RU2702180C1 - Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft - Google Patents
Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft Download PDFInfo
- Publication number
- RU2702180C1 RU2702180C1 RU2019123077A RU2019123077A RU2702180C1 RU 2702180 C1 RU2702180 C1 RU 2702180C1 RU 2019123077 A RU2019123077 A RU 2019123077A RU 2019123077 A RU2019123077 A RU 2019123077A RU 2702180 C1 RU2702180 C1 RU 2702180C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- casing
- well
- lateral
- directional
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Abstract
Description
Изобретение относится к области горного дела, в частности, к добыче нефти и может быть использовано для добычи скважинной жидкости скважиной с боковым наклонно-направленным стволом.The invention relates to the field of mining, in particular, to oil production and can be used to produce well fluid with a well with a lateral directional shaft.
Известно устройство для обеспечения связи ствола бокового ответвления с обсаженным основным стволом скважины, имеющим окно, через который проходит ствол бокового ответвления, и соединительный элемент для бокового ответвления, проходящий через окно обсадной колонны. (Патент RU 2239041 С2. Способ обеспечения связи ствола или стволов бокового ответвления с обсаженным основным стволом скважины и устройство для его осуществления, система заканчивания скважины, имеющей боковое ответвление, способ связи между оборудованием основного ствола скважины и оборудованием бокового ответвления устройство для его осуществления. - МПК: Е21В 7/08, Е21В 47/12. - 27.10.2004).A device is known for providing communication of a side branch bore with a cased main well bore having a window through which a side branch bore passes, and a connecting element for a side branch passing through a casing window. (Patent RU 2239041 C2. A method for communicating a sidetrack or sidetracks with a cased main wellbore and a device for its implementation, a well completion system having a side branch, a communication method between the main wellbore equipment and the side branch equipment, a device for its implementation. IPC: Е21В 7/08, Е21В 47/12. - October 27, 2004).
Известна конструкция забоя бокового ствола эксплуатационной скважины, содержащая комплекс вмещающих скважину горных пород, состоящий из чередования проницаемых нефтесодержащих и непроницаемых пластов, и нормальную к их простиранию колонну обсадных труб в скважине. В интервале полезной мощности нефтесодержащего пласта в стенке колонны выполнены отверстие и боковой ствол скважины, перекрытые потайной колонной меньшего, чем у обсадной колонны диаметра, снабженной цементировочными манжетами, пакерами и фильтрами. (Патент №27147 U1. Конструкция забоя бокового ствола эксплуатационной скважины. - МПК: Е21В 43/10. - 10.01.2003).A well-known design of the bottom side of the production well, containing a complex of rocks containing the well, consisting of alternating permeable oil-containing and impermeable formations, and a casing pipe normal to their extension in the well. In the range of useful power of the oil-containing formation, a hole and a lateral borehole are made in the casing wall, overlapped by a countersunk of a smaller diameter than the casing, equipped with cementing cuffs, packers and filters. (Patent No. 27147 U1. Design of the bottom hole of the lateral well of a production well. - IPC: Е21В 43/10. - 01/10/2003).
Известна насосная установка для добычи нефти как из нефтяных наклонно-направленных скважин, так и нефтяных скважин эксплуатационной колонной с боковым стволом малого диаметра. (Патент №131801 U1. Насосная установка для эксплуатации скважины с боковым стволом. - МПК: Е21В 43/12. - 27.08.2013).Known pumping unit for oil production from both oil directional wells and oil wells production casing with a small borehole. (Patent No. 131801 U1. Pumping unit for the operation of a well with a sidetrack. - IPC: Е21В 43/12. - 08/27/2013).
Известна скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, состоящая из двух блоков внутрискважинного оборудования. Первый блок содержит забойный и опорный пакеры, оснащенные якорными устройствами с противоположным направлением якорных плашек, соединенные насосно-компрессорными трубами (НКТ). К стволу забойного пакера снизу присоединена НКТ с воронкой на конце. Опорный пакер оснащен снизу муфтой перекрестного течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а сверху опорного пакера установлена прямоточная муфта с каналами продольного течения, на которой герметично установлены внутренний и наружный трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения. Снизу прямоточной муфты в ее центральном отверстии закреплен хвостовик для забора пластового флюида из нижнего пласта, свободный конец которого с манжетами подвижно расположен в центральном отверстии муфты радиального течения, образующий со стволом опорного пакера коаксиальные каналы, сообщающиеся через прямоточную муфту с соответствующими каналами трубчатых элементов. Второй блок содержит колонну НКТ, электроприводной центробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, связанным силовым кабелем с пунктом электропитания, и блок регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ), снабженный снизу ниппельными трубчатыми элементами раздвижного соединения с уплотнительными манжетами, образующими при сочленении трубчатых элементов раздвижное трубное соединение с коаксиальными каналами. БРПУ содержит регулировочные клапаны, расположенные в обособленных каналах, сообщающихся через окна с межтрубным надпакерным пространством, снабженные золотниковыми затворами с электроприводами управления и датчиками измерения параметров флюида, функционально связанными кабелем связи и кабельным разъемом с панелью управления, пропущенным через окно муфты для ввода кабеля связи из межтрубного надпакерного пространства, с возможностью регулирования потоков пластовых флюидов регулировочными клапанами, и блок телеметрической системы (ТМС) для измерения параметров пластовых флюидов и пластов, размещенный между ЭЦН и БРПУ, соединенный кабелем связи с панелью управления. Силовой кабель и кабель связи пропускаются через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры с последующей герметизацией и соединены с пунктом электропитания и панелью управления. Колонна НКТ содержит подгоночный патрубок, который герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. (Патент RU 2562641 С2. Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления. - МПК: Е21В 43/14. - 10.09.2015). Данная скважинная установка принята за прототип.A well-known pumping unit for simultaneous and separate operation of a two-layer well, consisting of two blocks of downhole equipment. The first block contains downhole and support packers, equipped with anchor devices with the opposite direction of the anchor rams, connected by tubing. A tubing with a funnel at the end is attached to the bottomhole packer trunk from the bottom. The support packer is equipped with a cross-flow sleeve at the bottom, the radial channels of which communicate with the upper wellbore through the inter-packer space, and a direct-flow coupler with longitudinal flow channels is installed on top of the support packer, on which the inner and outer tubular elements with sockets of the sliding pipe connection are sealed. At the bottom of the direct-flow coupling, in its central hole, a shank is fixed for sampling the formation fluid from the lower reservoir, the free end of which with cuffs is movably located in the central hole of the radial flow coupling, forming coaxial channels communicating with the support packer barrel through the direct-flow coupling with the corresponding channels of tubular elements. The second block contains a tubing string, an electric drive centrifugal pump (ESP) with a frequency-controlled electric drive, a power cable connected to a power point, and a flow control and fluid metering unit (BRPU), equipped with bottom nipple tubular elements for sliding connection with sealing cuffs that form during articulation tubular elements sliding pipe connection with coaxial channels. BRPU contains control valves located in separate channels communicating through windows with an annular annular space, equipped with slide valves with electric actuators and fluid measurement sensors, functionally connected by a communication cable and a cable connector with a control panel passed through the coupling window for inputting a communication cable from annular annular space, with the ability to regulate the flow of reservoir fluids by control valves, and a telemetry system unit s (TMS) for measuring the parameters of reservoir fluids and reservoirs, located between the ESP and BRPU, connected by a communication cable to the control panel. The power cable and communication cable are passed through the cable entry of the wellhead faceplate, followed by sealing, and are connected to the power point and the control panel. The tubing string contains a fitting pipe, which is hermetically connected to the faceplate and secured to the production string flange. (Patent RU 2562641 C2. Method for simultaneous and separate operation of a two-layer well and a downhole pumping unit for its implementation. - IPC: Е21В 43/14. - 09/10/2015). This downhole installation is taken as a prototype.
Недостатком известных технических решений является низкая эксплуатационная надежность работы установки, снижающей эффективность восстановленных нефтедобывающих скважин.A disadvantage of the known technical solutions is the low operational reliability of the installation, which reduces the efficiency of the restored oil wells.
Основной задачей является повышение нефтеотдачи восстановленных скважин за счет бокового наклонно-направленного ствола и обеспечения работоспособности нефтедобывающей установки.The main objective is to increase oil recovery from restored wells due to a lateral directional shaft and to ensure the operability of an oil production unit.
Техническим результатом является повышение нефтеотдачи восстановленных скважин за счет бокового наклонно-направленного ствола и обеспечения надежности работы нефтедобывающей установки.The technical result is an increase in oil recovery from restored wells due to a lateral directional shaft and ensuring the reliability of the oil production unit.
Указанный технический результат достигается тем, что, в известной установке одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом, содержащей вертикальный обсадной ствол с боковым наклонно-направленным обсаженным стволом диаметром, меньшим диаметра вертикального обсадного ствола, проходящим через проем в обсадном стволе, в котором размещены колонна лифтовых труб, двухсторонний погружной электропривод с центробежными насосами, связанный силовым кабелем, пропущенным через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры, с пунктом электропитания, оснащенным панелью управления установкой, блок регулирования потоков и учета флюидов, содержащий регулировочные электроприводные клапаны, установленные в обособленных каналах, сообщающихся выходами с приемной камерой, а снизу муфта перекрестного течения соединена с соответствующими трубами бокового наклонно-направленного ствола скважины, блок телеметрии телемеханической системы управления, соединенный кабелем связи с панелью управления и блоком регулирования потоков и учета флюидов сообщающимся с двухканальным разъемным трубным соединением, забойный и опорный пакеры, последний выполнен с муфтой перекрестного течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом скважины через межпакерное пространство, а центральным каналом продольного течения - с нижним пластом через хвостовик, соединенный с внутренней трубой наклонно-направленного ствола, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that, in a known installation for simultaneous-separate oil production by a well with a lateral directional shaft, containing a vertical casing with a side oblique directional cased hole with a diameter smaller than the diameter of the vertical casing passing through the opening in the casing, in which a column of elevator pipes, a double-sided submersible electric drive with centrifugal pumps, connected by a power cable passed through the cable gland of the of reinforcing valves, with an electric power point equipped with an installation control panel, a flow control and fluid metering unit, containing control electric actuating valves installed in separate channels communicating with the outlets with a receiving chamber, and a cross-flow coupling is connected to the corresponding pipes of the lateral directional borehole from below , telemetry unit of a telemechanical control system connected by a communication cable to a control panel and a unit for regulating flows and metering fluids downhole and supporting packers, the latter is made with a cross-flow coupling, the radial channels of which communicate with the upper wellbore through the interpacker space, and the central channel of the longitudinal flow with the lower layer through the liner connected to the inclined directional inner pipe barrel, according to the proposed technical solution,
боковой наклонно-направленный ствол обсаженной частью герметично установлен в вертикальном обсадном стволе скважины и сообщается с нефтеносными пластами, внутренняя труба которого герметично соединена с центральным каналом муфты перекрестного течения, при этом забойный пакер установлен в боковом наклонно-направленном стволе между нефтеносными пластами, образующие межпакерную полость, а разъемное трубное соединение нижней частью закреплено в опорном пакере и внутренним патрубком сообщается через центральный канал муфты перекрестного течения с внутренней трубой бокового наклонно-направленного ствола, а наружным патрубком - через радиальные каналы с межпакерной полостью бокового наклонно-направленного ствола, сообщающийся с верхним нефтеносным пластом;the lateral directional bore with the cased part is hermetically installed in the vertical casing of the well and communicates with oil reservoirs, the inner pipe of which is hermetically connected to the central channel of the cross-flow coupling, while the bottomhole packer is installed in the lateral directional barrel between the oil reservoirs, forming an inter-packer cavity and a detachable pipe connection with the lower part is fixed in the support packer and the inner pipe communicates through the central channel of the coupling cross th flow with the inner tube side directional stem, and the outer pipe - through the radial channels mezhpakernoy cavity lateral directional bore communicating with the upper oil-bearing formation;
верхний центробежный насос содержит дополнительные рабочие секции последовательного повышения давления нефти.the upper centrifugal pump contains additional working sections of the sequential increase in oil pressure.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленной установки одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом, отсутствуют. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствуют условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features identical to all the features of the claimed installation of simultaneous-separate oil production by a well with a lateral directional well. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "inventive step".
Заявленная установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом может быть эффективно использована на восстановленных нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed installation of simultaneous-separate oil production by a well with a lateral directional well can be effectively used in reconstructed oil producing wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
На фиг. 1 схематично показана компоновка предлагаемой установки одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом.In FIG. 1 schematically shows the layout of the proposed installation of simultaneous-separate oil production by a well with a lateral directional shaft.
Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом содержит расположенные в вертикальном обсадном стволе 1 скважины колонну лифтовых труб 2, блок 3 регулирования потоков и учета флюидов (БРПУ) с регулировочными электроприводными клапанами (РЭК), расположенными в обособленных каналах БРПУ, двухсторонний погружной электропривод 4, который с обеих сторон соединен приводными валами с верхним 5 и нижним 6 центробежными насосами и связан силовым кабелем 7 с пунктом электропитания 8, оснащенным панелью 9 управления установкой, блок телеметрической системы 10 (ТМС), соединенным кабелем связи 11 с БРПУ 3, забойный 12 и опорный 13 пакеры, последний оснащен муфтой 14 (МПТ) перекрестного течения, радиальные каналы которой сообщаются с верхним пластом I скважины через межпакерную полость 15 в боковом наклонно-направленном стволе 18 диаметром, меньшим диаметра вертикального обсадного ствола 1 скважины, пронизывающим продуктивные нефтеносные пласты I и II, а каналами продольного течения - с нижним пластом II через хвостовик 16 забора пластового флюида, соединенный с внутренней трубой 17, расположенной в боковом наклонно-направленном стволе 18, и разъемное трубное соединение 19. Верхним центробежный насос 5 выполнен с входным модулем 20 для забора смешанной скважинной жидкости. Силовой кабель 7 электропривода 4 центробежных насосов 5 и 6 пропущен через кабельный ввод планшайбы устьевой арматуры и соединен с пунктом электропитания 8. Верхний насос 5 содержит дополнительные рабочие секции последовательного повышения давления нефти для подъема ее на поверхность по колонне лифтовых труб 2. Боковой наклонно-направленный ствол 18 герметично установлен в вертикальном обсадном стволе 1 скважины, а внутренняя труба 17 его герметично соединена с центральным каналом МПТ 14, для чего в стенке обсадного ствола 1 скважины выполнен проем для прохода бокового наклонно-направленного ствола 18. Забойный пакер 12 выполнен гидравлическим и установлен в боковом наклонно-направленном стволе 18 между верхним I и нижним II нефтеносными пластами. МПТ 14 сверху соединена с двухканальным разъемным трубным соединением 19 двухканальным патрубком 21, герметично установленным в опорном пакере 13, сообщающаяся раздельными полостями с обособленными каналами БРПУ 3, связанного ТМС 10, с контрольно-измерительными приборами (КИП) на панели 9 управления на пункте электропитания 8 для передачи результатов измерения датчиками телеметрии на панель 9 управления и команд управления в обратном направлении погружному электроприводу 4 и РЭК БРПУ 3. Обособленный канал БРПУ 3, сообщающийся с верхним нефтеносным пластом I, на выходе сообщается с приемной камерой 22, а снизу МПТ 14 соединена с соответствующими трубами бокового наклонно-направленного ствола 18 скважины.An installation for simultaneous and separate oil production by a well with a lateral directional wellbore includes a
Установка одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом работает следующим образом.Installation of simultaneous-separate oil production by a well with a lateral directional shaft works as follows.
С пункта электропитания 8 по силовому кабелю 7 через устье скважины включают электропитание ТМС 10, и по КИП на панели 9 управления скважиной проверяют параметры давления и влагосодержания нефтеносных пластов I и II, поступающие с ТМС 10 по силовому кабелю 7 путем разделения частоты сигналов. При параметрах пластовых жидкостей в требуемых пределах, по команде с панели 9 управления скважиной подключают двухсторонний погружной электропривод 4, который вращением двухсторонних приводных валов приводит в движение верхний 5 и нижний 6 центробежные насосы. В БРПУ 3 поочередно открывают РЭК и пластовая жидкость из нефтеносного пласта I через межпакерную полость 15, радиальные каналы МПТ 14, один из каналов двухканального патрубка 21, и открытый обособленный канал БРПУ 3 с РЭК, омывая датчики контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, под собственным давлением поступает в нижний центробежный насос 6, которым пластовая жидкость подается в приемную камеру 22, и/или из нефтеносного пласта II через хвостовик 16 по внутренней трубе 17, канал продольного течения МПТ 14, другой канал патрубка 21, и второй обособленный канал БРПУ 3 с РЭК, омывая датчики контроля параметров извлекаемой пластовой жидкости, последняя под собственным давлением поступает также в приемную камеру 22, в которой жидкости из пластов I и II смешиваются между собой. Омывая своим течением ТМС 10 и охлаждая двухсторонний погружной электропривод 4, смешанная пластовая жидкость через боковые каналы поступает в входной модуль 20 верхнего центробежного насоса 5, последний секциями последовательного повышения давления скважинной жидкости поднимает ее по колонне лифтовых труб 2 на поверхность скважины.From the power supply point 8 through the
Использование предлагаемой установки для одновременно-раздельной добычи нефти скважиной с боковым наклонно-направленным стволом позволит повысить дебит и качество извлекаемой нефти.Using the proposed installation for simultaneous and separate oil production by a well with a side inclined directional well will increase the flow rate and the quality of the recoverable oil.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019123077A RU2702180C1 (en) | 2019-07-17 | 2019-07-17 | Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019123077A RU2702180C1 (en) | 2019-07-17 | 2019-07-17 | Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2702180C1 true RU2702180C1 (en) | 2019-10-04 |
Family
ID=68170939
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019123077A RU2702180C1 (en) | 2019-07-17 | 2019-07-17 | Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2702180C1 (en) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000029713A2 (en) * | 1998-11-19 | 2000-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a lateral branch liner to a main well bore |
WO2001065053A1 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Tracer injection in a production well |
RU27147U1 (en) * | 2002-06-17 | 2003-01-10 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт "СургутНИПИнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" | OPERATION WELL BOTTOM DESIGN |
RU115408U1 (en) * | 2011-12-05 | 2012-04-27 | Андрей Сергеевич Казанцев | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL |
RU144477U1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-08-20 | Закрытое акционерное общество "Альянс Агрегат Сервис" | PUMPING SYSTEM FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION FROM TWO LAYERS |
RU2562641C2 (en) * | 2014-10-15 | 2015-09-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation |
-
2019
- 2019-07-17 RU RU2019123077A patent/RU2702180C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2000029713A2 (en) * | 1998-11-19 | 2000-05-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for connecting a lateral branch liner to a main well bore |
WO2001065053A1 (en) * | 2000-03-02 | 2001-09-07 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Tracer injection in a production well |
RU27147U1 (en) * | 2002-06-17 | 2003-01-10 | Сургутский научно-исследовательский и проектный институт "СургутНИПИнефть" ОАО "Сургутнефтегаз" | OPERATION WELL BOTTOM DESIGN |
RU115408U1 (en) * | 2011-12-05 | 2012-04-27 | Андрей Сергеевич Казанцев | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DEVELOPMENT OF TWO OPERATING OBJECTS ONE WELL |
RU144477U1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-08-20 | Закрытое акционерное общество "Альянс Агрегат Сервис" | PUMPING SYSTEM FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION FROM TWO LAYERS |
RU2562641C2 (en) * | 2014-10-15 | 2015-09-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
RU2313659C1 (en) | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation | |
CA2900968C (en) | Well injection and production method and system | |
RU2307920C1 (en) | Device and method for underground well completion | |
EP3633139B1 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
RU2482267C2 (en) | Well yield control system | |
RU2563262C2 (en) | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
US7207381B2 (en) | Downhole pump driven by injection water | |
US8720553B2 (en) | Completion assembly and methods for use thereof | |
RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
CN208702393U (en) | With well intelligence injection-production technical tubing string | |
RU2702187C1 (en) | Deep-well pumping unit for oil producing (versions) | |
US20190040715A1 (en) | Multi-stage Treatment System with Work String Mounted Operated Valves Electrically Supplied from a Wellhead | |
RU2702180C1 (en) | Unit for simultaneous separate oil production by well with lateral inclined shaft | |
RU2542071C2 (en) | Pump unit for simultaneous-separate extraction of fluid from two well seams (versions) | |
RU2702801C1 (en) | Unit for simultaneous separate production of oil by well with inclined directed faces | |
RU2382182C1 (en) | Multi branch, low production rate well assembly for simultaniouse several reservoirs of different productivity production, in abnormally low reservoir pressure conditions | |
US20220325605A1 (en) | Method for interval action on horizontal wells | |
RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
RU2653210C2 (en) | Method for interval oil production from a multiple zone well and a packerless pumping plant for implementation thereof | |
CN107448177A (en) | Oil well liquid-producing section plane test tubing string and its method of testing | |
RU2544204C1 (en) | Development of oil seam by horizontal wells | |
RU79935U1 (en) | CONSTRUCTION OF A MULTIPLE WELL FOR SIMULTANEOUS OPERATION OF MULTIPLE RESURSES OF DIFFERENT PRODUCTIVITY |