RU2534876C1 - Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve - Google Patents
Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534876C1 RU2534876C1 RU2013142123/03A RU2013142123A RU2534876C1 RU 2534876 C1 RU2534876 C1 RU 2534876C1 RU 2013142123/03 A RU2013142123/03 A RU 2013142123/03A RU 2013142123 A RU2013142123 A RU 2013142123A RU 2534876 C1 RU2534876 C1 RU 2534876C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packers
- packer
- valve
- pipe string
- cable
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для добычи пластового флюида при помощи электроприводного насоса, в частности в скважинах с нарушениями герметичности эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil and gas industry and can be used for the production of formation fluid using an electric drive pump, in particular in wells with impaired tightness of the production string.
Известна скважинная пакерная установка с насосом (варианты), включающая спущенные в скважину на колонне труб постоянного или переменного диаметра насос и пакер, разделяющий изолируемый интервал снизу от приема насоса и выполненный с кабельным вводом или без него. Вариант 1 содержит дополнительный пакер, разделяющий изолируемый интервал сверху от затрубного пространства, и два перепускных устройства. Внутрь колонны труб спущена труба меньшего диаметра и она герметично соединена с перепускными устройствами. Во втором варианте установки внутрь колонны труб спущена колонна труб меньшего диаметра, герметично соединенная нижним концом с перепускным устройством, а верхним концом - с устьевым оборудованием скважины. Вариант 3 установки оснащен дополнительным пакером, разделяющим изолируемый интервал сверху от затрубного пространства. Пакера выполнены с возможностью прохождения через них внешней эксцентричной трубы меньшего диаметра для перепуска среды из нижнего подпакерного в верхнее надпакерное затрубное пространство. Вариант 4 установки включает дополнительный пакер, разделяющий изолируемый интервал сверху от затрубного пространства. Оба пакера выполнены двуствольными. Вариант 5 установки содержит установленный над насосом струйный аппарат с приемной камерой и размещенной в колонне труб трубой меньшего диаметра. Вариант 6 установки снабжен пакером, установленным ниже насоса на хвостовике или на ранее спущенной дополнительной нижней колонне труб с разъединителем на верхнем ее конце (патент РФ №2331758, опубл. 20.08.2008 г.).Known borehole packer installation with a pump (options), including a pump lowered into a borehole on a pipe string of constant or variable diameter, and a packer dividing the insulated interval from the bottom of the pump intake and made with or without cable entry.
Недостатком известной пакерной установки является то, что перепускной циркуляционный клапан, установленный между пакерами, размещен в скважинной камере, что ведет к увеличению сложности и удорожанию работы по извлечению клапана, так как при этом необходимо использование канатной техники с привлечением подрядчика по канатным работам. Также данная установка не позволяет оценить герметичность пакеров при их установке и в процессе работы установки.A disadvantage of the known packer installation is that the bypass circulation valve installed between the packers is placed in the borehole chamber, which leads to an increase in the complexity and cost of the valve removal operation, since it is necessary to use cable technology with the involvement of the cable contractor. Also, this installation does not allow to assess the tightness of the packers during installation and during installation.
Известен вариант исполнения муфты перекрестного течения по фиг.7, 9 (патент РФ №2328590, опубл. 10.07.2008 г.).A known embodiment of the cross-flow coupling in FIGS. 7, 9 (RF patent No. 2328590, publ. 10.07.2008).
Недостатком известной муфты перекрестного течения является малый размер эксцентричного продольного сквозного канала, из-за чего муфта способна пропускать через себя небольшие объемы добываемого пластового флюида. Также к недостаткам можно отнести то, что муфта перекрестного течения не имеет паза для пропуска кабеля погружного электродвигателя.A disadvantage of the known cross-flow clutch is the small size of the eccentric longitudinal through channel, due to which the clutch is able to pass through itself small volumes of produced reservoir fluid. Also disadvantages include the fact that the cross-flow coupling does not have a groove for passing the cable of the submersible motor.
Известен циркуляционный клапан, содержащий корпус с осевым и радиальными каналами для сообщения затрубного пространства с полостью бурильных труб. Внутри корпуса размещен полый дифференциальный поршень, уплотняемый выше и ниже радиальных каналов кольцевыми уплотнениями. Поршень фиксируется в корпусе тарированными срезными шпильками. Сверху в корпус клапана до упора в верхний торец поршня завинчена упорная гайка. На хвостовик поршня надета пружина, сжатая между уступом корпуса клапана сверху и шайбой, упирающейся в гайку (авторское свидетельство №309115, опубл. 09.07.1971 г.).Known circulation valve containing a housing with axial and radial channels for communicating the annulus with the cavity of the drill pipe. Inside the housing there is a hollow differential piston sealed above and below the radial channels by O-rings. The piston is fixed in the housing by calibrated shear pins. From above, a thrust nut is screwed into the valve body until it stops in the upper end of the piston. A spring is put on the piston shank, compressed between the ledge of the valve body on top and the washer resting against the nut (copyright certificate No. 309115, published on July 9, 1971).
Недостатком данного клапана является сложность конструкции, а также возможность того, что пружина может не сработать, следовательно, не будет организовано сообщение кольцевого пространства с полостью бурильных труб.The disadvantage of this valve is the design complexity, as well as the possibility that the spring may not work, therefore, the message of the annular space with the cavity of the drill pipe will not be organized.
Техническим результатом заявляемого изобретения является обеспечение легкого, безаварийного подъема установки на поверхность после завершения работ или при необходимости смены подземного оборудования, снижение трудоемкости и стоимости работ, увеличение добычи нефти, обеспечение прокладки кабеля через муфты перекрестного течения и возможность контроля в режиме реального времени герметичности двухпакерной установки, обеспечение возможности удержания пакера и другого скважинного оборудования от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах, упрощение конструкции циркуляционного клапана, обеспечение его надежного срабатывания.The technical result of the claimed invention is to ensure easy, trouble-free installation of the installation to the surface after completion of work or, if necessary, changing underground equipment, reducing the complexity and cost of work, increasing oil production, ensuring cable laying through cross-flow couplings and the possibility of real-time monitoring of the tightness of a two-packer installation , providing the ability to keep the packer and other downhole equipment from moving upward when creating a re pressure drop in tubing, simplifying the design of the circulation valve, ensuring its reliable operation.
Заявляемый технический результат достигается тем, что:The claimed technical result is achieved by the fact that:
- установка оснащена сбивными клапанами механического принципа действия, циркуляционным клапаном со срезными штифтами гидравлического принципа действия и уравнительным клапаном, причем сбивные клапана расположены соответственно под нижним и над верхним пакерами, циркуляционный и уравнительный клапана установлены последовательно между пакерами;- the installation is equipped with knock-off valves of the mechanical principle of operation, a circulation valve with shear pins of the hydraulic principle of operation and the equalizing valve, and the knocking valves are located respectively under the lower and upper packers, the circulation and equalizing valves are installed in series between the packers;
- эксцентричный сквозной продольный канал муфты перекрестного течения выполнен расширенной С-образной формы, а в корпусе муфт перекрестного течения в направлении, параллельном оси муфт, выполнен продольный паз для укладки кабеля;- the eccentric through longitudinal channel of the cross-flow coupler is made of an expanded C-shape, and in the body of the cross-flow couplers in a direction parallel to the axis of the couplers, a longitudinal groove for cable laying is made;
- установка оснащена контролирующим кабелем, например, оптоволоконным;- the installation is equipped with a control cable, for example, fiber optic;
- установка оснащена в верхней части над разъединителем гидравлическим якорем;- the installation is equipped in the upper part above the disconnector with a hydraulic anchor;
- в верхней части корпуса циркуляционного клапана установлен колпак, зафиксированный от осевых перемещений срезными винтами, а в нижней части корпуса установлена гайка, зафиксированная от отворота винтом, при этом между корпусом и колпаком имеется комплект уплотнений.- a cap is installed in the upper part of the circulation valve body, fixed from axial movements by shear screws, and a nut is installed in the lower part of the body, fixed from the flap by a screw, while there is a set of seals between the body and the cap.
Оснащение установки сбивными клапанами механического принципа действия, циркуляционным клапаном со срезными штифтами гидравлического принципа действия и уравнительным клапаном, а также расположение сбивного клапана соответственно под нижним и над верхним пакерами, установка циркуляционного и уравнительного клапанов последовательно между пакерами позволит обеспечить легкий, безаварийный подъем установки на поверхность после завершения работ или при необходимости смены подземного оборудования.Equipping the installation with mechanical operating principle by flapper valves, a circulation valve with hydraulic operating shear pins and equalizing valve, as well as setting the flap valve under the lower and upper packers, respectively, installing the circulation and equalizing valves in series between the packers will allow easy, trouble-free installation of the unit to the surface after completion of work or, if necessary, a change of underground equipment.
Выполнение эксцентричного сквозного продольного канала муфты перекрестного течения расширенной С-образной формы позволит увеличить добычу нефти.The implementation of an eccentric through longitudinal channel of the cross-flow coupling of the expanded C-shaped shape will increase oil production.
Выполнение продольного паза для укладки кабеля в корпусе муфт перекрестного течения в направлении, параллельном оси муфт, позволит обеспечить прокладку кабеля через муфты перекрестного течения.The execution of the longitudinal groove for laying the cable in the housing of cross-flow couplings in a direction parallel to the axis of the couplings will allow for cable routing through cross-flow couplings.
Оснащение установки контролирующим кабелем, например, оптоволоконным позволит контролировать в режиме реального времени герметичность двухпакерной установки.Equipping the installation with a control cable, for example, fiber optic, will allow real-time monitoring of the tightness of the two-packer installation.
Оснащение установки в верхней части над разъединителем гидравлическим якорем позволит удерживать пакер и другое скважинное оборудование от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах.Equipping the installation in the upper part above the disconnector with a hydraulic anchor will keep the packer and other downhole equipment from moving upward when creating a pressure drop in the tubing.
Установка в верхней части корпуса циркуляционного клапана колпака, зафиксированного от осевых перемещений срезными винтами, а в нижней части корпуса гайки, зафиксированной от отворота винтом, а также установка между корпусом и колпаком комплекта уплотнений позволит упростить конструкцию циркуляционного клапана, обеспечить его надежное срабатывание.The installation of a cap fixed in the upper part of the circulating valve body, fixed from axial movements by shear screws, and a nut fixed in the lower part of the casing of the screw from the flap, as well as installing a set of seals between the casing and the cap, will simplify the design of the circulation valve and ensure its reliable operation.
На фиг.1 представлена схема двухпакерной насосной установки. На фиг.2 представлена схема муфты перекрестного течения. На фиг.3 изображен разрез А-А муфты перекрестного течения. На фиг.4 показана схема циркуляционного клапана.Figure 1 presents a diagram of a two-pack pumping unit. Figure 2 presents a diagram of the cross-flow coupling. Figure 3 shows a section aa cross-flow coupling. Figure 4 shows a diagram of a circulation valve.
Двухпакерная насосная установка включает колонну труб меньшего диаметра 1, размещенную концентрично или эксцентрично в колонне труб большего диаметра 2. Колонна труб меньшего диаметра 1 герметично установлена снизу и сверху соответственно в нижнюю 3 и верхнюю 4 муфты перекрестного течения. Колонна труб большего диаметра 2 оснащена нижним 5 и верхним 6 пакерами с кабельным вводом, размещенными над электроприводным насосом 7 и обратным клапаном 8. Пакеры 5, 6 предназначены для изоляции интервала негерметичности эксплуатационной колонны или пласта 9. Над верхним пакером 6 образован первый интервал с затрубным давлением Pз.1 и внутритрубным давлением Pтр.1. Между пакерами 5, 6 образован второй интервал с затрубным давлением Pз.2 и внутритрубным давлением Pтр.2. Под нижним пакером 5 образован третий интервал с затрубным давлением Pз.3 и внутритрубным давлением Pтр.3.The two-packer pump installation includes a pipe string of a
Под нижним 5 и над верхним 6 пакерами установлены соответственно нижняя муфта перекрестного течения 3, нижний сбивной клапан 10 и верхняя муфта перекрестного течения 4 и верхний сбивной клапан 11. Сбивные клапана 10, 11 предназначены для выравнивания соответственно давлений Pз.1 и Pтр.1, Pз.3 и Pтр.3. Муфты перекрестного течения 3, 4 предназначены для движения потока добываемого пластового флюида и отвода газа. Вдоль всего оборудования и через пакеры 5, 6 может быть проложен контролирующий кабель 12, например, оптоволоконный.Under the lower 5 and over the upper 6 packers, the lower cross-flow coupling 3, the lower relief valve 10 and the upper cross-coupling 4 and the upper relief valve 11 are installed respectively. The relief valves 10, 11 are designed to equalize the pressures P s . 1 and P tr, respectively . 1 , P s . 3 and P tr . 3 . Cross-flow couplings 3, 4 are designed to move the flow of produced reservoir fluid and gas discharge. Along all the equipment and through the packers 5, 6, a control cable 12, for example, fiber optic, can be laid.
Муфты перекрестного течения 3, 4 выполнены в виде корпуса 13 (фиг.2) с эксцентричным сквозным продольным каналом 14 для движения потока добываемого пластового флюида, осевым несквозным каналом 15, поперечным радиальным каналом 16 для отвода газа. Эксцентричный сквозной продольный канал 14 выполнен расширенной С-образной формы (фиг.3). В корпусе муфт перекрестного течения 3, 4 в направлении, параллельном их оси, выполнен продольный паз 17 для укладки кабеля 18 электроприводного насоса 7 и контролирующего кабеля 12. Конфигурация паза 17 выполнена таким образом, чтобы имелась возможность работы с номенклатурой выпускаемых на сегодняшний день электрических кабелей.The cross-flow couplings 3, 4 are made in the form of a housing 13 (FIG. 2) with an eccentric through
Между нижним 5 и верхним 6 пакерами установлены циркуляционный 19 и уравнительный 20 клапана. Циркуляционный клапан 19 предназначен для организации сообщения затрубного пространства и внутренней полости колонны труб. Циркуляционный клапан 19 состоит из корпуса 21, на котором установлен колпак 22, зафиксированный от осевых передвижений срезными винтами 23. Герметичность соединения корпуса 21 и колпака 22 обеспечивается комплектом уплотнений 24, 25, состоящим из защитных и уплотнительных колец. На корпусе 21 установлена гайка 26, зафиксированная от отворота винтом 27.Between the lower 5 and upper 6 packers installed circulating 19 and equalizing 20 valve. The circulation valve 19 is designed to organize communication annular space and the internal cavity of the pipe string. The circulation valve 19 consists of a
Уравнительный клапан 20 предназначен для выравнивания затрубного давления Pз.2 с внутритрубным давлением Pтр.2.The equalizing valve 20 is designed to align the annular pressure P C.2 with the in- pipe pressure P Tr.2 .
Двухпакерная насосная установка выше сбивного клапана 11 оснащена разъединителем 28. Разъединитель 28 предназначен для отсоединения гидравлическим способом верхней части колонны труб 2 от верхнего пакера 6 в случае осложнений при спуско-подъемных операциях.The two-packer pumping unit above the shut-off valve 11 is equipped with a disconnector 28. The disconnector 28 is designed to hydraulically disconnect the upper part of the pipe string 2 from the upper packer 6 in case of complications during hoisting operations.
Над разъединителем 28 установлен гидравлический якорь 29 с пазами (на фиг. не показаны) для установки кабеля 18 и контролирующего кабеля 12. Гидравлический якорь 29 служит для удерживания пакера и другого скважинного оборудования от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах.Above the disconnector 28, a hydraulic armature 29 with grooves (not shown in FIG.) Is installed to install the cable 18 and control cable 12. The hydraulic armature 29 serves to hold the packer and other downhole equipment from moving upward while creating a pressure drop in the tubing.
Двухпакерная насосная установка работает следующим образом.Two-pack pumping unit operates as follows.
Для добычи пластового флюида из скважины с негерметичностью эксплуатационной колонны 30 насосную установку собирают в следующей последовательности: монтируют электроприводной насос 7 на колонне труб большего диаметра 2, крепят контролирующий кабель 12 к колонне труб 2 при спуске в том случае, если есть необходимость осуществления контроля за герметичностью пакеров 5, 6 в режиме реального времени в процессе добычи, через заданное количество труб устанавливают обратный клапан 8, сбивной клапан 10, муфту перекрестного течения 3, нижний пакер с кабельным вводом 5, циркуляционный клапан 19, уравнительный клапан 20, верхний пакер с кабельным вводом 6, муфту перекрестного течения 4, сбивной клапан 11, разъединитель 28, гидравлический якорь 29.To produce formation fluid from a well with leaky production casing 30, the pumping unit is assembled in the following sequence: an electric drive pump 7 is mounted on a pipe string of larger diameter 2, a control cable 12 is attached to the pipe string 2 during descent if there is a need for tightness control packers 5, 6 in real time during the production process, through a predetermined number of pipes, a check valve 8, a relief valve 10, a cross-flow coupling 3, a lower packer with by an abel inlet 5, a circulation valve 19, a balancing valve 20, an upper packer with a cable entry 6, a cross-flow coupling 4, a relief valve 11, a disconnector 28, a hydraulic armature 29.
Спускают насосную установку на колонне труб до проектной глубины. Переводят нижний 5 и верхний 6 пакеры в рабочее положение известным способом.Lower the pump unit on the pipe string to the design depth. Lower 5 and upper 6 packers are transferred to the working position in a known manner.
Запускают скважинную установку в работу. Созданием внутритрубного давления приводят в действие гидравлический якорь 29 (фиг.1). Под действием давления плашки (на фигурах не показаны) гидравлического якоря 29 выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенки эксплуатационной колонны 30. Пластовый флюид проходит через сквозные эксцентричные отверстия нижней 3 и верхней 4 муфт перекрестного течения. Отвод газа производится через поперечные радиальные каналы 16 по внутренней полости трубы меньшего диаметра 1 из затрубного пространства под нижним пакером 5 в затрубное пространство над верхним пакером 6.The downhole installation is launched. By creating an in-line pressure, the hydraulic armature 29 is actuated (FIG. 1). Under pressure, the dies (not shown in the figures) of the hydraulic armature 29 extend outward in the radial direction and penetrate the walls of the production string 30. The formation fluid passes through the through eccentric holes of the lower 3 and upper 4 cross-flow couplings. Gas is removed through transverse
Контролирующий кабель 12, в случае его установки, позволяет следить за герметичностью пакеров 5, 6 в режиме реального времени в процессе добычи.The control cable 12, if installed, allows you to monitor the tightness of the packers 5, 6 in real time during production.
Контроль за герметичностью пакеров 5, 6 осуществляется следующим образом: оптическое волокно контролирующего кабеля 12 воспринимает и измеряет температуру по стволу скважины с определенным интервалом, например один метр, далее информация о замерах передается по контролирующему кабелю 12 на поверхность, где устанавливается контроллер (на фигурах не показан). Если данные замеров температуры над и под пакером 5 и/или 6 представляют собой одинаковые значения, то имеет место негерметичность пакеров 5 и/или 6. Если же температура над и под пакером 5 и/или 6 различна, то герметичность пакеров 5 и/или 6 соблюдена.The tightness control of packers 5, 6 is carried out as follows: the optical fiber of the control cable 12 senses and measures the temperature along the wellbore with a certain interval, for example, one meter, then the measurement information is transmitted through the control cable 12 to the surface where the controller is installed (in the figures shown). If the data of temperature measurements above and below the packer 5 and / or 6 are the same values, then the packers 5 and / or 6 are leaking. If the temperature above and below the packer 5 and / or 6 is different, the tightness of the packers 5 and / or 6 complied with.
При завершении процесса добычи или при необходимости смены подземного оборудования производят подъем насосной установки следующим образом. Для создания сообщения между затрубным пространством и внутренней полостью колонны труб 2, в колонну труб 2 подают давление. При создании заданного перепада в колонне труб 2 и межтрубном пространстве, срезаются винты 23 циркуляционного клапана 19 (фиг.4) и открывается сообщение между полостью колонны труб 2 и затрубным пространством.At the end of the production process or, if necessary, changing the underground equipment, the pumping unit is hoisted as follows. To create a message between the annulus and the internal cavity of the pipe string 2, pressure is applied to the pipe string 2. When creating a given differential in the pipe string 2 and the annulus, the
Выравнивают давления Pз.2 и Pтр.2, для чего натягивают колонну труб 2 (фиг.1) усилием, превышающим ее вес, при этом открываются боковые отверстия (на фигурах не показаны) корпуса уравнительного клапана 20 для сообщения затрубного пространства с внутренней полостью колонны труб 2. При натяжении колонны труб 2 нижний пакер 5 остается неподвижным, а верхний пакер 6 перемещается вверх. Equalize the pressure P s.2 and P Tr.2 , for which they pull the pipe string 2 (Fig. 1) with a force exceeding its weight, while opening the side holes (not shown in the figures) of the equalizing valve body 20 for communicating the annulus with the inner the cavity of the pipe string 2. When pulling the pipe string 2, the lower packer 5 remains stationary, and the upper packer 6 moves up.
Далее приводят в действие механическим способом верхний сбивной клапан 11, происходит выравнивание Pз.1 и Pтр.1. При снятии давления в трубах плашки гидравлического якоря 29 возвращаются в исходное положение под действием пружин (на фигурах не показаны), в результате происходит освобождение гидравлического якоря 29.Next, the upper knockdown valve 11 is mechanically actuated, and P p . 1 and P tr . 1 are aligned . When the pressure in the pipes is removed, the dies of the hydraulic armature 29 return to their original position under the action of springs (not shown in the figures), as a result, the hydraulic armature 29 is released.
Переводят верхний 6 и нижний 5 пакер в транспортное положение. После перевода пакеров 5, 6 в транспортное положение и демонтажа нижней муфты перекрестного течения 3 приводят в действие механическим способом нижний сбивной клапан 10, происходит выравнивание Pз.3 и Pтр.3. Далее производят подъем установки из скважины.The upper 6 and lower 5 packers are moved to the transport position. After transferring the packers 5, 6 to the transport position and dismantling the lower cross-flow coupling 3, the lower knockdown valve 10 is mechanically actuated, and P p . 3 and P tr . 3 are aligned . Next, the installation is lifted from the well.
В случае осложнения при подъеме установки производят отсоединение верхней части колонны труб 2 от верхнего пакера 6 гидравлическим способом при помощи разъединителя 28. Дальнейшее извлечение установки производится стандартным ловильным инструментом (на фигурах не показан).In case of complications during installation lifting, the upper part of the pipe string 2 is disconnected from the upper packer 6 hydraulically using a disconnector 28. Further extraction of the installation is carried out with a standard fishing tool (not shown in the figures).
Применение заявляемого изобретения позволит обеспечить легкий, безаварийный подъем установки на поверхность после завершения работ или при необходимости смены подземного оборудования, снизить трудоемкость и стоимость работ, увеличить добычу нефти, обеспечить прокладку кабеля через муфты перекрестного течения, а также возможность контроля в режиме реального времени герметичности двухпакерной установки, обеспечить возможность удержания пакера и другого скважинного оборудования от перемещения вверх при создании перепада давления в насосно-компрессорных трубах, упростить конструкцию циркуляционного клапана, обеспечить надежное срабатывание циркуляционного клапана.The application of the claimed invention will allow for easy, trouble-free installation of the installation to the surface after completion of work or, if necessary, changing the underground equipment, reducing the complexity and cost of work, increasing oil production, ensuring cable laying through cross-flow couplings, as well as the possibility of real-time monitoring of two-packer tightness installation, to provide the ability to hold the packer and other downhole equipment from moving upward when creating a pressure drop in tubing, simplify the design of the circulation valve, ensure reliable operation of the circulation valve.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013142123/03A RU2534876C1 (en) | 2013-09-13 | 2013-09-13 | Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013142123/03A RU2534876C1 (en) | 2013-09-13 | 2013-09-13 | Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2534876C1 true RU2534876C1 (en) | 2014-12-10 |
Family
ID=53285697
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013142123/03A RU2534876C1 (en) | 2013-09-13 | 2013-09-13 | Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2534876C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2578143C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method for selective analysis of separate formations of coal-methanol wells |
RU168321U1 (en) * | 2016-07-28 | 2017-01-30 | Общество с ограниченной ответственностью "СтройСпецКомплект Групп" | Cable duct plugging system |
RU2651714C2 (en) * | 2017-02-03 | 2018-04-23 | Олег Сергеевич Николаев | Two-packer arrangement of the oil-producing unit with insulation of casing leakage failures |
RU2707312C1 (en) * | 2019-03-20 | 2019-11-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Equipment for selective treatment of beds |
RU213609U1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole safety device with top knock-off valve |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU309115A1 (en) * | Г. Б. Левицкий | CIRCULATION VALVE | ||
RU2101460C1 (en) * | 1991-07-30 | 1998-01-10 | Экспро Норт Си Лимитед | Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space |
US6257332B1 (en) * | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
RU2206713C1 (en) * | 2001-10-16 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Device for suspension and sealing of liner |
RU42856U1 (en) * | 2004-09-13 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | DEVICE FOR CEMENTING AN EXTRA CASING |
RU2328590C1 (en) * | 2006-10-20 | 2008-07-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants |
RU2331758C2 (en) * | 2006-09-11 | 2008-08-20 | ООО НИИ "СибГео Тех" | Downhole packer system with pump (versions) |
-
2013
- 2013-09-13 RU RU2013142123/03A patent/RU2534876C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU309115A1 (en) * | Г. Б. Левицкий | CIRCULATION VALVE | ||
RU2101460C1 (en) * | 1991-07-30 | 1998-01-10 | Экспро Норт Си Лимитед | Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space |
US6257332B1 (en) * | 1999-09-14 | 2001-07-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well management system |
RU2206713C1 (en) * | 2001-10-16 | 2003-06-20 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Device for suspension and sealing of liner |
RU42856U1 (en) * | 2004-09-13 | 2004-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д.Шашина | DEVICE FOR CEMENTING AN EXTRA CASING |
RU2331758C2 (en) * | 2006-09-11 | 2008-08-20 | ООО НИИ "СибГео Тех" | Downhole packer system with pump (versions) |
RU2328590C1 (en) * | 2006-10-20 | 2008-07-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2578143C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method for selective analysis of separate formations of coal-methanol wells |
RU168321U1 (en) * | 2016-07-28 | 2017-01-30 | Общество с ограниченной ответственностью "СтройСпецКомплект Групп" | Cable duct plugging system |
RU2651714C2 (en) * | 2017-02-03 | 2018-04-23 | Олег Сергеевич Николаев | Two-packer arrangement of the oil-producing unit with insulation of casing leakage failures |
RU2806885C2 (en) * | 2018-04-11 | 2023-11-08 | Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ | Well covering system, well system containing such well covering system, and method for sealing damaged area of well tubular metal structure |
RU2707312C1 (en) * | 2019-03-20 | 2019-11-26 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Equipment for selective treatment of beds |
RU213609U1 (en) * | 2022-06-28 | 2022-09-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole safety device with top knock-off valve |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3633139B1 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
EP2909427B1 (en) | Sealing apparatus and method | |
NO343852B1 (en) | System and method for connecting multi-stage additions | |
US20100139909A1 (en) | Intelligent Well Control System for Three or More Zones | |
US10132135B2 (en) | Subsea drilling system with intensifier | |
NO335305B1 (en) | Subsurface well string, well packing and method for fixing an underground well pack. | |
RU2534876C1 (en) | Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve | |
NO20121052A1 (en) | Communication module for use with completion equipment | |
RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
US7165611B2 (en) | Single trip perforation/packing method | |
CN105545282A (en) | Layering continuous well testing system and use method thereof | |
RU2387802C1 (en) | Sharifov's packer system for isolation of non-work perforation range or untight hole section | |
RU2592925C1 (en) | Double-barreled packer with cable transit | |
RU2521243C1 (en) | Selective multistring packer module | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
US9863210B2 (en) | Packer assembly having sequentially operated hydrostatic pistons for interventionless setting | |
RU2438043C2 (en) | Garipov pump unit for simultaneous separate operation of wells (versions) | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
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 | |
RU2357067C1 (en) | Method of well head pressurising and facility for implementation of this method | |
CN114482953A (en) | Offshore heavy oil layering viscosity reduction cold recovery pipe column and method | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
CN109751039B (en) | Underground oil testing electronic control hydraulic modular test system | |
RU2651714C2 (en) | Two-packer arrangement of the oil-producing unit with insulation of casing leakage failures | |
RU2387809C1 (en) | Unit for dual bed operation in one chink |