RU2738699C2 - Система защиты от превышения давления - Google Patents
Система защиты от превышения давления Download PDFInfo
- Publication number
- RU2738699C2 RU2738699C2 RU2018134339A RU2018134339A RU2738699C2 RU 2738699 C2 RU2738699 C2 RU 2738699C2 RU 2018134339 A RU2018134339 A RU 2018134339A RU 2018134339 A RU2018134339 A RU 2018134339A RU 2738699 C2 RU2738699 C2 RU 2738699C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- well
- pressure
- water
- annulus
- Prior art date
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- 239000008400 supply water Substances 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 abstract 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 18
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 9
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 9
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Monitoring And Testing Of Nuclear Reactors (AREA)
Abstract
Изобретение относится к системе и способу для измерения давления в затрубном пространстве ствола скважины. Техническим результатом является обеспечение возможности мониторинга давления в затрубном пространстве в ходе введения среды или до него, так что становится возможным исключить превышение давлением безопасного уровня. Система содержит один или более заполненных газом трубных элементов, проходящих с поверхности в затрубное пространство вниз до уровня башмака обсадной колонны, причем затрубное пространство ствола скважины выполнено с возможностью транспортирования комбинации воды и газа в скважину, при этом первое местоположение, в котором комбинированные вода и газ закачиваются в скважину, определяет точку закачивания, а второе местоположение, в котором заполненные газом трубные элементы оканчиваются внизу в скважине, определяет другую точку, причем точка закачивания расположена ниже по скважине, чем указанная другая точка. 2 н. и 10 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
Добывающие скважины применяются для добычи текучей среды из пластов-коллекторов в геологической среде. В частности, текучие среды в виде нефти и газа добывают при помощи скважин, как это обычно имеет место в нефтегазовой отрасли. Добываемая текучая среда обычно поступает в скважину из подземного пласта-коллектора под действием давления в естественных условиях, а затем вытекает из скважины внутри специализированной эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, расположенной в скважине. Поток газа и жидкостей в эксплуатационной скважине имеет место под действием давления в пласте-коллекторе. Для подъема текучих сред на поверхность может быть достаточно природного давления. В дополнение к естественному потоку текучих сред может добавляться искусственное давление для увеличения или создания потока, если природного давления недостаточно для подъема текучих сред на поверхность. Искусственное давление также называют искусственным подъемом. Электрический погружной насос (ЭПН) представляет собой внутрискважинный насос, который может применяться для создания искусственного подъема. Может применяться система из нескольких скважин с подъемом продукции при помощи ЭПН, причем скважины соединены с общим коллектором. Добываемую текучую среду из скважины затем транспортируют по трубопроводам к расположенному ниже по потоку промысловому объекту, например, к плавучей нефтедобычной платформе (в случае шельфовой скважины), где текучая среда может подвергаться дальнейшей обработке. В добывающей системе, расположенной на поверхности, например, на морском дне, могут быть предусмотрены дополнительные бустерные насосы, способствующие откачке добываемой текучей среды из скважины по трубопроводу к расположенному ниже по потоку промысловому объекту с подходящей скоростью.
Изобретение обеспечивает способ и систему, определяемые прилагаемой формулой изобретения.
Теперь, только в качестве примера, будут раскрыты некоторые варианты осуществления изобретения со ссылкой на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 схематически показана система.
На фиг. 2 показан способ.
Обеспечен способ, при котором в скважину закачивают комбинацию воды и газа.
Способ, раскрытый в настоящем документе, может использоваться в качестве способа искусственного подъема для пластов-коллекторов тяжелой нефти, где газлифт не может применяться вследствие высокой вязкости пластовой нефти.
Способ, раскрытый в настоящем документе, обеспечивает способ закачивания комбинации воды и газа в скважину. Этот способ может применяться для создания искусственного подъема.
Вода и газ могут закачиваться в скважину одновременно.
Вода и газ могут закачиваться в скважину через отверстия в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне, опционально, как можно глубже, чтобы закачивание происходило вблизи от секции компоновки для нижнего заканчивания. Отверстия в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне могут обеспечиваться при помощи клапанов, регулирующих приток воды и газа.
Вода и газ могут транспортироваться вниз в кольцевое пространство между насосно-компрессорной колонной и наименьшей обсадной трубой. Альтернативно, вода и газ могут транспортироваться вниз в единственной совместно используемой насосно-компрессорной трубе (НКТ), предусматриваемой внутри или снаружи эксплуатационной насосно-компрессорной колонны. Альтернативно, вода и газ могут транспортироваться вниз в отдельных НКТ внутри или снаружи эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, причем первая труба предусмотрена для воды, а вторая НКТ - для газа. При отдельных НКТ вода может обеспечиваться в любом положении выше по потоку от места закачивания газа. Вода может быть обеспечена за счет доведения скважины или бокового ствола скважины до водоносного горизонта.
Преимущество добавления или закачивания воды в добываемую пластовую текучую среду состоит в создании внутри эксплуатационной насосно-компрессорной колонны режима потока с низкой кажущейся вязкостью, при сравнении с пластовой текучей средой без воды, для уменьшения потерь давления на трение. Преимущество добавления или закачивания газа в добываемую пластовую текучую среду состоит в создании смеси текучих сред в НКТ с низкой кажущейся плотностью при сравнении с пластовой текучей средой без газа.
Вследствие этого, благодаря добавлению, закачиванию и/или смешиванию воды и газа в стволе скважины с добываемой пластовой текучей средой смесь текучих сред в НКТ будет иметь и низкую вязкость, и низкую плотность, таким образом, сочетая преимущества воды и газа.
Количество воды и газа, закачиваемых в эксплуатационную насосно-компрессорную колонну в скважине, можно непрерывно регулировать для максимального увеличения добычи пластовой текучей среды. Количество воды и газа, закачиваемых в скважину, может изменяться в зависимости от состава добываемой текучей среды, например, обводненности и газожидкостного фактора добываемой пластовой текучей среды.
Добавление воды в условиях непрерывного потока может представлять собой одно из решений по обеспечению низкой кажущейся вязкости текучей среды в эксплуатационной насосно-компрессорной колонне.
Одновременное закачивание воды и газа уменьшает потери давления вследствие трения и силы тяжести. Без добавления дополнительного давления, самого давления в скважине может быть достаточно для транспортировки добываемых текучих сред к поверхности в сочетании с уменьшением потерь давления после закачивания воды и газа.
Вода, добавленная для уменьшения потерь давления на трение, может также использоваться в связи с транспортировкой тяжелой нефти за пределы скважины, например, при транспортировке нефти по трубопроводу.
Возможной проблемой, связанной с обеспечением искусственного подъема, является увеличение давления в скважине выше порогового значения, при котором имеют место трещины во вмещающей породе или другие нежелательные эффекты. Подземное скважинное оборудование также может отказывать за пределами порогового давления.
Существующей технологией защиты скважинного/подземного скважинного оборудования и горной породы на глубине башмака промежуточной обсадной колонны от избыточного давления является применение первого барьера, обеспечиваемого стальной обсадной трубой, и применение второго барьера, обеспечиваемого устройством для сброса давления на устье скважины, которое ограничивает максимальное давление кольцевого пространства между насосно-компрессорной колонной и наименьшей обсадной трубой, в дальнейшем именуемого затрубным пространством. Давление, таким образом, ограничивают, чтобы избежать разрыва пласта на уровне башмака в скважине. Башмак обсадной колонны может использоваться в качестве термина, обозначающего дно обсадной колонны, включая цемент, обеспечиваемый вокруг нее.
При традиционном применении только с одной фазой в затрубном пространстве (т.е. только вода, газ или нефть) эффект от статического напора относительно легко учесть. Статический напор относится к давлению, оказываемому под действием силы тяжести столба текучей среды в затрубном пространстве. Для столба газа, используемого при традиционном газлифте, статический напор относительно низок и высокое давление наверху является допустимым. Для столба воды статический напор высок и допустимое давление наверху, таким образом, ограничено. Однако статический напор также способствует закачиванию воды, и давление наверху необязательно должно быть слишком высоким.
В способе, раскрытом в настоящем документе, в затрубном пространстве обеспечивают и воду, и газ.
Статический напор чистой воды (~1 бар/10 м) необходимо принимать в качестве наихудшего сценария, т.е. порогового значения, которое не следует превышать, при задании уставки, поэтому допустимое давление на устье скважины является довольно ограниченным для того, чтобы защитить пласт.
При нормальной работе в столбе текучей среды имеется значительное количество газа, уменьшающего плотность, и, таким образом, статический напор. Чтобы подъем действовал, необходимо приложить наверху значительное давление, беспроблемно превышающее допустимое давление.
В настоящем документе раскрыта система регулирования давления или система измерения давления, содержащая один или более трубных элементов, проходящих в скважину. Трубные элементы могут быть заполнены газом. В одном или более трубных элементах может быть обеспечено положительное давление. Внутри одного или более трубных элементов может быть обеспечен клапан регулирования давления.
Один или несколько трубных элементов малого диаметра могут быть проведены вниз до уровня башмака. Трубы могут быть прикреплены к внешней стороне эксплуатационной насосно-компрессорной колонны, как иногда делают в случае линий для внутрискважинного ввода реагентов. Небольшой принудительный поток газа направляют сверху с устройством ограничения потока, расположенным между источником давления и трубами, регулирующими поток. Точное регулирование расхода менее существенно для данного применения.
Трубный элемент действует теперь в качестве трубы для измерения давления на уровне башмака с лишь относительно небольшим статическим напором столба газа, который необходимо учитывать. Данная труба может быть присоединена к устройству для сброса давления, такому как управляемый предохранительный клапан, чтобы обеспечить ее открывание при нужном давлении, измеряемом на уровне башмака после поправки на статический напор газа. Соединение должно быть выполнено ниже по потоку от устройства ограничения потока относительно источника газа. Источник газа будет иметь достаточно высокое давление для принудительного открывания устройства для сброса давления. Если трубный элемент засоряется по какой-либо причине, или отверстие выпускного клапана затрубного пространства заблокировано или ограничено, то давление из источника газа обеспечивает выполнение требуемого действия устройством для сброса давления. Если устройство для сброса давления открывается, то оно сбрасывает давление источников, которые обеспечивают подачу и повышение давления затрубного пространства. Для защиты от превышения давления могут также использоваться другие устройства для сброса давления, включая автоматические системы.
Внутри затрубного пространства можно предусмотреть множество отдельных небольших газовых труб, которые можно использовать для измерения и/или регулирования фактического давления в стволе скважины внутри затрубного пространства и для защиты скважины от превышения давления.
Данные способ и система могут использоваться на скважине, где вода и газ одновременно закачиваются в скважину через затрубное пространство между насосно-компрессорной колонной и наименьшей обсадной трубой, что называют одновременным закачиванием воды и газа, применяемым в качестве способа искусственного подъема (SWAG-L).
Использование специальной газонаполненной измерительной линии позволяет избежать осложнения, связанного с необходимостью учета тяжелой текучей среды (воды) при определении заданного давления наверху. Вместо этого измеряют фактическое давление при уровне, когда системе требуется защита. Область эксплуатационных режимов для давления наверху не зависит от консервативных предположений и обеспечивает эффективный подъем.
На фиг. 1 показана скважина с подъемом продукции при помощи одновременного закачивания воды и газа, включающая в себя систему защиты от превышения давления. Система содержит источник (1) подачи газа и источник (2) подачи воды, которые используются для обеспечения потока воды и газа в затрубное пространство А (3). Источник подачи газа также соединен с линиями (4) закачивания малого диаметра для обеспечения системы защиты от превышения давления, раскрытой выше. Предусмотрены расходомерный элемент (5) и устройство (6) ограничения потока. Предохранительный клапан (7) также присоединен к комбинированному трубному элементу для воды и газа и, кроме того, к линиям закачивания малого диаметра. В примере, показанном на чертеже, линии закачивания малого диаметра проходят от поверхности через фонтанную арматуру в затрубное пространство А, мимо морского дна в башмак (8) промежуточной обсадной колонны, где заканчивается промежуточная обсадная колонна. Точка закачивания, в которой комбинированные воду и газ закачивают в скважину, предусмотрена ниже точки, где заканчиваются линии закачивания малого диаметра. Внутри линий закачивания малого диаметра поддерживается небольшое положительное давление газа.
На фиг. 2 показан способ, включающий в себя следующий шаг: (S1) обеспечивают подачу газа в затрубное пространство через один или более трубных элементов, проходящих с поверхности в затрубное пространство.
Хотя настоящее изобретение раскрыто на примере предпочтительных вариантов осуществления, изложенных выше, следует понимать, что эти варианты осуществления являются лишь иллюстративными, и что формула изобретения не ограничена этими вариантами. Специалисты в данной области техники смогут внести модификации и применить альтернативные варианты с учетом данного описания, которые рассматриваются в качестве входящих в объем притязаний формулы изобретения. Каждый признак, раскрытый или проиллюстрированный в настоящем описании, может быть включен в изобретение, самостоятельно или в любой соответствующей комбинации с любым другим признаком, раскрытым или проиллюстрированным в нем.
Claims (15)
1. Система для измерения давления в затрубном пространстве ствола скважины, содержащая: один или более заполненных газом трубных элементов, проходящих с поверхности в затрубное пространство вниз до уровня башмака обсадной колонны, причем затрубное пространство ствола скважины выполнено с возможностью транспортирования комбинации воды и газа в скважину, при этом первое местоположение, в котором комбинированные вода и газ закачиваются в скважину, определяет точку закачивания, а второе местоположение, в котором заполненные газом трубные элементы оканчиваются внизу в скважине, определяет другую точку, причем точка закачивания расположена ниже по скважине, чем указанная другая точка.
2. Система по п. 1, в которой в одном или более трубных элементах обеспечено положительное давление.
3. Система по п. 1 или 2, в которой внутри одного или более трубных элементов обеспечен клапан регулирования давления.
4. Система по п. 1, в которой между источником давления и одним или более трубными элементами расположено устройство ограничения потока.
5. Система по п. 1, в которой один или несколько трубных элементов присоединены к устройству для сброса давления.
6. Система по п. 1, в которой источник подачи газа выполнен с возможностью обеспечения газа при достаточно высоком давлении для принудительного открывания устройства для сброса давления.
7. Система по п. 1, дополнительно содержащая трубный элемент для одновременного закачивания воды и газа в скважину через затрубное пространство.
8. Система по п. 1, дополнительно содержащая источник подачи воды, выполненный с возможностью подачи воды в скважину.
9. Система по п. 1, дополнительно содержащая расходомерный элемент.
10. Способ измерения давления в затрубном пространстве ствола скважины, содержащий следующее:
обеспечивают подачу газа в затрубное пространство через один или более трубных элементов, проходящих с поверхности в затрубное пространство вниз до уровня башмака обсадной колонны,
обеспечивают транспортирование комбинации воды и газа в затрубное пространство ствола скважины,
при этом первое местоположение, в котором комбинированные вода и газ закачиваются в скважину, определяет точку закачивания, а второе местоположение, в котором заполненные газом трубные элементы оканчиваются внизу в скважине, определяет другую точку, причем точка закачивания расположена ниже по скважине, чем указанная другая точка.
11. Способ по п. 10, дополнительно содержащий ограничение потока газа в один или более трубных элементов.
12. Способ по п. 10 или 11, дополнительно содержащий измерение потока газа в один или более трубных элементов.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US201662308699P | 2016-03-15 | 2016-03-15 | |
US62/308,699 | 2016-03-15 | ||
PCT/EP2017/056161 WO2017158051A1 (en) | 2016-03-15 | 2017-03-15 | Pressure sensing system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2018134339A RU2018134339A (ru) | 2020-04-15 |
RU2018134339A3 RU2018134339A3 (ru) | 2020-06-02 |
RU2738699C2 true RU2738699C2 (ru) | 2020-12-15 |
Family
ID=58314233
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018134339A RU2738699C2 (ru) | 2016-03-15 | 2017-03-15 | Система защиты от превышения давления |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
AU (1) | AU2017234997B2 (ru) |
BR (1) | BR112018068650B1 (ru) |
CA (1) | CA3017674A1 (ru) |
GB (1) | GB2572661B (ru) |
NO (1) | NO20181297A1 (ru) |
RU (1) | RU2738699C2 (ru) |
WO (1) | WO2017158051A1 (ru) |
Families Citing this family (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN108643886B (zh) * | 2018-04-24 | 2022-02-11 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种深水井环空圈闭压力监测装置及方法 |
CN110593789B (zh) * | 2019-10-28 | 2021-10-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种环空带压井井口管控装置和工作方法 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4326411A (en) * | 1980-07-14 | 1982-04-27 | Halliburton Company | Method and apparatus for monitoring fluid flow |
US4711306A (en) * | 1984-07-16 | 1987-12-08 | Bobo Roy A | Gas lift system |
US5735346A (en) * | 1996-04-29 | 1998-04-07 | Itt Fluid Technology Corporation | Fluid level sensing for artificial lift control systems |
DE20101134U1 (de) * | 2000-02-07 | 2001-05-17 | Hamedinger, Günter, Dipl.-Ing., Leoben | Vorrichtung zur Bestimmung des Flüssigkeitsspiegels einer Flüssigkeitssäule |
RU2244105C1 (ru) * | 2003-08-11 | 2005-01-10 | ООО "Уренгойгазпром" | Способ исследования скважин |
RU2455469C2 (ru) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ автоматического регулирования режима работы газовой скважины |
Family Cites Families (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5634522A (en) * | 1996-05-31 | 1997-06-03 | Hershberger; Michael D. | Liquid level detection for artificial lift system control |
-
2017
- 2017-03-15 WO PCT/EP2017/056161 patent/WO2017158051A1/en active Application Filing
- 2017-03-15 CA CA3017674A patent/CA3017674A1/en active Pending
- 2017-03-15 RU RU2018134339A patent/RU2738699C2/ru active
- 2017-03-15 GB GB1815683.6A patent/GB2572661B/en active Active
- 2017-03-15 AU AU2017234997A patent/AU2017234997B2/en not_active Ceased
- 2017-03-15 BR BR112018068650-6A patent/BR112018068650B1/pt active IP Right Grant
-
2018
- 2018-10-09 NO NO20181297A patent/NO20181297A1/en unknown
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4326411A (en) * | 1980-07-14 | 1982-04-27 | Halliburton Company | Method and apparatus for monitoring fluid flow |
US4711306A (en) * | 1984-07-16 | 1987-12-08 | Bobo Roy A | Gas lift system |
US5735346A (en) * | 1996-04-29 | 1998-04-07 | Itt Fluid Technology Corporation | Fluid level sensing for artificial lift control systems |
DE20101134U1 (de) * | 2000-02-07 | 2001-05-17 | Hamedinger, Günter, Dipl.-Ing., Leoben | Vorrichtung zur Bestimmung des Flüssigkeitsspiegels einer Flüssigkeitssäule |
RU2244105C1 (ru) * | 2003-08-11 | 2005-01-10 | ООО "Уренгойгазпром" | Способ исследования скважин |
RU2455469C2 (ru) * | 2010-06-07 | 2012-07-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ автоматического регулирования режима работы газовой скважины |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2572661B (en) | 2021-11-03 |
NO20181297A1 (en) | 2018-10-09 |
GB201815683D0 (en) | 2018-11-07 |
AU2017234997A1 (en) | 2018-10-18 |
GB2572661A (en) | 2019-10-09 |
RU2018134339A3 (ru) | 2020-06-02 |
AU2017234997B2 (en) | 2021-12-09 |
BR112018068650A2 (pt) | 2019-02-05 |
CA3017674A1 (en) | 2017-09-21 |
RU2018134339A (ru) | 2020-04-15 |
BR112018068650B1 (pt) | 2023-03-28 |
WO2017158051A1 (en) | 2017-09-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US10920507B2 (en) | Drilling system and method | |
RU2520201C1 (ru) | Способ поддержания давления в скважине | |
US20190032476A1 (en) | Determining Depth of Loss Zones in Subterranean Formations | |
CN109844257B (zh) | 使用改进的衬管回接的井控制 | |
CN105026679A (zh) | 用于钻出地下钻孔的钻井方法 | |
US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
RU2738699C2 (ru) | Система защиты от превышения давления | |
RU2473790C1 (ru) | Система эксплуатации скважин погружным электронасосом посредством пакеров с кабельным вводом | |
RU2728065C2 (ru) | Способ искусственного подъема | |
RU68588U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны | |
US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
RU52917U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта | |
Boldrin et al. | Successful Customized Thru-Tubing Plug & Abandonment from a Light Well Intervention Vessel as an Alternative to Heavy Workover Operations to Reduce Time and Cost-A Case Study from Brazil | |
RU2783030C1 (ru) | Способ термохимической обработки нефтяного пласта | |
US11060385B2 (en) | Artificial lift system for a resource exploration and recovery system | |
RU2439296C2 (ru) | СПОСОБ "ВНИИГАЗа" ГЛУШЕНИЯ СКВАЖИНЫ С АНОМАЛЬНО НИЗКИМ ПЛАСТОВЫМ ДАВЛЕНИЕМ | |
RU2473779C2 (ru) | Способ глушения фонтана флюида из скважины | |
Pugh et al. | First ever sub-sea hydraulic jet pump system used to optimize single well development offshore Tunisia | |
RU2669950C1 (ru) | Способ разработки залежи с высоковязкой нефтью | |
RU2389866C2 (ru) | Забойный клапан-отсекатель | |
Kukowitsch | Completion options to overcome liquid loading in the tail end production phase of gas wells | |
Crossley | Experience with electric submersible pumps for testing heavy oil reservoirs from floating drilling vessels | |
Jahn et al. | Well Dynamic Behaviour | |
BR112018072448B1 (pt) | Método e sistema para perfuração com pressão gerenciada e método para operar dinamicamente um sistema para perfuração com pressão gerenciada | |
Bybee | Hydraulic Blowout-Control Requirements |