании погружного электроцентробежного насоса для относительно краткосрочной работы некоторые недостатки обычного погружного электроцентробежного насоса можно преодолеть, создавая модификацию конструкции, обеспечивающую проведение требуемых операций и/или измерений.This invention is based on the recognition that the modification of the flow created by the submersible electric centrifugal pump can be effectively used in short-term well operations, specifically when performing logging and well testing. When designing a submersible electric centrifugal pump for relatively short-term operation, some of the disadvantages of a conventional submersible electric centrifugal pump can be overcome by creating a modification of the design that provides the required operations and / or measurements.
Описание изобретенияDescription of the invention
В первом аспекте данного изобретения создан способ проведения скважинных операций, содержащий следующие стадии:In a first aspect of the invention, a method for conducting downhole operations is provided, comprising the following steps:
установка основного погружного электроцентробежного насоса, имеющего систему байпаса, в скважине на месте, представляющем интерес, или вблизи него;installing a main submersible electric centrifugal pump having a bypass system in the well at or near a location of interest;
действие основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока скважинных текучих сред в заданный период времени;the action of the main submersible electric centrifugal pump to modify the flow of borehole fluids in a given period of time;
остановка работы основного погружного электроцентробежного насоса;shutdown of the main submersible electric centrifugal pump;
установка погружного электроцентробежного насоса малого диаметра на каротажном кабеле в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну над основным насосом;the installation of a small diameter submersible electric centrifugal pump on a wireline cable in a production tubing string above the main pump;
включение погружного электроцентробежного насоса малого в работу при бездействующем основном электроцентробежном насосе;the inclusion of a small submersible electric centrifugal pump in operation with the inactive main electric centrifugal pump;
перемещение основного погружного электроцентробежного насоса от указанного места на другое место.moving the main submersible electric centrifugal pump from the specified location to another location.
Предпочтительно способ дополнительно содержит временную изоляцию участка скважины над основным погружным электроцентробежным насосом от участка скважины под ним. Такую изоляцию обычно можно выполнить, используя пакер (обычный или расширяющийся) для временной изоляции двух участков скважины. Также может быть необходимым создание изолированного интервала на участке скважины под основным погружным электроцентробежным насосом посредством временной изоляции участка скважины под ним от остальной части скважины. Изоляцию также можно выполнять посредством установки мостовой пробки или пакера, соединенного с трубой с заглушкой, расширяющийся пакер под основным погружным электроцентробежным насосом может создавать нижнюю изоляцию.Preferably, the method further comprises temporarily isolating the well section above the main submersible electric centrifugal pump from the well section below it. Such isolation can usually be done using a packer (regular or expanding) to temporarily isolate two sections of the well. It may also be necessary to create an isolated interval in the well section below the main submersible electric centrifugal pump by temporarily isolating the well section below it from the rest of the well. Insulation can also be done by installing a bridge plug or a packer connected to the pipe with a plug, an expanding packer under the main submersible electric centrifugal pump can create lower insulation.
Один предпочтительный вариант осуществления способа содержит выполнение измерений давления и/или расхода скважинных текучих сред во время работы основного погружного электроцентробежного насоса. Расход можно измерять над или под основным погружным электроцентробежным насосом. Вариант осуществления может включать в себя измерение расхода под указанным насосом на месте входа текучих сред коллектора в скважину или вблизи него.One preferred embodiment of the method comprises performing pressure and / or flow rate measurements of downhole fluids during operation of a main submersible electric submersible pump. Flow can be measured above or below the main submersible electric centrifugal pump. An embodiment may include measuring a flow rate under said pump at or near the entry of reservoir fluids into the well.
Другой предпочтительный вариант осуществления изобретения содержит регулировку или прерывание потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления на участке скважины под ним. Вариант осуществления может обычно содержать регулировку расхода через основной погружной электроцентробежный насос, по меньшей мере, на 20%.Another preferred embodiment of the invention comprises adjusting or interrupting the flow through the main submersible electric centrifugal pump and measuring the pressure in the well section beneath it. An embodiment may typically comprise adjusting the flow rate through the main submersible electric centrifugal pump by at least 20%.
Один такой подход содержит периодическое прерывание потока через основной погружной электроцентробежный насос и измерение давления в периоды отсутствия потока, например действие указанного насоса в заданный период времени для установления давления на участке скважины под ним на, по существу, постоянном уровне ниже давления коллектора, остановку потока через указанный насос и измерение давления на участке скважины под ним при возвращении давления к давлению коллектора.One such approach includes periodically interrupting the flow through the main submersible electric centrifugal pump and measuring pressure during periods of no flow, for example, the action of the specified pump for a predetermined period of time to establish pressure in the well section below it at a substantially constant level below the reservoir pressure, stopping the flow through the specified pump and the measurement of pressure in the well section below it when the pressure returns to the pressure of the reservoir.
Клапан на выпуске основного погружного электроцентробежного насоса может действовать для регулировки или прерывания потока. Также можно отводить поток из указанного насоса обратно на участок скважины под ним при действии клапана для прерывания потока.The valve at the outlet of the main submersible electric centrifugal pump can act to regulate or interrupt the flow. You can also divert the flow from the specified pump back to the section of the well below it under the action of the valve to interrupt the flow.
Этап перемещения основного погружного электроцентробежного насоса на другое место может содержать перемещение его на другое место в одной и той же скважине или полное извлечение его из скважины.The step of moving the main submersible electric centrifugal pump to another location may comprise moving it to another location in the same well or completely removing it from the well.
Другой вариант осуществления способа содержит установку основного погружного электроцентробежного насоса в скважине, не способной фонтанировать (например, скважине с низким давлением в коллекторе, остановленной или прекратившей фонтанировать вследствие разделения фаз скважинной текучей среды), и действие указанного насоса до момента, пока скважина не начнет фонтанировать под давлением коллектора, при этом в данный момент указанный насос извлекается из скважины.Another embodiment of the method comprises installing a main submersible electric centrifugal pump in a well that is not able to gush (for example, a low-pressure well in the reservoir that stops or stops gushing due to phase separation of the borehole fluid), and the action of the pump until the well begins to gush under reservoir pressure, while at the moment the specified pump is removed from the well.
Во втором аспекте изобретение содержит систему для осуществления вышеописанного способа, содержащую основной погружной электроцентробежный насос, имеющий систему байпаса, средство для временного размещения основного погружного электроцентробежного насоса на месте, представляющем интерес, средство управления действием основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока текучих сред в скважине и погружной электроцентробежный насос малого диаметра, размещенный на каротажном кабеле в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне скважины над основным погружным электроцентробежным насосом и предназначенный для включения в работу при бездействующим основном погружном электроцентробежным насосе.In a second aspect, the invention comprises a system for implementing the above method, comprising a main submersible electric centrifugal pump having a bypass system, means for temporarily placing the main submersible electric centrifugal pump in a location of interest, means for controlling the operation of the main submersible electric centrifugal pump to modify the flow of fluids in the well and small diameter submersible electric centrifugal pump, mounted on a wireline in a production pump mpressornoy column well above the main electric submersible pump and intended to enable the work under mostly inactive electric submersible pump.
Система предпочтительно включает в себя средство для изоляции участка скважины над основным погружным электроцентробежным насосом от участка скважины под ним, такое как пакер (предпочтительно, расширяющийся пакер). Система может также содержать средство для изоляции участка скважины под основным погружным электроцентробежным насосом от остальной части скважины для создания изолированного интервала, которое может также содержать расширяющийся пакер. Пакер можно также комбинировать с клиньями для передачи осевой нагрузки от пакера на ствол скважины, что может быть важным, когда система, несущая погружной электроцентробежный насос, ограничена по несению нагрузки.The system preferably includes means for isolating the borehole section above the main submersible electric centrifugal pump from the borehole section below it, such as a packer (preferably an expandable packer). The system may also comprise means for isolating a portion of the well beneath the main submersible electric centrifugal pump from the rest of the well to create an isolated interval, which may also include an expandable packer. The packer can also be combined with wedges to transfer the axial load from the packer to the wellbore, which may be important when the system carrying the submersible electric centrifugal pump is limited in load bearing.
Система может содержать датчики давления и/или расхода для выполнения измерений в скважинных текучих средах во время действия системы.The system may include pressure and / or flow sensors for performing measurements in the downhole fluids during the operation of the system.
В одном варианте осуществления датчики расхода устанавливают над или под основным погружным электроцентробежным насосом. Датчики расхода можно устанавливать под основным погружным электроцентробежным насосом в зоне или вблизи зоны скважины входа текучих сред коллектора в скважину.In one embodiment, the flow sensors are installed above or below the main submersible electric centrifugal pump. Flow sensors can be installed under the main submersible electric centrifugal pump in or near the borehole zone of the reservoir fluid inlet.
Система может также содержать средство регулировки или прерывания потока через основной погружной электроцентробежный насос. Средство обычно выполняет функцию регулировки расхода через указанный насос, например, на 10% или 20%, и может периодически прерывать поток через насос. Средство может содержать клапан на выпуске основного погружного электроцентробежного насоса для регулировки или прерывания потока. Система может содержать отклонитель для отвода потока из основного погружного электроцентробежного насоса обратно на участок скважины под насосом, когда клапаном управляют для прерывания потока. Регулировку потока можно также осуществлять изменением скорости вращения насоса посредством системы управления двигателем (обычно размещена на поверхности).The system may also include means for adjusting or interrupting the flow through the main submersible electric centrifugal pump. The tool usually performs the function of adjusting the flow rate through the specified pump, for example, by 10% or 20%, and may periodically interrupt the flow through the pump. The tool may include a valve at the outlet of the main submersible electric centrifugal pump to adjust or interrupt the flow. The system may include a diverter to divert the flow from the main submersible electric centrifugal pump back to the well section below the pump when the valve is controlled to interrupt the flow. Flow control can also be done by changing the speed of the pump through an engine control system (usually located on the surface).
Система предпочтительно включает в себя кабель для несения основного погружного электроцентробежного насоса в скважине, подающий электропитание и сигналы управления. Указанный погружной электроцентробежный насос может также нести насосно-компрессорная труба или гибкая насосно-компрессорная труба с кабелем подачи электропитания и передачи данных.The system preferably includes a cable for carrying the main submersible electric centrifugal pump in the well, supplying power and control signals. The specified submersible electric centrifugal pump may also carry a tubing or flexible tubing with a cable for supplying power and data.
Система может содержать каротажный прибор, который может питаться от внутреннего источника питания (батарей), и данные измерений могут сохраняться во внутреннем запоминающем устройстве (аналогично системам некоторых существующих инструментов эксплуатационного каротажа). В другом варианте осуществления каротажный прибор осуществляет связь с электронным модулем основного погружного электроцентробежного насоса посредством беспроводной телеметрии (электромагнитной телеметрии). Каротажный прибор может также осуществлять связь с электронной системой основного погружного электроцентробежного насоса, также получающей питание от системы питания указанного насоса через соответствующий кабель и интерфейс.The system may include a logging tool that can be powered by an internal power source (batteries), and the measurement data can be stored in the internal storage device (similar to the systems of some existing production logging tools). In another embodiment, the logging tool communicates with the electronic module of the main submersible electric centrifugal pump through wireless telemetry (electromagnetic telemetry). The logging tool can also communicate with the electronic system of the main submersible electric centrifugal pump, also receiving power from the power system of the specified pump through the appropriate cable and interface.
Нижний блок измерения данных (инструмент на каротажном кабеле) можно устанавливать на выдвижной подвеске, обеспечивающей каротаж с привязкой по глубине, когда основной погружной электроцентробежный насос с установленным пакером, если необходимо, находится в неподвижном положении в стволе скважины.The lower data measurement unit (a tool on a wireline cable) can be mounted on a retractable suspension providing depth-based logging when the main submersible electric centrifugal pump with a packer installed, if necessary, is in a stationary position in the wellbore.
Когда система действует с конкретной системой измерений, можно выполнять измерения, такие как состава текучей среды (соотношение газа, нефти и воды), скорости текучей среды. Данные измерения можно выполнять при различных давлениях (при выполнении в зоне приема основного насоса погружного электроцентробежного насоса он может работать в различных режимах для изменения давления на приеме насоса). Таким образом, обеспечивают определение свойств, таких как сжимаемость каждой фазы, и/или фазовое изменение (особенно точки насыщения) в условиях на забое скважины.When the system operates with a specific measurement system, measurements such as the composition of the fluid (ratio of gas, oil and water), and the velocity of the fluid can be performed. These measurements can be performed at various pressures (when performing in the receiving zone of the main pump a submersible electric centrifugal pump, it can operate in various modes to change the pressure at the pump inlet). Thus, it is possible to determine properties, such as the compressibility of each phase, and / or phase change (especially the saturation points) under downhole conditions.
Другие аспекты изобретения понятны из приведенного ниже описания со ссылками на прилагаемые чертежи.Other aspects of the invention will be apparent from the description below with reference to the accompanying drawings.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг.1 показан известный погружной электроцентробежный насос.Figure 1 shows a known submersible electric centrifugal pump.
На фиг.2 показан первый вариант осуществления системы согласно изобретению.Figure 2 shows a first embodiment of a system according to the invention.
На фиг.3 показан второй вариант осуществления системы согласно изобретению.Figure 3 shows a second embodiment of a system according to the invention.
На фиг.4 показан график зависимости производительности насоса и давления в скважине от времени для первого варианта осуществления испытания скважины согласно изобретению.Figure 4 shows a graph of the dependence of pump capacity and pressure in the well from time to time for the first embodiment of the well test according to the invention.
На фиг.5 показан график зависимости производительности насоса и давления в скважине от времени для второго испытания скважины согласно изобретению.Figure 5 shows a graph of the dependence of pump capacity and well pressure on time for a second well test according to the invention.
На фиг.6 показан вариант осуществления изобретения, прикрепленного на нижнем конце насосно-компрессорной трубы.Figure 6 shows an embodiment of the invention attached to the lower end of the tubing.
Вариант (варианты) осуществления изобретенияOption (s) for carrying out the invention
Изобретение основано на использовании погружного электроцентробежного насоса при его временной установке для выполнения различных работ до его перемещения и нового использования. Такой насос имеет один вал, на котором установлены двигатель и компоненты насоса, размещенные в общем корпусе. Данный насос короче, чем обычный погружной электроцентробежный насос, обычно меньше 12 м. При выдерживании относительно малой общей длины погружной электроцентробежный насос можно спускать в скважину через обычное оборудование устья скважины.The invention is based on the use of a submersible electric centrifugal pump during its temporary installation to perform various tasks until it is moved and reused. Such a pump has one shaft on which the motor and pump components are installed, located in a common housing. This pump is shorter than a conventional submersible electric centrifugal pump, usually less than 12 m. When maintaining a relatively small total length, the submersible electric centrifugal pump can be lowered into the well through conventional wellhead equipment.
Поскольку секции двигателя и насоса являются относительно короткими, их эксплуатируют с большей скоростью, чем обычные погружные электроцентробежные насосы для создания соответствующих уровней подъема. Где обычные погружные электроцентробежные насосы могут эксплуатировать при 3000 об/мин, компактный погружной электроцентробежный насос, используемый здесь, можно эксплуатировать при более высоких скоростях для достижения аналогичного подъема, например, 6000-12000 об/мин. Поскольку погружной электроцентробежный насос работает значительно меньшее время и извлекается из скважины в конце работы, можно проводить техобслуживание для предотвращения проблем с надежностью, которые иначе могут возникать вследствие продолжительного времени использования на высокой скорости.Because the motor and pump sections are relatively short, they are operated at a faster rate than conventional submersible electric centrifugal pumps to create appropriate lift levels. Where conventional submersible electric centrifugal pumps can operate at 3000 rpm, the compact submersible electric centrifugal pump used here can be operated at higher speeds to achieve a similar lift, for example, 6000-12000 rpm. Since the submersible electric centrifugal pump runs much shorter time and is removed from the well at the end of the work, maintenance can be performed to prevent reliability problems that might otherwise arise due to the long time of use at high speed.
Использование погружного электроцентробежного насоса обеспечивает выполнение каротажа скважины и измерений при испытании скважин, которые при нормальной эксплуатации не обеспечивают фонтанирующего притока или обеспечивают такие малые притоки, которые делают измерения притока и давления практически нереальными.The use of a submersible electric centrifugal pump ensures well logging and measurements during well testing, which during normal operation do not provide gushing inflows or provide such small inflows that make measuring the flow and pressure practically unrealistic.
На фиг.2 показан первый вариант осуществления настоящего изобретения, предназначенный для проведения каротажных измерений профиля потока. Выбранная скважина может являться одной из ранее фонтанировавших, но больше не фонтанирующей, вследствие падения со временем давления в коллекторе. Каротажные изменения могут являться полезными в случаях для идентификации зон скважины, дающих приток нефти (в которых получают добычу) перед применением механизированной добычи, чтобы эксплуатация являлась экономически обоснованной.Figure 2 shows a first embodiment of the present invention for logging flow profile measurements. The selected well may be one of the previously gushing, but no longer gushing, due to a decrease in pressure in the reservoir over time. Logging changes can be useful in cases to identify areas of the well that provide oil inflow (in which production is obtained) before using mechanized production, so that the operation is economically viable.
Скважина 10 пробурена до продуктивного пласта 12, где создан ряд перфорационных каналов 14 для обеспечения входа текучих сред коллектора в скважину. Система, согласно варианту осуществления изобретения, содержит основной компактный погружной электроцентробежный насос 16, спускаемый в скважину 10 на кабеле 18 для размещения, над продуктивным пластом 12. Блок 20 управления оборудован на поверхности для управления работой системы, подачи электропитания и регистрации данных.The well 10 is drilled to the
Основной погружной электроцентробежный насос 16 оборудован изолирующим устройством, таким как пакер 22, который можно развертывать для создания барьера между верхней частью 10А скважины и нижней частью 10 В, в которой выполнены перфорационные каналы 14. Каротажный прибор 24, такой как устройство снятия профиля потока, соединен с нижней частью погружного электроцентробежного насоса посредством системы 25 крепления и размещен вблизи перфорационных каналов 14. Дополнительно, можно оборудовать расходомер 26 в выпуске погружного электроцентробежного насоса 16.The main submersible electric
Расширяющийся пакер является предпочтительным в качестве изолирующего устройства. Вместе с тем, в случаях, где систему погружного электроцентробежного насоса спускают через насосно-компрессорную трубу, ее можно оборудовать закупоривающей системой, устанавливающейся и уплотняющейся в надлежащем приемном устройстве насосно-компрессорной трубы.An expandable packer is preferred as an insulating device. However, in cases where the submersible electric centrifugal pump system is lowered through the tubing, it can be equipped with a plugging system that is installed and sealed in a suitable tubing receiver.
Изолирующее устройство при нормальной работе поддерживает перепад давления между своими двумя торцами. Данный перепад давления, умноженный на площадь изолированного сечения, создает осевое усилие, которое часто является весьма значительным и требует надлежащей передачи на опору. Когда используют обычные пакеры, передачу обычно осуществляют клинья, передающие нагрузку на ствол скважины. Ситуация становится более критичной, когда используют расширяющийся пакер, и несущая конструкция погружного электроцентробежного насоса имеет весьма ограниченную грузоподъемность (такая, как каротажный кабель).An insulating device during normal operation maintains a pressure differential between its two ends. This differential pressure, multiplied by the area of the isolated section, creates an axial force, which is often very significant and requires proper transmission to the support. When conventional packers are used, wedges transferring the load to the wellbore are typically carried out. The situation becomes more critical when an expandable packer is used, and the load-bearing structure of the submersible electric centrifugal pump has a very limited carrying capacity (such as a wireline cable).
При использовании погружной электроцентробежный насос действует, поднимая текучие среды из нижней части 10 В скважины, обуславливая вход текучих сред через перфорационные каналы 14. Каротажный прибор можно затем использовать для анализа притока из различных перфорационных каналов для определения, который из них, если такой имеется, дает воду и, таким образом, снижает ценность добычи скважины. Расходомер 26 обеспечивает величину общего притока из скважины и, таким образом, обеспечивает возможность оценки относительного поступления текучих сред и обследованных каротажом перфорационных каналов. Каротажный прибор может перемещаться вдоль скважины при выполнении измерений для обеспечения надлежащего размещения притока. Дополнительно к этому, систему в целом можно переместить в другое место в скважине, сокращая пакер 22 и перемещая систему на другое место, поднимая или опуская кабель 18. В конце работы, всю систему можно извлечь из скважины, обеспечивая возможность проведения геотехнических мероприятий в скважине и спуска обычного погружного электроцентробежного насоса.When used, a submersible electric centrifugal pump operates by raising fluids from the bottom of a 10 V well, causing fluids to enter through the
Каротажный прибор можно выполнить перемещающимся в скважине независимо от погружного электроцентробежного насоса для ограничения числа операций установки и снятия пакера. Для обеспечения такого перемещения каротажный прибор можно крепить в скважине системой крепления с возможностью выдвижения и втягивания. Система крепления может содержать телескопическую структуру или несущую трубу, скользящую в уплотнении, где она соединяется с погружным электроцентробежным насосом. Если скважина близка к вертикальной, силы тяжести может быть достаточно для протаскивания каротажного инструмента вниз.The logging tool can be performed moving in the well independently of a submersible electric centrifugal pump to limit the number of installation and removal operations of the packer. To ensure such movement, the logging tool can be mounted in the well with a fastening system with the possibility of extension and retraction. The fastening system may comprise a telescopic structure or a support pipe sliding in a seal where it is connected to a submersible electric centrifugal pump. If the well is close to vertical, gravity may be enough to drag the logging tool down.
Вместе с тем, давление на выпуске погружного электроцентробежного насоса может являться эффективным генератором перемещения, когда применяется в данных типах видвигающихся структур. Втягивание каротажного инструмента может выполнять упругая система, подтягивающая каротажный инструмент назад к погружному электроцентробежному насосу. Обычно погружной электроцентробежный насос следует останавливать (или работать им на малой скорости) так, что давление на выпуске становится достаточно низким для обеспечения втягивания. С такой комбинацией многочисленные каротажные проходы можно выполнять без снятия пакера и перемещения системы погружного электроцентробежного насоса.At the same time, the pressure at the outlet of the submersible electric centrifugal pump can be an effective displacement generator when used in these types of moving structures. The retraction of the logging tool can be performed by an elastic system that pulls the logging tool back to the submersible electric centrifugal pump. Typically, the submersible electric centrifugal pump should be stopped (or run at low speed) so that the outlet pressure becomes low enough to allow retraction. With this combination, numerous logging passes can be performed without removing the packer and moving the submersible electric centrifugal pump system.
Другой комбинацией является использование силы тяжести для обеспечения перемещения каротажного прибора вниз через "неподвижный" погружной электроцентробежный насос, когда погружной электроцентробежный насос не создает существенного давления. Затем можно получать перемещение вверх посредством давления на выпуске погружного электроцентробежного насоса, приложенного к комбинации поршня и цилиндра, связанной с механизмом выдвижения.Another combination is the use of gravity to allow the logging tool to move downward through the “stationary” submersible electric centrifugal pump when the submersible electric centrifugal pump does not generate significant pressure. Then, upward movement can be obtained by means of pressure at the outlet of the submersible electric centrifugal pump applied to the combination of the piston and cylinder associated with the extension mechanism.
Тормозную систему можно использовать для ограничения скорости в водоизмещающем режиме при выполнении каротажа. Скорость можно регулировать каротажным инструментом. Можно использовать модуль обеспечения измерения расстояния между погружным электроцентробежным насосом и каротажным прибором. Данное измерение можно выполнять каротажным прибором, и оно может быть основано на прямом измерении расстояния с отслеживанием выдвижения опоры или использовании колесика, прокатывающегося по обсадной колонне, или перекрестной корреляции пластовых измерений или измерений в стволе скважины, таких как измерение природного гамма-излучения и т.п.The braking system can be used to limit the speed in the displacement mode when logging. The speed can be adjusted with a logging tool. You can use the module for measuring the distance between the submersible electric centrifugal pump and the logging tool. This measurement can be carried out with a logging tool, and it can be based on a direct measurement of the distance with tracking of the extension of the support or the use of a wheel rolling along the casing, or cross-correlation of reservoir measurements or measurements in the wellbore, such as measuring natural gamma radiation, etc. P.
На фиг.3 показан второй вариант осуществления изобретения для применения при испытании скважины. Элементы, совпадающие с элементами варианта осуществления фиг.2, обозначены одинаковыми позициями. В данном случае система выполнена с возможностью создания отклонений давления в скважине от нормы. Как указано ранее, пакер 22 изолирует верхнюю часть 10А скважины от нижней части 10В. Вместе с тем, второй пакер 28 (предпочтительно расширяющийся) оборудован на некотором расстоянии под погружным электроцентробежным насосом 16 для изоляции интервала 10В, представляющего интерес, от остальной части 10С скважины. Датчик 30 давления оборудован на погружном электроцентробежном насосе для измерения давления в интервале 10В.Figure 3 shows a second embodiment of the invention for use in well testing. Elements matching the elements of the embodiment of FIG. 2 are denoted by the same reference numerals. In this case, the system is configured to create deviations of pressure in the well from the norm. As indicated previously, the
При использовании пакеры 22, 28 устанавливают на каждой из сторон интервала 10В, представляющего интерес, и основой погружной электроцентробежный насос 16 включается в работу, при этом получают заданное падение давления в интервале 10В. Посредством изменения подачи через погружной электроцентробежный насос реакцию давления пласта по времени можно измерять, используя датчик 30 давления.In use, the
Выпуск погружного электроцентробежного насоса 16 оборудован клапаном 32 для предотвращения прохождения потока через погружной электроцентробежный насос, и клапан 34 перенаправления потока оборудован под пакером для перенаправления потока в интервал, когда клапан 32 закрыт.The outlet of the submersible electric
Клапан 32 может иметь электропривод. Управление с поверхности обеспечивает надлежащую установку клапана. Клапаном 34 можно управлять совместно с клапаном 32 так, что он открывается в момент закрытия клапана 32. Клапан 34 можно также настроить на открытие, когда давление на выпуске погружного электроцентробежного насоса достигает некоторой величины.
На фиг.4 показаны временные графики расхода и давления в интервале для первого испытания. Погружной электроцентробежный насос 16 работает с установленной скоростью (расход q) до получения состояния с установившимся давлением р. В этой точке поток через погружной электроцентробежный насос останавливают, например, закрывая клапан 32 и перенаправляя поток из погружного электроцентробежного насоса 16 обратно в интервал 10В, и осуществляют мониторинг изменения давления р, увеличивающегося до достижения уровня естественного пластового давления. Форму кривой давления при падении и увеличении давления р можно использовать для анализа возможностей увеличения добычи из пласта. Данную последовательность можно повторять несколько раз для увеличения точности измерений.Figure 4 shows the time graphs of flow and pressure in the interval for the first test. Submersible electric
На фиг.5 показаны временные графики расхода и давления в интервале для второго испытания. В данном случае скорость/расход насоса 16 регулируют на приемлемую величину, например до 10% или 20%. Можно уменьшать скорость насоса и/или управлять клапаном 32 для достижения отклонения расхода от нормы. Расход возвращают на первоначальный уровень перед достижением интервалом равновесия и вновь уменьшают при достижении первоначального уровня. Данную регулировку можно повторять в течение периода времени для выполнения нескольких измерений. Периоды нормального и уменьшенного расходов можно выбирать для обеспечения поддержания пласта в неустановившемся состоянии и обеспечения эффективной оценки его реагирования.Figure 5 shows the time graphs of flow and pressure in the interval for the second test. In this case, the speed / flow rate of the
Понятно, что можно провести модификации насоса в объеме изобретения. Например, измерения давления и расхода можно выполнять одновременно или последовательно, если погружной электроцентробежный насос оборудован комплектами обоих датчиков. Синхронизацию испытания в целом, период регулировки, уровень регулировки и т.д. можно менять для достижения различных свойств пласта.It is understood that modifications to the pump can be made within the scope of the invention. For example, pressure and flow measurements can be performed simultaneously or sequentially if the submersible electric centrifugal pump is equipped with sets of both sensors. Test synchronization in general, adjustment period, adjustment level, etc. can be changed to achieve various reservoir properties.
Другой операцией, которую можно выполнить с системой настоящего изобретения, является возобновление добычи из скважины с низким давлением. В некоторых случаях пластового давления достаточно только для подачи пластовых текучих сред к поверхности. Если скважина остановлена в течение некоторого времени, например во время операции обработки приствольной зоны скважины, вода может накапливаться в скважине (будучи более плотной, чем нефть), образуя столб гидростатического давления с большей плотностью, чем в столбе, получаемом, когда нефть и газ добывают при естественном пластовом давлении. Обычной технологией, используемой для возобновления добычи, является закачка азота для уменьшения плотности столба и обеспечения возобновления добычи. В случае изобретения погружной электроцентробежный насос может работать, пока колонна воды не будет подана на поверхность, и установится стандартный самоподдерживающий многофазный поток. В данной точке погружной электроцентробежный насос можно остановить и извлечь из скважины, его компактный размер обеспечивает использование стандартного оборудования управления давлением и не требует остановки скважины для извлечения погружного электроцентробежного насоса.Another operation that can be performed with the system of the present invention is to resume production from a low pressure well. In some cases, reservoir pressure is only sufficient to supply reservoir fluids to the surface. If the well is stopped for some time, for example, during the processing of the near-wellbore zone of the well, water can accumulate in the well (being denser than oil), forming a column of hydrostatic pressure with a higher density than in the column obtained when oil and gas are produced at natural reservoir pressure. A common technology used to resume production is the injection of nitrogen to reduce the density of the column and ensure the resumption of production. In the case of the invention, the submersible electric centrifugal pump can operate until the water column is supplied to the surface and a standard self-sustaining multiphase flow is established. At this point, the submersible electric centrifugal pump can be stopped and removed from the well, its compact size allows the use of standard pressure control equipment and does not require stopping the well to remove the submersible electric centrifugal pump.
Расширяющийся пакер может расширяться под действием давления на выпуске погружного электроцентробежного насоса. Комбинация клапанов 32 и 34 обеспечивает прогнозируемое расширение, поскольку их можно закрывать во время расширения. Дополнительный клапан (не показан) можно установить на короткую линию, соединенную с гидравлическим пакером, и после расширения данный клапан можно закрыть, удерживая расширение на нужном уровне.The expandable packer may expand under pressure at the outlet of the submersible electric centrifugal pump. The combination of
Описанную выше систему погружного электроцентробежного насоса, связанную, если необходимо, с пакером (пакерами) и мостовой пробкой, такой как клапаны 32, 34, можно также спускать в скважину на нижнем конце насосно-компрессорной трубы (или гибкой насосно-компрессорной трубы), при этом создаются возможности, описанные выше.The above-described submersible electric centrifugal pump system, associated, if necessary, with the packer (s) and bridge plug, such as
На фиг.6 показан вариант осуществления системы, прикрепляемой на нижнем конце насосно-компрессорной трубы 40. Для упрощения прикрепления можно спускать кабель 18 внутри насосно-компрессорной трубы 40, а не снаружи, как в обычном погружном электроцентробежном насосе. В данном случае кабель 18 спускают внутри насосно-компрессорной трубы 40 после установки насоса на требуемой глубине. Скважинный самозапирающийся соединитель 42 используют для соединения кабеля 18 с основным погружным электроцентробежным насосом 16.Figure 6 shows an embodiment of a system attached to the lower end of the
Погружной электроцентробежный насос может быть установлен в скважине в перевернутом положении (то есть с всасыванием текучей среды сверху и подачей ее вниз). Расширяющийся пакер можно также использовать для разделения выпуска от приема насоса. В данном случае погружной электроцентробежный насос может быть установлен над слоем пласта, гидравлически связанного со стволом скважины, так что выпуск может образовывать разрыв в породе.Submersible electric centrifugal pump can be installed in the well in an inverted position (that is, with the absorption of fluid from above and feeding it down). The expandable packer can also be used to separate the outlet from the intake of the pump. In this case, the submersible electric centrifugal pump can be installed above the layer of the formation hydraulically connected to the wellbore, so that the release can form a gap in the rock.
Как и в вышеописанных вариантах осуществления, погружной электроцентробежный насос могут нести каротажный кабель, или насосно-компрессорная труба, или гибкая насосно-компрессорная труба.As in the above embodiments, the submersible electric centrifugal pump can carry a wireline, or tubing, or a flexible tubing.
Данный вариант осуществления может быть полезным для получения данных параметров гидроразрыва пород, а также для выполнения гидроразрыва, требующего ограниченных количеств расклинивающего агента или вообще не требующего расклинивающего агента.This embodiment may be useful for obtaining these fracturing parameters of the rocks, as well as for performing fracturing that requires limited amounts of proppant or no proppant at all.
В другом варианте осуществления изобретения основной погружной электроцентробежный насос с пакером (пакерами) может быть связан с системой перфорирования (стреляющим перфоратором). В данном случае систему перфорирования размещают под погружным электроцентробежным насосом и его пакером. На требуемой глубине устанавливают пакер, погружной электроцентробежный насос включают в работу для создания низкого давления вокруг стреляющего перфоратора, и затем подрывают стреляющий перфоратор. Таким образом обеспечивают выполнение перфорационного канала на депрессии, не требующее замены текучей среды в стволе скважины.In another embodiment of the invention, the main submersible electric centrifugal pump with a packer (s) can be connected to a perforation system (firing punch). In this case, the perforation system is placed under the submersible electric centrifugal pump and its packer. A packer is installed at the required depth, the submersible electric centrifugal pump is put into operation to create low pressure around the firing punch, and then the firing punch is blown up. In this way, the perforation channel is depressed, not requiring fluid replacement in the wellbore.
В еще одном дополнительном варианте осуществления изобретения погружной электроцентробежный насос малого диаметра (не показан) можно спустить в эксплуатационной насосно-компрессорной трубе над основным погружным электроцентробежным насосом. Погружной электроцентробежный насос малого диаметра оборудован стандартным пакером и подвешен на каротажном кабеле. В некоторых случаях погружной электроцентробежный насос малого диаметра может быть включен в работу, обеспечивая добычу, когда основной погружной электроцентробежный насос не работает. Такой режим добычи может быть полезным во время прохождения обратного потока расклинивающего агента для ограничения повреждения основного погружного электроцентробежного насоса. Аналогичная работа может также быть полезной, когда основной погружной электроцентробежный насос не может работать надлежащим образом, но добычу необходимо поддерживать до завершения капитального ремонта скважины.In yet a further embodiment of the invention, a small diameter submersible electric centrifugal pump (not shown) can be lowered in a production tubing above the main submersible electric centrifugal pump. The small diameter submersible electric centrifugal pump is equipped with a standard packer and suspended on a wireline cable. In some cases, a small diameter submersible electric centrifugal pump may be included in the operation, providing production when the main submersible electric centrifugal pump does not work. This mode of production may be useful during the return flow of the proppant to limit damage to the main submersible electric centrifugal pump. Similar work may also be useful when the main submersible electric centrifugal pump cannot work properly, but production must be maintained until the well is completed.
Создание системы байпаса основного погружного электроцентробежного насоса (сбоку или через полый вал) может способствовать выполнению данной работы.The creation of a bypass system for the main submersible electric centrifugal pump (sideways or through a hollow shaft) can contribute to this work.
Дополнительные изменения системы в объеме настоящего изобретения являются очевидными.Further changes to the system within the scope of the present invention are apparent.
Claims (52)
установка основного погружного электроцентробежного насоса, имеющего систему байпаса, в скважине на месте, представляющем интерес, или вблизи него;
действие основного погружного электроцентробежного насоса для модификации потока скважинных текучих сред в заданный период времени;
остановка работы основного погружного электроцентробежного насоса;
установка погружного электроцентробежного насоса малого диаметра на каротажном кабеле в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну над основным насосом;
включение погружного электроцентробежного насоса малого диаметра в работу при бездействующем основном электроцентробежном насосе;
перемещение основного погружного электроцентробежного насоса.1. A method of conducting downhole operations using submersible electric centrifugal pumps, comprising the following stages:
installing a main submersible electric centrifugal pump having a bypass system in the well at or near a location of interest;
the action of the main submersible electric centrifugal pump to modify the flow of borehole fluids in a given period of time;
shutdown of the main submersible electric centrifugal pump;
the installation of a small diameter submersible electric centrifugal pump on a wireline cable in a production tubing string above the main pump;
the inclusion of a submersible electric centrifugal pump of small diameter in operation with an inactive main electric centrifugal pump;
moving the main submersible electric centrifugal pump.
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2008/000106 WO2009113895A1 (en) | 2008-02-27 | 2008-02-27 | Use of electric submersible pumps for temporary well operations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010139409A RU2010139409A (en) | 2012-04-10 |
| RU2469182C2 true RU2469182C2 (en) | 2012-12-10 |
Family
ID=41065434
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010139409/03A RU2469182C2 (en) | 2008-02-27 | 2008-02-27 | Method for performing well operations using submersible electric centrifugal pumps, and system for method's implementation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2469182C2 (en) |
| WO (1) | WO2009113895A1 (en) |
Families Citing this family (22)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| IT1398901B1 (en) * | 2009-12-23 | 2013-03-21 | Nastec S R L | PERFORMED SUBMERGED PUMP. |
| US10344204B2 (en) | 2015-04-09 | 2019-07-09 | Diversion Technologies, LLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10012064B2 (en) | 2015-04-09 | 2018-07-03 | Highlands Natural Resources, Plc | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| US10982520B2 (en) | 2016-04-27 | 2021-04-20 | Highland Natural Resources, PLC | Gas diverter for well and reservoir stimulation |
| WO2019122835A1 (en) * | 2017-12-18 | 2019-06-27 | Zilift Holdings Limited | Apparatus and method for deploying a pump system in a wellbore |
| US11248454B2 (en) | 2019-02-14 | 2022-02-15 | Saudi Arabian Oil Company | Electronic submersible pumps for oil and gas applications |
| US11414985B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring wellbore cross-sections using downhole caliper tools |
| US11414984B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-08-16 | Saudi Arabian Oil Company | Measuring wellbore cross-sections using downhole caliper tools |
| US11631884B2 (en) | 2020-06-02 | 2023-04-18 | Saudi Arabian Oil Company | Electrolyte structure for a high-temperature, high-pressure lithium battery |
| US11149510B1 (en) | 2020-06-03 | 2021-10-19 | Saudi Arabian Oil Company | Freeing a stuck pipe from a wellbore |
| US11391104B2 (en) | 2020-06-03 | 2022-07-19 | Saudi Arabian Oil Company | Freeing a stuck pipe from a wellbore |
| US11719089B2 (en) | 2020-07-15 | 2023-08-08 | Saudi Arabian Oil Company | Analysis of drilling slurry solids by image processing |
| US11255130B2 (en) | 2020-07-22 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Sensing drill bit wear under downhole conditions |
| US11506044B2 (en) | 2020-07-23 | 2022-11-22 | Saudi Arabian Oil Company | Automatic analysis of drill string dynamics |
| US11867008B2 (en) | 2020-11-05 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | System and methods for the measurement of drilling mud flow in real-time |
| US11434714B2 (en) | 2021-01-04 | 2022-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | Adjustable seal for sealing a fluid flow at a wellhead |
| US11697991B2 (en) | 2021-01-13 | 2023-07-11 | Saudi Arabian Oil Company | Rig sensor testing and calibration |
| US11572752B2 (en) | 2021-02-24 | 2023-02-07 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole cable deployment |
| US11727555B2 (en) | 2021-02-25 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | Rig power system efficiency optimization through image processing |
| US11846151B2 (en) | 2021-03-09 | 2023-12-19 | Saudi Arabian Oil Company | Repairing a cased wellbore |
| US11624265B1 (en) | 2021-11-12 | 2023-04-11 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting pipes in wellbores using downhole autonomous jet cutting tools |
| US11867012B2 (en) | 2021-12-06 | 2024-01-09 | Saudi Arabian Oil Company | Gauge cutter and sampler apparatus |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU111270A1 (en) * | 1952-11-01 | 1956-11-30 | Л.Г. Алехин | Device for injecting formation water into oil horizons |
| SU1265300A1 (en) * | 1985-04-25 | 1986-10-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method of investigating directional wells with submersible electric pump |
| RU2057907C1 (en) * | 1993-04-14 | 1996-04-10 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
| RU2190779C1 (en) * | 2001-07-09 | 2002-10-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Oil-well jet plant for testing and completion of oil wells and method of plant operation |
| RU2287671C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Plant for forcing liquid from lower bed to upper bed of well |
| RU2305170C2 (en) * | 2004-01-13 | 2007-08-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Packer separation device for well reservoir operation (variants) |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2291953C1 (en) * | 2005-05-13 | 2007-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Pump device for simultaneous separate operation of two beds in a well |
-
2008
- 2008-02-27 RU RU2010139409/03A patent/RU2469182C2/en active
- 2008-02-27 WO PCT/RU2008/000106 patent/WO2009113895A1/en active Application Filing
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU111270A1 (en) * | 1952-11-01 | 1956-11-30 | Л.Г. Алехин | Device for injecting formation water into oil horizons |
| SU1265300A1 (en) * | 1985-04-25 | 1986-10-23 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Method of investigating directional wells with submersible electric pump |
| RU2057907C1 (en) * | 1993-04-14 | 1996-04-10 | Владимир Геннадьевич Ханжин | Process of exploitation of low-discharge well with electric pump having frequency-controlled drive |
| RU2190779C1 (en) * | 2001-07-09 | 2002-10-10 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Oil-well jet plant for testing and completion of oil wells and method of plant operation |
| RU2305170C2 (en) * | 2004-01-13 | 2007-08-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Packer separation device for well reservoir operation (variants) |
| RU2287671C1 (en) * | 2005-06-01 | 2006-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Plant for forcing liquid from lower bed to upper bed of well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2009113895A1 (en) | 2009-09-17 |
| RU2010139409A (en) | 2012-04-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2469182C2 (en) | Method for performing well operations using submersible electric centrifugal pumps, and system for method's implementation | |
| RU2330158C2 (en) | Method and device for data collection on well characteristics in process of drilling | |
| US8122975B2 (en) | Annulus pressure control drilling systems and methods | |
| RU2455453C2 (en) | Method and device for drilling and completion at programmed pressure and programmed pressure gradient | |
| US20020023746A1 (en) | Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor | |
| US6230800B1 (en) | Methods and apparatus for long term monitoring of a hydrocarbon reservoir | |
| CN103998783A (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
| US10184315B2 (en) | While drilling valve system | |
| GB2462911A (en) | Pressure testing a geological formation | |
| US8302689B2 (en) | Apparatus and method for manipulating fluid during drilling or pumping operations | |
| CA3085378A1 (en) | Operational system for launching, managing and controlling a robot autonomous unit (rau) for operations in oil and gas wells and method of well logging | |
| US8371161B2 (en) | Apparatus and method for formation testing | |
| CN105358795B (en) | underground equipment, system and method | |
| RU2729087C1 (en) | Measurement of stress in working string during well completion operations | |
| US20230287785A1 (en) | Bore plug analysis system | |
| CN104040107A (en) | Method and system for drilling with reduced surface pressure | |
| RU2376460C1 (en) | Equipment for multiple production of multilayer field wells | |
| CN215169881U (en) | Coiled tubing electric submersible pump well completion system | |
| US20230287784A1 (en) | Bore plug analysis system | |
| US11851974B1 (en) | Resettable packer system for pumping operations | |
| Jahn et al. | Well Dynamic Behaviour | |
| Zatoun et al. | Study about the compositions of transcoil ESP completion in the well RERN-6 |