RU2531011C1 - Formation cut-off procedure for work over without well kill operation - Google Patents
Formation cut-off procedure for work over without well kill operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531011C1 RU2531011C1 RU2013120822/03A RU2013120822A RU2531011C1 RU 2531011 C1 RU2531011 C1 RU 2531011C1 RU 2013120822/03 A RU2013120822/03 A RU 2013120822/03A RU 2013120822 A RU2013120822 A RU 2013120822A RU 2531011 C1 RU2531011 C1 RU 2531011C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- electric
- wet contact
- well
- valve
- pump
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подземном текущем ремонте скважин, оборудованных электроцентробежными (или другими типами) насосами, с целью сохранения коллекторских свойств продуктивного пласта.The invention relates to the oil industry and can be used in underground maintenance of wells equipped with electric centrifugal (or other types) pumps, in order to preserve the reservoir properties of the reservoir.
Известен способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины (аналог) и устройство для его осуществления. Патент РФ №2204695, E21B 34/06. Опубликован 20.05.2003 г.A known method of closing a shut-off valve when removing an electric centrifugal pump from a fountain well (analogue) and a device for its implementation. RF patent No. 2204695, E21B 34/06. Published May 20, 2003
Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из скважины основан на приведении в действие запорного узла, разгерметизации устья скважины и подъеме насосного оборудования. Приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса. Нижняя часть электроцентробежного насоса соединена с толкателем клапана-отсекателя. С помощью силового цилиндра (гидродомкрата) перемещают электроцентробежный насос из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины. Положение гидродомкрата зафиксировано устройством, управляемым с поверхности бросовым запорным элементом. После отключения продуктивного пласта производится разгерметизация устья скважины и извлечение погружного оборудования.The method of closing the shutoff valve when removing the electric centrifugal pump from the well is based on actuating the shutoff assembly, depressurizing the wellhead and lifting the pumping equipment. The locking unit of the shutoff valve is actuated when the wellhead and the tubing string are sealed at the command of the surface by creating pressure inside the tubing string to move the electric centrifugal pump upward. The lower part of the electric centrifugal pump is connected to the pusher of the shutoff valve. Using a power cylinder (hydraulic jack), the electric centrifugal pump is moved from the position that ensures the communication of the reservoir with the cavity of the well, to the position in which the reservoir is disconnected from the cavity of the well. The position of the hydraulic jack is fixed by a device controlled from the surface by a waste shut-off element. After shutting off the reservoir, the wellhead is depressurized and the submersible equipment is removed.
Недостатками способа закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления являются: необходимость сдергивания электроцентробежного насоса без подъема насосно-компрессорных труб при закрытии клапана-отсекателя: дополнительные назрузки на фланцевые соединения; сложность проведения работ при спуске электроцентробежного насоса для обеспечения надежности открытия клапана-отсекателя без герметизации устья скважины.The disadvantages of the method of closing the shutoff valve when removing the electric centrifugal pump from the fountain well and a device for its implementation are: the need to pull off the electric centrifugal pump without lifting the tubing when closing the shutoff valve: additional loads on flange connections; the complexity of the work when lowering the electric centrifugal pump to ensure the reliability of opening the shutoff valve without sealing the wellhead.
Известен регулятор-отсекатель Шарифова (аналог), предназначенный для отключения продуктивного пласта от скважины. Патент РФ №2229586, E21B 34/06. Опубликован 27.05.2004 г.Known controller-shutoff Sharifov (analogue), designed to disconnect the reservoir from the well. RF patent No. 2229586, E21B 34/06. Published May 27, 2004
Регулятор-отсекатель Шарифова состоит из корпуса с одним или несколькими верхними и нижними пропускными каналами, наружными уплотнительными элементами и фиксатором. Внутри фиксатора размещен, по меньшей мере, один регулирующий орган в виде камеры сильфона или поршня со штоком и/или затвора с соответствующим седлом. Согласно изобретению затвор установлен под и/или над седлом, и/или внутри седла, и/или между седел, свободно и/или подпружинен, и/или жестко связан со штоком камеры сильфона или поршня. Камера выполнена без или с узлом зарядки ее сжатым газом и размещена в корпусе сверху и/или снизу, соответственно по направлению ее штока вниз и/или вверх, что камера сильфона или поршня без узла зарядки может быть герметично изолирована или гидравлически соединена с полостью корпуса или пространством за корпусом, при этом в камере установлен управляемый усилием пружинный элемент.The Sharifov controller-shutoff consists of a housing with one or more upper and lower throughput channels, external sealing elements and a latch. At least one regulating body in the form of a bellows or piston chamber with a rod and / or a shutter with a corresponding seat is located inside the latch. According to the invention, the valve is installed under and / or above the seat, and / or inside the seat, and / or between the seats, freely and / or spring-loaded, and / or rigidly connected to the stem of the bellows or piston chamber. The chamber is made without or with a unit for charging it with compressed gas and is placed in the housing from above and / or below, respectively, in the direction of its rod down and / or up, so that the chamber of the bellows or piston without the unit for charging can be hermetically isolated or hydraulically connected to the cavity of the body or space behind the housing, while a force-controlled spring element is installed in the chamber.
Недостатками отсекателя ствола скважины являются: работы с регулятором-отсекателем осложнены индивидуальным подбором пружины (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана, а также расчетами давления в камере сильфона.The disadvantages of the borehole shutoff valve are: work with the shutoff regulator is complicated by individual spring selection (spring compression ratio) to ensure reliable valve operation, as well as pressure calculations in the bellows chamber.
Известен скважинный клапан-отсекатель (аналог), предназначенный для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ. Патент РФ №2112863, E21B 34/06. Опубликован 10.06.1998 г.Known downhole shutoff valve (analogue), designed for tight shutoff of the wellbore during repair work. RF patent No. 2112863, E21B 34/06. Published on June 10, 1998
Скважинный клапан состоит из двух дисков. Они имеют соосные отверстия и возможность разворота относительно друг друга для разобщения отверстий. Запорный узел имеет также механизм управления. В сопрягаемых поверхностях дисков выполнены проточки. Они образуют полость, гидравлически связанную каналом с надклапанным пространством. Работа скважинного клапана отсекателя основана на принципе револьверного механизма.The downhole valve consists of two discs. They have coaxial holes and the ability to turn relative to each other to separate the holes. The locking unit also has a control mechanism. Grooves are made in the mating surfaces of the disks. They form a cavity hydraulically connected by a channel with a nadklapannym space. The operation of the borehole valve of the cutter is based on the principle of a revolving mechanism.
Недостатками скважинного клапана-отсекателя являются: отсутствие устройства для определения положения отверстия диска при провороте; для использования в компоновке в составе с электроцентробежным насосом необходима доработка устройства для поворота диска на нужный угол.The disadvantages of the downhole shutoff valve are: the lack of a device for determining the position of the hole of the disk during rotation; for use in the arrangement with an electric centrifugal pump, it is necessary to modify the device to rotate the disk to the desired angle.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому (прототипом) является способ эксплуатации скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающий спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», а линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи (патент РФ №2500882, опуб.10.12.2013).The closest in technical essence to the claimed (prototype) is a method of operating a well using an electrically and mechanically controlled downhole wet and dry plug and disconnect unit, including the descent and installation of a pipe string with a packer arrangement, sensor control units of formation parameters controlled by electric or electromechanical valves that regulate or cut off the flow of fluid from the formations into the well, while the valves are controlled through a docked block to "wet contact", and the communication line is a submersible pump motor power cable laid along the column or additional communication channel (RF patent №2500882, opub.10.12.2013).
Данный способ эксплуатации скважин применим для одновременно-раздельной эксплуатации скважин, вскрывающих два и более пласта и не может использоваться при текущих ремонтах скважины по замене глубинно-насосного оборудования.This method of operating wells is applicable for simultaneous and separate operation of wells that open two or more layers and cannot be used for ongoing well repairs to replace downhole pumping equipment.
Настоящее изобретение направлено на сохранение продуктивности пласта при проведении текущего ремонта скважин.The present invention is aimed at maintaining reservoir productivity during routine well repair.
Технической задачей изобретения является создание способа, позволяющего исключить вредное влияние раствора глушения на продуктивный пласт за счет управляемого отключения продуктивной части пласта и беспрепятственного проведения смены насосного оборудования на скважинах с аномально низкими и высокими пластовыми давлениями.An object of the invention is to create a method that allows to eliminate the harmful effects of the killing solution on the reservoir due to the controlled shutdown of the reservoir’s reservoir and the unhindered change of pumping equipment in wells with abnormally low and high reservoir pressures.
Поставленная задача решается тем, что в способе отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины с применением внутрискважинного электрически и механически управляемого соединяемого и разъединяемого блока «мокрый контакт», включающем спуск и установку колонны труб с пакерной компоновкой, блоками датчиков контроля параметров работы пластов, управляемых электрических или электромеханических клапанов, регулирующих либо отсекающих поступление флюида из пластов в скважину, при этом клапанами управляют через состыкованный блок «мокрого контакта», а линией связи служит силовой кабель электродвигателя погружного насоса или проложенный вдоль колонны дополнительный канал связи, согласно изобретению скважину спускают пакерную компоновку, содержащую пакер, якорь, электрический или электромеханический клапан, перекрывающий пропускной канал в пакере, блок датчиков и нижний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или к хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», соединяют верхний и нижний блоки «мокрого контакта», открывают электрический или электромеханический клапан посредством управления через блок «мокрый контакт», осуществляют эксплуатацию пласта погружным насосом до момента возникновения необходимости проведения подземного ремонта, после чего производят закрытие электрического или электромеханического клапана посредством управления через блок «мокрый контакт», электропогружной насос, к нижней части которого или хвостовику с аварийным разъединительным устройством закреплен верхний блок разъединяемого электрического блока «мокрый контакт», извлекают из скважины и проводят подземный ремонт, по завершении которого повторяют операцию спуска электропогружного насоса.The problem is solved in that in the method of cutting off the formation for underground repairs without killing the well using an electrically and mechanically controlled plug-and-play wet contact block, including the descent and installation of a pipe string with a packer arrangement, blocks of sensors for monitoring formation parameters, controlled electric or electromechanical valves, regulating or cutting off the flow of fluid from the reservoir into the well, while the valves are controlled through poked wet contact block, and the communication cable is the power cable of the electric motor of the submersible pump or an additional communication channel laid along the column, according to the invention, the packer assembly containing the packer, armature, electrical or electromechanical valve blocking the passage channel in the packer, the sensor unit and the lower block of the wet contact disconnectable electric block, an electric submersible pump, to the bottom of which or to the shank with the emergency disconnect device the upper block of the wet contact disconnectable electric block, connect the upper and lower wet contact blocks, open the electric or electromechanical valve by controlling through the wet contact block, operate the formation with a submersible pump until it becomes necessary to carry out underground repairs, and then produce closing an electric or electromechanical valve by controlling through a wet contact unit, an electric submersible pump, to the bottom of which or the shank with the emergency disconnecting device is fixed to the upper block of the wet contact disconnected electric unit, removed from the well and underground repair is carried out, after which the operation of lowering the electric submersible pump is repeated.
Соединение по типу «мокрый» контакт используется для обеспечения надежного электрического соединения и рассоединения в скважинных условиях с электрическим клапаном и блоком датчиков, размещенных в пакерной системе. Питание, управление, передача информации электрического клапана и блока датчиков через соединение по типу «мокрый» контакт может быть осуществлено через силовой кабель погружного насоса (от «нулевой точки» электропогружного двигателя) либо через отдельно проложененный вдоль колонны насосно-компрессорных труб и насосного оборудования кабель (либо как дополнительный кабель в оплетке с силовым кабелем).A wet contact type connection is used to provide a reliable electrical connection and disconnection in downhole conditions with an electric valve and a sensor unit located in a packer system. Power supply, control, information transmission of the electric valve and the sensor block through the wet contact connection can be carried out through the power cable of the submersible pump (from the “zero point” of the electric submersible motor) or through a cable separately laid along the tubing string and pump equipment (or as an extra braided cable with a power cable).
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на фиг.1 и 2 схематично представлены принципиальные схемы способа отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины для вариантов управления электрическим клапаном: через силовой кабель погружного насоса 3 и через дополнительный канал 21.The invention is illustrated by drawings, where figure 1 and 2 schematically shows a schematic diagram of a method of cutting off a reservoir for underground repairs without killing a well for options for controlling an electric valve: through a power cable of a
На фиг.1 и 2 изображены схемы компоновки после спуска всех частей оборудования и стыковки «мокрого» контакта, дополненные скважинным насосом 5, погружным электродвигателем 6 с блоком телеметрии (ТМС) 7, силовым кабелем КРБК 3 либо дополнительным каналом из геофизического кабеля 21, закрепленных на трубах 2 крепежными поясами 4 либо протекторами 22.Figures 1 and 2 show the layout diagrams after the descent of all parts of the equipment and the wet contact docking, supplemented by a
«Мокрый» контакт состоят из двух блоков - блока верхнего «мокрого» контакта 8 и нижнего «мокрого» контакта 14, соединение которых в скважинных условиях позволяет получить надежный электрический контакт. Примером, частного случая в поверхностных условиях, может служить соединение «вилка-розетка». В скважинных условиях данное соединение осложняется наличием элетропроводимой среды (скважинной жидкости), высоких значений давления и температуры, наличием взвешенных твердых частиц, постепенно оседающих на забой скважины.A “wet” contact consists of two blocks - a block of the upper “wet”
Верхняя часть блока «мокрый» контакт 8 снабжена контактной группой 10 и стыковочным узлом 12 для обеспечения механического и электрического соединения и разъединения верхней и нижней частей «мокрого» контакта для питания электрического (либо электромагнитного) клапана 18.The upper part of the
На фиг.3-7 изображены процессы сборки компоновки, поясняющие решение технической задачи и описание способа.Figure 3-7 shows the assembly processes of the layout, explaining the solution of the technical problem and the description of the method.
Спущенная компоновка (Фиг.7) представляет собой подвешенный на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежный насос 5 (либо другой тип насоса), погружной электродвигатель 6, а также соединенные механически блоки верхнего 8 и нижнего 14 «мокрого» контакта. Блок нижнего «мокрого» контакта 14, а также эклектический клапан 18 расположены в пакерной компоновке 17 с механическими якорями 16 (Фиг.1). Якоря предназначены для предотвращения осевого смещения пакера в случае высоких перепадов давлений над пакерной и подпакерной зонах.The run-down arrangement (Fig. 7) is an electric centrifugal pump 5 (or another type of pump) suspended on a tubing string, a
В случае спуска пакерного оборудования ниже глубины спуска насосного оборудования блок верхнего «мокрого» контакта монтируется на хвостовике (колонне труб или штанг), непосредственно закрепленном в нижней точке электродвигателя электроцетробежного насоса.In the case of descent of the packer equipment below the depth of descent of the pumping equipment, the upper wet contact block is mounted on the shank (pipe string or rods), which is directly fixed at the lower point of the electric motor of the electric centrifugal pump.
Управление электроклапаном 18 осуществляется с устья скважины со станции управления 1 путем подачи питания на электропривод клапана.The control of the
В целях снижения риска запирания клапана за счет высокого противодавления в подпакерной расположение электроклапана 18 предусмотрено таким образом, что закрытие запирающего устройства осуществляется сверху-вниз. При достижении запирающего устройства седла клапана 19 достигается надежное разобщение пластов.In order to reduce the risk of locking the valve due to high back pressure in the sub-packer location of the
При открытом клапане поток жидкости пласта по каналам 15 в пакерной компоновке поступают на прием насоса и далее на устье скважины.With the valve open, the flow of formation fluid through
Спуск внутрискважинного оборудования для проведения текущего подземного ремонта скважин можно осуществить двумя способами.Lowering of downhole equipment for ongoing underground well repair can be done in two ways.
Первый способ (Фиг.3) предполагает спуск на колонне насосно-компрессорных труб 2 и специальном разъединителе 12 транспортного пакерного оборудования 17′ с якорями 16′, содержащего в своем составе электрический либо электромеханический клапан 18′ в закрытом состоянии и нижний блок «мокрого» контакта.The first method (Figure 3) involves the descent on the string of
Второй способ (Фиг.4) предполагает спуск пакерной компоновки на колонне насосно-компрессорных труб 2 совместно с электрически и механически соединяемым и разъединяемым блоком «мокрый» контакт 8, 14. При этом каналом связи может служить прокладываемый вдоль колонны геофизический кабель 21, закрепляемый к колонне крепежными поясами 4. Соединение кабеля с верхним блоком «мокрого» контакта осуществляется через кабельный геофизический наконечник 23. Спуск пакерной компоновки в данном случае можно осуществить при открытом электроклапане 18. Данный вариант, кроме определения герметичности пакерной компоновки, позволит проверить работоспособность электроклапана, надежность соединения блока «мокрый» контакт.The second method (Figure 4) involves the descent of the packer arrangement on the
Переток жидкости по двум способам происходит по заколонному пространству между пакерной компоновкой и эксплуатационной колонной.The fluid flow in two ways occurs in the annular space between the packer layout and production casing.
При достижении расчетной глубинный спуска (это может быть глубина спуска насоса, глубина кровли пласта и т.д.) производят посадку пакерной компоновки 17, разъединение и подъем колонны труб. Проверку герметичности пакера и клапанного узла осуществляют посредством опрессовки эксплуатационной колонны.Upon reaching the estimated deep descent (this may be the depth of the descent of the pump, the depth of the roof of the reservoir, etc.), the
Далее спускают сборку из погружного насосного оборудования с установленным в нижней части блоком верхнего «мокрого» контакта 8 (Фиг.6). После стыковки верхней и нижней частей внутрискважинного электрически и механически соединяемого и разъединяемого блока «мокрый» контакт устанавливается электрическая связь между наземной станцией контроля 1 и управляемым электрически либо электромеханически клапаном 18, в результате появляется возможность контроля и измерения параметров состояния скважины и отсечения потока пластового флюида с пласта 20 в случае проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.Next, the assembly is lowered from the submersible pumping equipment with the upper
В случае необходимости профилактических и ремонтных работ насосного оборудования (смены насоса) смену насоса осуществляют следующим образом.If necessary, preventive and repair work of the pumping equipment (pump change), the pump is changed as follows.
По команде с устья закрывают клапан 18 (Фиг.4), а также стравливают давление в затрубном пространстве. После чего производят срыв планшайбы, при котором происходит механическое и электрическое разъединение блоков «мокрого» контакта 8 и 14. При подъеме погружного оборудования производят периодическое замещение объема извлекаемого оборудования водой с целью сохранения противодавления на пакерную компоновку.On command from the mouth close valve 18 (Figure 4), as well as relieve pressure in the annulus. After that, the faceplate is disrupted, during which the wet and wet contact blocks 8 and 14 are mechanically disconnected. When lifting the submersible equipment, the volume of the extracted equipment is periodically replaced with water in order to maintain back pressure on the packer arrangement.
При замене насоса на заменяемый насос устанавливают блок верхнего «мокрого» контакта. С целью предотвращения удара о нижную часть оборудования в блоке нижнего «мокрого» контакта 14 предусмотрены направляющая воронка 11 и стопорное устройство 13 на определенном расстоянии от электрических контактов 10. При достижении элемента упора 9 верхнего «мокрого» контакта 8 происходит разгрузка веса всей колонны, что позволит определить положение нижней точки подвести и подобрать подгоночные патрубки для посадки планшайбы.When replacing the pump with the pump being replaced, the upper wet contact block is installed. In order to prevent an impact on the lower part of the equipment, a
После сборки фонтанной арматуры по команде с устья открывают электроклапан 18 и производят стандартную процедуру вывода скважины на режим. При стыковке блоков «мокрого» контакта можно получить информацию о давлении в подпакерной зоне (внутрискважинное оборудование может предусматривать установку датчиков (давления, температуры), а также контролировать параметры работы скважины на выводе.After assembling the fountain valves, at the command of the mouth, the
Технологический и экономический эффекты от использования способа отсечения пласта для проведения текущего ремонта без глушения скважины достигаются за счет сохранения продуктивности пласта, сокращения затрат на растворы глушения и ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования.The technological and economic effects of using the method of cutting off the reservoir for routine repairs without killing the well are achieved by preserving the productivity of the reservoir, reducing the cost of killing solutions and accelerating the maintenance and repair of pumping equipment.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013120822/03A RU2531011C1 (en) | 2013-05-06 | 2013-05-06 | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013120822/03A RU2531011C1 (en) | 2013-05-06 | 2013-05-06 | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2531011C1 true RU2531011C1 (en) | 2014-10-20 |
Family
ID=53381856
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013120822/03A RU2531011C1 (en) | 2013-05-06 | 2013-05-06 | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2531011C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2592903C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-07-27 | Петр Игоревич Сливка | Method for underground well repair for replacement of downhole pumping equipment without action on formation |
RU2620700C1 (en) * | 2016-04-21 | 2017-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Controlled well electromechanical valve |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU711274A2 (en) * | 1977-07-06 | 1980-01-25 | Татарский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Mine face cut-off device |
SU926241A1 (en) * | 1980-06-24 | 1982-05-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Device for shutting-off well shaft |
EA010090B1 (en) * | 2002-08-30 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well communication system |
RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
RU2455460C2 (en) * | 2006-06-23 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Downhole system with string having electric pump and inductive coupler |
RU2500882C9 (en) * | 2011-12-08 | 2014-03-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit |
-
2013
- 2013-05-06 RU RU2013120822/03A patent/RU2531011C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU711274A2 (en) * | 1977-07-06 | 1980-01-25 | Татарский Государственный Научно- Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Mine face cut-off device |
SU926241A1 (en) * | 1980-06-24 | 1982-05-07 | Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Device for shutting-off well shaft |
EA010090B1 (en) * | 2002-08-30 | 2008-06-30 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Well communication system |
RU2455460C2 (en) * | 2006-06-23 | 2012-07-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Downhole system with string having electric pump and inductive coupler |
RU2385409C2 (en) * | 2008-05-13 | 2010-03-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method |
RU2500882C9 (en) * | 2011-12-08 | 2014-03-10 | Открытое акционерное общество "Нефтяная компания "Роснефть" | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2592903C1 (en) * | 2015-08-28 | 2016-07-27 | Петр Игоревич Сливка | Method for underground well repair for replacement of downhole pumping equipment without action on formation |
RU2620700C1 (en) * | 2016-04-21 | 2017-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Controlled well electromechanical valve |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2009276908B2 (en) | Electric wireline insert safety valve | |
US9157299B2 (en) | Integrated opening subsystem for well closure system | |
US9166352B2 (en) | Downhole electrical coupler for electrically operated wellbore pumps and the like | |
US9909387B2 (en) | Semi-autonomous insert valve for well system | |
US20230366292A1 (en) | Full bore electric flow control valve system | |
CN105683491A (en) | Hanger and penetrator for through tubing ESP deployment with a vertical production tree | |
US8662184B2 (en) | Multi-section tree completion system | |
AU4806901A (en) | Downhole well-control valve reservoir monitoring and drawdown optimization system | |
WO2010129478A1 (en) | Subsea control system | |
EP2673458A2 (en) | Partially retrievable safety valve | |
US20090001304A1 (en) | System to Retrofit an Artificial Lift System in Wells and Methods of Use | |
JP2019534404A (en) | Underground safety valve for cable-deployed electric submersible pump | |
US9140101B2 (en) | Subsurface safety valve deployable via electric submersible pump | |
RU2531011C1 (en) | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
EP3963175B1 (en) | Operating a subsurface safety valve using a downhole pump | |
RU2620700C1 (en) | Controlled well electromechanical valve | |
RU2500882C2 (en) | Method of simultaneous separate or sequential production of formation fluid in wells of multilayer fields with use of downhole disconnectable wet contact unit | |
RU2592903C1 (en) | Method for underground well repair for replacement of downhole pumping equipment without action on formation | |
RU2623750C1 (en) | Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast | |
RU2546218C1 (en) | Producing reservoirs survey method at dual operation of multi-pay well and installation for its implementation | |
US11136857B2 (en) | Rapid response well control assembly | |
US11965390B2 (en) | Combined master valve and cable hanger for deploying electric submersible pump in a live well | |
US10934799B2 (en) | Wellhead feed through apparatus for electrical cable and other types of conduit | |
WO2022241422A1 (en) | Lock sequencing system for a blowout preventer |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160507 |