RU2645311C1 - Downhole controlled electromechanical valve - Google Patents

Downhole controlled electromechanical valve Download PDF

Info

Publication number
RU2645311C1
RU2645311C1 RU2016136053A RU2016136053A RU2645311C1 RU 2645311 C1 RU2645311 C1 RU 2645311C1 RU 2016136053 A RU2016136053 A RU 2016136053A RU 2016136053 A RU2016136053 A RU 2016136053A RU 2645311 C1 RU2645311 C1 RU 2645311C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
valve
tube
pressure
fittings
measuring
Prior art date
Application number
RU2016136053A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Мирсатович Нагуманов
Тимербай Сабирьянович Камильянов
Фаат Тахирович Шамилов
Динар Мударисович Дусаев
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority to RU2016136053A priority Critical patent/RU2645311C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2645311C1 publication Critical patent/RU2645311C1/en

Links

Images

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/16Control means therefor being outside the borehole
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06Measuring temperature or pressure

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Geophysics (AREA)
  • Indication Of The Valve Opening Or Closing Status (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to technology of oilfield equipment and can be used for simultaneous-separate exploitation of seams and during current repair of wells without their killing. Valve consists of a casing, a sub-box with a typical connecting connector or with a wet contact connector, a micro electric motor powered from “zero point” of ESP motor, a reducer with a screw, a hollow rod with a passageway for measuring the pressure in the formation, differential piston, leveling well and reservoir pressure, auxiliary and controlled valve, to which the choke tube with internal gap is hermetically connected, in which the formation pressure measuring tube passes, docked with the passageway in the hollow stem and hermetically connected to the auxiliary valve. Socket tube is made from above with radial holes, and from bottom - with teardrop-shaped fittings and is damped with a sealed plug inside which lower end of tube for measuring formation pressure passes. Against the unions in the nipple is a groove, hydraulically connected through the fittings with the inlet channels in the nipple.
EFFECT: technical result is to ensure a reliable and smooth regulation of well production rate and to measure formation pressure during operation of formation.
1 cl, 4 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано с электроцентробежными насосами для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения.The present invention relates to the technique of oilfield equipment and can be used with electric centrifugal pumps for simultaneous and separate operation of the reservoirs and with the current repair of wells without killing them.

Известна насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины [Патент РФ №2563262, МПК Е21В 43/12 и Е21В 43/14, опубликован 20.09.2015], содержащая наземную станцию управления, электродвигатель центробежного насоса с питающим кабелем, телемеханическую систему, включающую блоки регулирования притока и учета пластовых продуктов и регулируемые электроприводные клапаны, электроприводы которых питаются через дополнительный кабель, подвижные соединения концевых штуцеров и гладких ниппелей, образующих телескопическое соединение стыковочного узла.A known pump installation for simultaneous and separate operation of a multilayer well [RF Patent No. 2563262, IPC Е21В 43/12 and Е21В 43/14, published September 20, 2015], comprising a ground control station, a centrifugal pump electric motor with a power cable, a telemechanical system including blocks regulation of inflow and metering of stratum products and adjustable electric actuator valves, electric actuators of which are fed through an additional cable, movable joints of end fittings and smooth nipples forming a telescopic soy Docking unit

Предлагаемая насосная установка, безусловно, выполняет все предусмотренные функции одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине. Однако телескопическое соединение не обеспечивает отсечения пластов и глушение скважины для ремонта насосного оборудования. К тому же установка требует отдельные кабели, питающие электропривод регулируемого клапана и блок телемеханики и контроля притока и учета состава добываемой жидкости, что приводит к необходимости прокладки и крепления их рядом с силовым кабелем для питания электродвигателя ЭЦН и соответственно перетиранию их при спуске в горизонтальные скважины.The proposed pump installation, of course, performs all the functions provided for simultaneously and separately operating reservoirs in the well. However, the telescopic connection does not provide clipping of the layers and killing the well for the repair of pumping equipment. In addition, the installation requires separate cables that feed the electric valve of the adjustable valve and the telemechanics unit and control the inflow and account of the composition of the produced fluid, which leads to the need to lay and fasten them next to the power cable to power the ESP electric motor and, accordingly, rub them down into horizontal wells.

Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.The aim of the invention is to remedy these disadvantages.

Эта цель достигается тем, что дополнительно к управляемому электромеханическому клапану герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная с вспомогательным клапаном, штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными выходными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами, в нижнем торце штуцерная трубка заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец уплотняемой трубки для измерения пластового давления, напротив штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле.This goal is achieved by the fact that in addition to the electromechanical valve being controlled, a choke tube with an internal clearance is tightly connected, in which a tube for measuring reservoir pressure passes, joined with a passage channel in the hollow stem and hermetically connected to the auxiliary valve, the choke tube is made with radial outlet openings on top and from the bottom with drop-shaped fittings; in the lower end, the nozzle tube is sealed with a sealed stopper, inside of which the lower end of the sealable tube passes and for measuring reservoir pressure, a groove is made opposite the fittings in the nipple, hydraulically connected through the fittings to the inlet channels in the nipple.

На фиг. 1 показан разрез общего вида скважинного управляемого электромеханического клапана: 1 - корпус; 2 - переводник присоединительный; 3 - типовой разъем или разъем типа «мокрый контакт»; 4 - блок управления телеметрией и микроэлектродвигателем; 5 - микроэлектродвигатель; 6 - редуктор; 7 - гайка винтопары; 8 - шарикоподшипники; 9 - винт; 10 - датчик давления; 11 - датчик температуры; 12 - полый шток; 13 - круговая полость; 14 - радиальное отверстие в штоке; 15 - проходной канал в штоке; 16 - радиальное отверстие в корпусе для скважинного давления; 17 - дифференциальный поршень; 18 - радиальное отверстие в полом штоке для пластового давления; 19 - управляемый (основной) клапан; 20 - вспомогательный (малый) клапан; 21 - седло вспомогательного клапана; 22 - выходной канал вспомогательного клапана; 23 - выходные радиальные отверстия в корпусе; 24 - зазор между штуцерной трубкой и трубкой для пластового давления; 25 - седло управляемого клапана; 26 - выходные отверстия в штуцерной трубке; 27 - трубка для пластового давления; 28 - штуцерная трубка; 29 - каплевидные штуцеры; 30 - входные каналы; 31 - пробка; 32 - проточка в ниппеле; 33 - ниппель; 34 - уплотнения.In FIG. 1 shows a section of a General view of a downhole controlled electromechanical valve: 1 - housing; 2 - connecting sub; 3 - typical connector or connector type "wet contact"; 4 - control unit telemetry and microelectric motor; 5 - microelectric motor; 6 - gear; 7 - screw pair nut; 8 - ball bearings; 9 - screw; 10 - pressure sensor; 11 - temperature sensor; 12 - hollow stock; 13 - a circular cavity; 14 - radial hole in the stock; 15 - passage channel in the stock; 16 - radial hole in the housing for downhole pressure; 17 - differential piston; 18 - a radial hole in the hollow rod for reservoir pressure; 19 - controlled (main) valve; 20 - auxiliary (small) valve; 21 - a saddle of the auxiliary valve; 22 - output channel of the auxiliary valve; 23 - output radial holes in the housing; 24 - the gap between the nozzle pipe and the pipe for reservoir pressure; 25 - valve seat; 26 - outlet holes in the nozzle tube; 27 - tube for reservoir pressure; 28 - choke tube; 29 - drop-shaped fittings; 30 - input channels; 31 - cork; 32 - groove in the nipple; 33 - nipple; 34 - seals.

На фиг. 2 показан разрез общего вида скважинного управляемого электромеханического клапана в максимально открытом положении управляемого клапана и штуцерной трубки: обозначения те же, что на фиг. 1.In FIG. 2 shows a sectional view of a general view of a downhole controlled electromechanical valve in the maximum open position of a controlled valve and a fitting pipe: the designations are the same as in FIG. one.

На фиг. 3 показано сечение по линии А в разрезе: 1 - корпус; 27 - трубка для измерения пластового давления; 28 - штуцерная трубка; 30 - входные каналы; 32 - проточка в ниппеле; 33 - ниппель.In FIG. 3 shows a section along the line A in the context: 1 - housing; 27 - a tube for measuring reservoir pressure; 28 - choke tube; 30 - input channels; 32 - groove in the nipple; 33 - nipple.

На фиг. 4 показан фрагмент штуцерной трубки вид Б: 28 - штуцерная трубка; 29 - каплевидные штуцеры.In FIG. 4 shows a fragment of the choke tube view B: 28 — choke tube; 29 - drop-shaped fittings.

Предлагаемый скважинный управляемый механический клапан (фиг. 1, 2) состоит из корпуса 1, присоединительного переводника 2, уплотняемого с помощью колец 34, типового разъема или разъема типа «мокрый контакт» 3, блока управления микроэлектродвигателем и телеметрией 4, микроэлектродвигателя 5 с редуктором 6, винтопары с гайкой 7, жестко посаженной на выходной вал редуктора 6 и зацентрированной в двух шарикоподшипниках 8, внутри которой перемещается винт 9 с жестко сочлененным с уплотняемым кольцами 34 в корпусе 1 полым штоком 12 с проходным каналом 15 и радиальным отверстием 14 для гидравлической связи с круговой полостью 13 и датчиком давления 10, гидравлически связанным с круговой полостью 13 и радиальным отверстием 14 с проходным каналом 15. Датчик температуры 11 находится непосредственно на корпусе 1. Уплотняемый кольцами 34 дифференциальный поршень 17 выравнивает скважинное давление через радиальное отверстие 16 в корпусе 1 с пластовым давлением через радиальное отверстие 18 в полом штоке 12. С нижним торцом полого штока 12 герметично сочленен уплотняемый кольцами 34 вспомогательный (малый) клапан 20 со вспомогательным седлом 21, опирающимся на верхний торец штуцерной трубки 28, выполняющей функцию седлодержателя и размещенной во внутренней полости управляемого (основного) клапана 19. Вспомогательный клапан 20 окружен микрополостью с выходным каналом 22, соединяющимся гидравлически через выходные радиальные отверстия 23 в корпусе 1 со скважинным давлением. Управляемый клапан 19 сидит в седле 25, функцию седлодержателя выполняет ниппель 33. В нижнюю часть управляемого клапана 19, выполненную с герметичной полостью, ввинчена штуцерная трубка 28, в которой с небольшим зазором 24 проходит трубка 27 для измерения пластового давления, последняя верхним концом герметично состыкована с нижним концом проходного канала 15 полого штока 12. Штуцерная трубка 28 в верхней части выполнена с выходными радиальными отверстиями 26, а в нижней части - с каплевидными штуцерами 29, открывающими напротив проточек 32 в ниппеле 33 проход скважинной жидкости из входных каналов 30. Нижняя часть щтуцерной трубки 28 заглушена герметичной пробкой 31 на резьбе, внутри которой перемещается трубка 27 для измерения пластового давления на величину хода вспомогательного (малого) клапана 20 при его открытии. Пробка 31 и трубка 27 загерметизированы уплотнениями 34. Ниппель 33 оканчивается резьбой для присоединения якоря-пакера с целью разделения пластового давления и скважинного (или вышележащего пласта) при одновременно-раздельной эксплуатации пластов.The proposed downhole controlled mechanical valve (Fig. 1, 2) consists of a housing 1, a connecting sub 2, sealed with rings 34, a typical connector or a wet contact type 3, a microelectric motor and telemetry 4 control unit, a microelectric motor 5 with a gearbox 6 , screw pairs with a nut 7, rigidly mounted on the output shaft of the gearbox 6 and centered in two ball bearings 8, inside of which a screw 9 moves with a hollow rod 12 rigidly articulated with the sealing rings 34 in the housing 1 with a passage channel 15 and a radial hole 14 for hydraulic communication with the circular cavity 13 and the pressure sensor 10, hydraulically connected with the circular cavity 13 and the radial hole 14 with the passage channel 15. The temperature sensor 11 is located directly on the housing 1. The differential piston 17 sealed with rings 34 equalizes the borehole pressure through a radial hole 16 in the housing 1 with reservoir pressure through a radial hole 18 in the hollow rod 12. With the lower end of the hollow rod 12 hermetically sealed by rings 34 auxiliary (small) to the valve 20 with an auxiliary seat 21, resting on the upper end of the nozzle tube 28, which acts as a saddle holder and located in the inner cavity of the controlled (main) valve 19. The auxiliary valve 20 is surrounded by a micro cavity with an outlet channel 22, which is connected hydraulically through the outlet radial holes 23 in the housing 1 with borehole pressure. The controlled valve 19 sits in the seat 25, the nipple 33 performs the function of the saddle holder. The fitting pipe 28 is screwed into the lower part of the controlled valve 19, which has a small gap 24, and the pipe 27 is used to measure reservoir pressure, the latter being hermetically connected to the upper end with the lower end of the passage channel 15 of the hollow rod 12. The fitting tube 28 in the upper part is made with output radial holes 26, and in the lower part with drop-shaped fittings 29, opening opposite the grooves 32 in the nipple 33 the passage of the borehole fluid from the input channels 30. The lower part of the nozzle tube 28 is plugged with a sealed plug 31 on the thread, inside which the tube 27 for measuring reservoir pressure moves by the amount of stroke of the auxiliary (small) valve 20 when it is opened. The plug 31 and tube 27 are sealed with seals 34. The nipple 33 ends with a thread for connecting the packer armature in order to separate the reservoir pressure and the borehole (or overlying formation) while simultaneously operating the reservoirs separately.

Предлагаемый скважинный управляемый электромеханический клапан (фиг. 1, 2) работает следующим образом.The proposed downhole controlled electromechanical valve (Fig. 1, 2) works as follows.

Управляемый электромеханический клапан работает в компоновке с электроцентробежным насосом УЭЦН и через типовой разъем или разъем типа «мокрый контакт» питается от «нулевой точки» погружного электродвигателя ПЭД (на фиг. 1 не показан). Ниппелем 33 электромеханический клапан состыкован с якорем-пакером (также не показан). Для надежного закрытия-открытия управляемого электромеханического клапана он выполнен двухступенчатым - с вспомогательным (малым) клапаном 20, размещенным во внутренней полости управляемого (основного) клапана 19. Оба клапана герметично состыкованы с полым штоком 12 для управления последними и измерения пластового давления датчиком 10 с помощью кольцевой полости 13 и гидравлически связанным с ней радиальным отверстием 14 в полом штоке 12. Электромеханический клапан устанавливается над продуктивным пластом и заякоривается якорем-пакером с проходным каналом. Затем с наземной станции (не показанной на фиг. 1) подается команда на блок управления телеметрии 4: «открыть или частично приоткрыть» клапан 19, регулируя тем самым зазор между клапаном 19 и его седлом 23. Команда исполняется микроэлектродвигателем 5 с редуктором 6 с помощью винтопары, зацентрированной шарикоподшипниками 8 и состоящей из гайки 7 и винта 9, жестко сочлененного с полым штоком 12, передающим осевое перемещение также жестко сочлененному с ним вспомогательному клапану 20 для его открытия. Сначала вспомогательный клапан 20 выходит из седла 21, открывая выход пластовому давлению через зазор 24, штуцерную трубку 28, чуть приоткрытые каплевидные штуцеры 29 в проточке 32 и входной канал 30 (фиг. 3 и фиг. 4) в окружающую вспомогательный поршень микрополость с выходным каналом 22, сообщающимся с выходным отверстием 23 в корпусе 1 со скважинным пространством над пакером. Затем полый шток 12 продолжает двигаться вверх вместе со вспомогательным клапаном 20 до упора его выступом в верхнюю часть (потолок внутренней полости) управляемого клапана 19 и начинает открывать управляемый клапан 19. Для свободного и независимого от пластового и скважинного давлений при открытии и закрытии управляемого клапана 19 предусмотрен подвижный дифференциальный поршень 17, который выравнивает давления под управляемым клапаном 19 и над ним. Подвижный дифференциальный поршень 17 загерметизирован уплотнениями 34 относительно корпуса 1 и полого штока 12. В полости между дифференциальным поршнем 17 и управляющим клапаном 19 предусмотрено радиальное отверстие 18 в полом штоке 12 для пластового давления, а в полости над дифференциальным поршнем 17 в корпусе 1 предусмотрено проходное радиальное отверстие 16 для скважинного давления. Выравненные таким образом скважинное и пластовое давления над и под управляемым клапаном 19 совершенно не препятствуют его закрытию-открытию. Открываясь, управляемый клапан 19 одновременно перемещает штуцерную трубку 28 с выходными отверстиями 26 и с каплевидными штуцерами 29 против проточки 32 и открывает доступ жидкости из входных каналов 30, т.е. из продуктивного пласта. Таким образом, при равномерном открытии управляемого клапана 19 осуществляется плавное регулирование потока жидкости через систему «клапан-штуцер». Нелинейная квадратичная зависимость пропускания потока жидкости (дебита) скважины от линейного перемещения открывающегося клапана линеаризуется пропускной способностью системы «клапан-штуцер» за счет каплевидных штуцеров 29. С помощью трубки 27 измеряется датчиком 10 пластовое давление как в статическом (при заглушенной скважине), так и в динамическом режиме при эксплуатации продуктивного пласта. При установке второго и последующего пакеров с управляемыми клапанами над вторым и последующим пластом обеспечивается одновременно-раздельная эксплуатация пластов, разделенных пакерами. Клапан обеспечивает надежное отсечение пласта для проведения подземного ремонта скважины без ее глушения.A controlled electromechanical valve works in conjunction with an electric centrifugal pump ESP and is fed through a standard connector or a wet contact type from the zero point of a submersible electric motor PED (not shown in Fig. 1). The nipple 33 is an electromechanical valve docked with an anchor packer (also not shown). For reliable closing-opening of the controlled electromechanical valve, it is made two-stage - with an auxiliary (small) valve 20 located in the inner cavity of the controlled (main) valve 19. Both valves are tightly connected to the hollow stem 12 to control the latter and measure the reservoir pressure by the sensor 10 using annular cavity 13 and hydraulically connected with it a radial hole 14 in the hollow rod 12. The electromechanical valve is installed above the reservoir and is anchored by the anchor-packer with p ohodnym channel. Then, from the ground station (not shown in Fig. 1), a command is sent to the telemetry control unit 4: “open or partially open” the valve 19, thereby adjusting the gap between the valve 19 and its seat 23. The command is executed by a microelectric motor 5 with a gearbox 6 using a screw pair, centered by ball bearings 8 and consisting of a nut 7 and a screw 9, rigidly articulated with a hollow rod 12, transmitting axial movement to the auxiliary valve 20 also rigidly articulated with it to open it. First, the auxiliary valve 20 leaves the seat 21, opening the outlet to the reservoir pressure through the gap 24, the nozzle tube 28, the slightly teardrop-shaped fittings 29 in the groove 32 and the inlet channel 30 (Fig. 3 and Fig. 4) into the micro-cavity surrounding the auxiliary piston with the outlet channel 22 communicating with an outlet 23 in the housing 1 with a borehole above the packer. Then, the hollow stem 12 continues to move upward along with the auxiliary valve 20 until it stops with a protrusion in the upper part (the ceiling of the inner cavity) of the controlled valve 19 and begins to open the controlled valve 19. For free and independent of reservoir and well pressure when opening and closing the controlled valve 19 a movable differential piston 17 is provided, which equalizes the pressure under and above the controlled valve 19. The movable differential piston 17 is sealed with seals 34 relative to the housing 1 and the hollow rod 12. In the cavity between the differential piston 17 and the control valve 19 there is a radial hole 18 in the hollow stem 12 for reservoir pressure, and a radial passage is provided in the cavity above the differential piston 17 in the housing 1 hole 16 for downhole pressure. The well and reservoir pressures thus equalized above and below the controlled valve 19 do not completely prevent its closing-opening. Opening, the controlled valve 19 simultaneously moves the choke tube 28 with the outlet openings 26 and with the drop-shaped fittings 29 against the groove 32 and allows fluid to be accessed from the inlet channels 30, i.e. from the reservoir. Thus, when the controlled valve 19 is opened evenly, the fluid flow through the valve-fitting system is continuously regulated. The non-linear quadratic dependence of the fluid flow (flow rate) of the well on the linear movement of the opening valve is linearized by the throughput of the valve-union system due to the drop-shaped nozzles 29. The reservoir pressure is measured using a tube 27 both in static (with a plugged well) and in dynamic mode during the operation of the reservoir. When installing the second and subsequent packers with controlled valves above the second and subsequent reservoir, simultaneous and separate operation of the reservoirs separated by packers is provided. The valve provides reliable cutoff of the formation for underground repair of the well without killing it.

Технический эффект: управляемый электромеханический клапан обеспечивает надежное и плавное регулирование дебита скважины и измерение пластового давления в процессе эксплуатации пласта.EFFECT: controlled electromechanical valve provides reliable and smooth regulation of well flow rate and measurement of reservoir pressure during reservoir operation.

Claims (1)

Скважинный управляемый электромеханический клапан, включающий корпус, присоединительный переводник с типовым разъемом или разъемом типа «мокрый контакт», кабель питания, блоки контроля давления, температуры и управления микроэлектродвигателем, питающимся от «нулевой точки» электродвигателя центробежного насоса, редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным каналом для измерения пластового давления, подвижный дифференциальный поршень, выравнивающий скважинное и пластовое давления, вспомогательный клапан с выходным каналом в полость скважины и управляемый клапан с седлодержателем, отличающийся тем, что дополнительно к управляемому электромеханическому клапану герметично подсоединена штуцерная трубка с внутренним зазором, в котором проходит трубка для измерения пластового давления, состыкованная с проходным каналом в полом штоке и герметично соединенная со вспомогательным клапаном, штуцерная трубка сверху выполнена с радиальными выходными отверстиями, а снизу - с каплевидными штуцерами, в нижнем торце штуцерная трубка заглушена герметичной пробкой, внутри которой проходит нижний конец уплотняемой трубки для измерения пластового давления, против штуцеров в ниппеле выполнена проточка, гидравлически соединенная через штуцеры с входными каналами в ниппеле.A well-controlled electromechanical valve including a housing, a connecting sub with a standard connector or a wet contact type connector, a power cable, pressure, temperature and microelectric motor control units powered by a “zero point” of a centrifugal pump electric motor, a gearbox with an output shaft rigidly connected with a screw-pair nut, a screw coaxially jointed with a hollow rod with a bore for measuring reservoir pressure, a movable differential piston aligning the borehole reservoir pressure, an auxiliary valve with an outlet channel into the well cavity and a controllable valve with a saddle holder, characterized in that, in addition to the controllable electromechanical valve, a nozzle tube with an internal clearance is tightly connected, in which a tube for measuring reservoir pressure is connected to the passage channel in the hollow stem and hermetically connected to the auxiliary valve, the choke tube is made at the top with radial outlet openings, and at the bottom with tear-shaped fittings, izhnem end of the choke pipe is plugged airtight stopper, inside which extends the lower end of the sealing tube for measuring formation pressure against the pin fittings in a groove fluidly connected through fittings with inlet ports in the nipple.
RU2016136053A 2016-09-06 2016-09-06 Downhole controlled electromechanical valve RU2645311C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016136053A RU2645311C1 (en) 2016-09-06 2016-09-06 Downhole controlled electromechanical valve

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2016136053A RU2645311C1 (en) 2016-09-06 2016-09-06 Downhole controlled electromechanical valve

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2645311C1 true RU2645311C1 (en) 2018-02-20

Family

ID=61226980

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2016136053A RU2645311C1 (en) 2016-09-06 2016-09-06 Downhole controlled electromechanical valve

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2645311C1 (en)

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2706083C1 (en) * 2019-03-18 2019-11-14 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Downhole controlled electromechanical valve
CN113605865A (en) * 2019-06-28 2021-11-05 周静 Control system suitable for offshore oil field intelligence layering exploitation device
RU2761913C1 (en) * 2021-07-27 2021-12-14 Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") Electrically operated downhole valve

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090288824A1 (en) * 2007-06-11 2009-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same
RU2380522C1 (en) * 2008-07-22 2010-01-27 Махир Зафар оглы Шарифов Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2523590C1 (en) * 2013-06-03 2014-07-20 Олег Сергеевич Николаев Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2588072C1 (en) * 2015-03-16 2016-06-27 Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US20090288824A1 (en) * 2007-06-11 2009-11-26 Halliburton Energy Services, Inc. Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same
RU2380522C1 (en) * 2008-07-22 2010-01-27 Махир Зафар оглы Шарифов Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
RU2482267C2 (en) * 2011-08-12 2013-05-20 Олег Сергеевич Николаев Well yield control system
RU2523590C1 (en) * 2013-06-03 2014-07-20 Олег Сергеевич Николаев Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs
RU2563262C2 (en) * 2014-07-15 2015-09-20 Олег Сергеевич Николаев Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2588072C1 (en) * 2015-03-16 2016-06-27 Закрытое акционерное общество "РИМЕРА" Plant for simultaneous-separate extraction of two well reservoirs

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2706083C1 (en) * 2019-03-18 2019-11-14 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Downhole controlled electromechanical valve
CN113605865A (en) * 2019-06-28 2021-11-05 周静 Control system suitable for offshore oil field intelligence layering exploitation device
CN113605865B (en) * 2019-06-28 2024-07-19 北京中科洪安科技有限公司 Control system suitable for offshore oilfield intelligent layered mining device
RU2761913C1 (en) * 2021-07-27 2021-12-14 Акционерное общество "Научно-производственная фирма "Геофизика" (АО НПФ "Геофизика") Electrically operated downhole valve

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7654333B2 (en) Downhole safety valve
US9267345B2 (en) Flow activated circulating valve
RU2645311C1 (en) Downhole controlled electromechanical valve
RU2516708C2 (en) Subsurface safety valve
US9631456B2 (en) Multiple piston assembly for safety valve
US10378532B2 (en) Positive displacement plunger pump with gas escape valve
RU2563262C2 (en) Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well
RU2578078C2 (en) Program-controlled injection well
US9810039B2 (en) Variable diameter piston assembly for safety valve
RU2014141711A (en) METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION
CA2790113A1 (en) Valve system
US20230028424A1 (en) Apparatuses, systems and methods for hydrocarbon material from a subterranean formation using a displacement process
NO20181308A1 (en) Ball mechanism-increased/enhanced initial rotation-opening of ball
US10450833B2 (en) Self-regulating flow control device
US20240052732A1 (en) Hydraulically actuated double-acting positive displacement pump system for producing fluids from a wellbore
RU2620700C1 (en) Controlled well electromechanical valve
RU2702187C1 (en) Deep-well pumping unit for oil producing (versions)
US9383029B2 (en) Multiple piston pressure intensifier for a safety valve
RU2513896C1 (en) Method of dual operation of two strata with one well
US20210108486A1 (en) Multi-ball valve assembly
RU2706083C1 (en) Downhole controlled electromechanical valve
CA2982072C (en) Jet pump lift system for producing hydrocarbon fluids
CA2540997A1 (en) Downhole safety valve
CA2961304C (en) Method of manufacturing a side pocket mandrel body
RU151716U1 (en) HYDRAULIC GARIPOV REGULATOR