RU2746331C1 - Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations - Google Patents

Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations Download PDF

Info

Publication number
RU2746331C1
RU2746331C1 RU2020134437A RU2020134437A RU2746331C1 RU 2746331 C1 RU2746331 C1 RU 2746331C1 RU 2020134437 A RU2020134437 A RU 2020134437A RU 2020134437 A RU2020134437 A RU 2020134437A RU 2746331 C1 RU2746331 C1 RU 2746331C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
nozzle
formations
centrifugal pump
electromagnet
Prior art date
Application number
RU2020134437A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильсияр Ильгизарович Гарнаев
Антон Николаевич Костин
Ильмира Ильсияровна Башмакова
Original Assignee
Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
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 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина
Priority to RU2020134437A priority Critical patent/RU2746331C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2746331C1 publication Critical patent/RU2746331C1/en

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

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil industry, namely to pumping units for oil production, and can be used with simultaneous separate exploitation of reservoirs. The downhole installation for the simultaneous separate operation of two layers includes a packer installed between the layers, an electric centrifugal pump with a control cable, pumping the products of the lower layer through the jet device located above the packer and consisting of a central nozzle body, inlets with check valves in the form of check valves. The electric centrifugal pump is located below the packer. Outside the body of the jet apparatus, along the perimeter, opposite the nozzle, an electromagnet is installed, connected to one of the cores of the control cable. The nozzle is equipped with radial holes, closed from the outside by a spring-loaded valve made of a soft magnetic material or a core wound from a soft magnetic material and made with the possibility of longitudinal movement and compression of the spring with the opening of the radial holes under the action of a magnetic field generated by an electromagnet.
EFFECT: proposed downhole installation for the simultaneous separate operation of two formations allows separate exploration and treatment of formations with reagents due to a controlled valve on the nozzle, simplify installation in the well and expand functionality by using only one packer and operating formations with any formation pressure and distance between them.
1 cl, 2 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к насосным установкам для добычи нефти, и может быть использована при одновременно-раздельной эксплуатации пластов.The proposal relates to the oil-extracting industry, namely, to pumping units for oil production, and can be used for simultaneous-separate operation of reservoirs.

Известна установка скважинного электроцентробежного насоса для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов (патент на ПМ RU № 73392, МПК Е21В 43/14, опубл. 20.05.2008 Бюл. № 14), включающая пакер, расположенный между двумя пластами, дополнительный центробежный насос с приводом от одного погружного электродвигателя для отбора части продукции и направление ее через выходные радиальные отверстия на прием основного насоса, причем погружную установку располагают между двумя пластами, дополнительный насос для отбора жидкости из нижнего пласта выполнен из нижних ступеней основного насоса с радиальными отверстиями в верхней части для выхода жидкости в надпакерное пространство, выше которых располагают прием основного насоса, причем пакер выполнен в виде конусной замковой опоры, наружное кольцо которой установлено на эксплуатационной колонне, а внутреннее, через которое герметично проходит электрический кабель, установлено на корпусе насоса между приемом нижнего насоса и выходными радиальными отверстиями.Known installation of a borehole electric centrifugal pump for simultaneous-separate production of oil from two layers (patent for PM RU No. 73392, IPC E21B 43/14, publ. 05/20/2008 Bull. No. 14), including a packer located between two layers, an additional centrifugal pump with a drive from one submersible electric motor for taking a part of the product and directing it through the radial outlet holes to the intake of the main pump, and the submersible installation is located between two layers, an additional pump for taking fluid from the lower layer is made of the lower stages of the main pump with radial holes in the upper part for liquid outlet into the above-packer space, above which the intake of the main pump is located, and the packer is made in the form of a conical lock support, the outer ring of which is installed on the production string, and the inner ring, through which the electric cable passes hermetically, is installed on the pump casing between the intake of the lower pump and weekend sake with other holes.

Недостатками данной установки являются невозможность раздельного исследования и обработки реагентами пластов, изменения пропорционального отбора по пластам, так как основной и дополнительный центробежный насосы имеют один привод с единым валом, что также усложняет конструкцию в целом, делая ее при этом ненадежной, и узкая область применения, так как ее возможно использовать только для высокопродуктивных пластов, отбор из которых возможно осуществлять погружными центробежными насосами.The disadvantages of this installation are the impossibility of separate research and treatment of reservoirs with reagents, changes in proportional selection by reservoirs, since the main and additional centrifugal pumps have one drive with a single shaft, which also complicates the design as a whole, making it unreliable at the same time, and a narrow field of application, since it can only be used for highly productive formations, from which it is possible to extract by submersible centrifugal pumps.

Наиболее близкой по технической сущности является струйная установка для эксплуатации многопластовых месторождений (патент на ПМ RU № 80192, МПК Е21В 43/00, опубл. 27.01.2009 Бюл. № 3), включающая электроцентробежный насос, струйный аппарат, состоящий из корпуса центрального сопла, входных отверстий с запорными элементами, два пакера, разобщающие верхний и нижний пласты, причем между струйным аппаратом и верхним пакером размещены два последовательно расположенных патрубка, нижний из которых заканчивается цилиндром, а верхний - плунжером, образующими вместе герметичную пару трения.The closest in technical essence is a jet installation for the operation of multi-layer fields (patent for PM RU No. 80192, IPC Е21В 43/00, publ. 01/27/2009 Bulletin No. 3), including an electric centrifugal pump, a jet apparatus consisting of a central nozzle body, inlets with shut-off elements, two packers separating the upper and lower layers, and between the jet device and the upper packer there are two successively located branch pipes, the lower one of which ends with a cylinder, and the upper one - with a plunger, which together form a sealed friction pair.

Недостатками данной установки являются невозможность раздельного исследования и обработки реагентами пластов, изменения пропорционального отбора по пластам, так как центробежный насос располагается над верхним пакером, который усложняет конструкцию и установку в скважине установки в целом, и узкая область применения, так как ее возможно использовать только тогда, когда нижний пласт имеет высокое пластовое давление, достаточное для преодоления расстояния между пакерами, чтобы исключить срыв потока жидкости на входе центробежного насоса, расположенного выше.The disadvantages of this installation are the impossibility of separate research and treatment of reservoirs with reagents, changes in proportional selection by reservoirs, since the centrifugal pump is located above the upper packer, which complicates the design and installation in the well of the installation as a whole, and a narrow field of application, since it can only be used then when the lower formation has a high formation pressure, sufficient to overcome the distance between the packers to avoid stalling the fluid flow at the inlet of the centrifugal pump located above.

Технической задачей предлагаемого технического решения является создание конструкции скважинной установки для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов, позволяющей раздельно исследовать и обрабатывать реагентами каждый пласт за счет управляемого клапана на сопле, упростить установку в скважине и расширить функциональные возможности за счет использования только одного пакера и эксплуатации пластов с любым пластовым давлением и расстоянием между ними соответственно.The technical objective of the proposed technical solution is to create a design of a downhole unit for simultaneous separate operation of two formations, which makes it possible to separately examine and treat each formation with reagents due to a controlled valve on the nozzle, to simplify installation in the well and expand functionality by using only one packer and operating formations with any reservoir pressure and distance between them, respectively.

Техническая задача решается скважинной установкой для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов, включающей пакер, устанавливаемый между пластами, электроцентробежный насос с управляющим кабелем, прокачивающий продукцию нижнего пласта через струйный аппарат, расположенный выше пакера и состоящий из корпуса центрального сопла, входных отверстий с запорными элементами в виде обратных клапанов.The technical problem is solved by a downhole installation for simultaneous separate operation of two layers, including a packer installed between the layers, an electric centrifugal pump with a control cable, pumping the products of the lower layer through a jet device located above the packer and consisting of a central nozzle body, inlet holes with locking elements in the form check valves.

Новым является то, что электроцентробежный насос расположен ниже пакера, снаружи корпуса струйного аппарата по периметру напротив сопла установлен электромагнит, соединенный с одной из жил управляющего кабеля, а сопло снабжено радиальными отверстиями, перекрытыми снаружи подпружиненным клапаном, изготовленным из магнитомягкого материала или сердечника с намоткой из магнитомягкого материала и выполненного с возможность продольного перемещения и сжатия пружины с открытием радиальных отверстий под действием магнитного поля, создаваемого электромагнитом.The novelty is that the electric centrifugal pump is located below the packer, an electromagnet is installed outside the body of the jet apparatus along the perimeter opposite the nozzle, connected to one of the cores of the control cable, and the nozzle is equipped with radial holes, closed from the outside by a spring-loaded valve made of soft magnetic material or a core wound from soft magnetic material and made with the possibility of longitudinal movement and compression of the spring with the opening of the radial holes under the action of the magnetic field created by the electromagnet.

На фиг. 1 изображена схема установки в скважине.FIG. 1 shows a diagram of the installation in the well.

На фиг. 2 изображена схема струйного аппарата.FIG. 2 shows a diagram of the jet apparatus.

Скважинная установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов 1 (фиг. 1) и 2 включает пакер 3, устанавливаемый между пластами 1 и 2, электроцентробежный насос 4, расположенный ниже пакера 3, с управляющим кабелем 5, прокачивающий продукцию нижнего пласта 2 через струйный аппарат 6, расположенный выше пакера 3 и состоящий из корпуса 7 (фиг. 2) центрального сопла 8, входных отверстий с запорными элементами в виде обратных клапанов 9. Снаружи корпуса 7 струйного аппарата 6 по периметру напротив сопла 8 установлен электромагнит 10, соединенный с одной из жил (не показано) управляющего кабеля 5. Сопло 8 оснащено радиальными отверстиями 11, перекрытыми снаружи клапаном 12 поджатым пружиной 13. Клапан 12 может быть изготовлен из магнитомягкого материала или сердечника с намоткой из магнитомягкого материала (не показано) и выполнен с возможность продольного перемещения и сжатия пружины 13 с открытием радиальных отверстий 11 под действием магнитного поля, создаваемого электромагнитом 10.The downhole installation for simultaneous separate operation of two layers 1 (Fig. 1) and 2 includes a packer 3 installed between layers 1 and 2, an electric centrifugal pump 4 located below the packer 3, with a control cable 5, pumping the products of the lower layer 2 through the jet device 6 located above the packer 3 and consisting of a body 7 (Fig. 2) of a central nozzle 8, inlets with shut-off elements in the form of check valves 9. Outside the body 7 of the jet apparatus 6 along the perimeter opposite the nozzle 8 there is an electromagnet 10 connected to one of the cores (not shown) of the control cable 5. The nozzle 8 is equipped with radial holes 11, closed from the outside by the valve 12 by a compressed spring 13. The valve 12 can be made of a soft magnetic material or a core wound from a soft magnetic material (not shown) and is made with the possibility of longitudinal movement and compression springs 13 with the opening of radial holes 11 under the action of a magnetic field created by an electromagnet ohm 10.

Конструктивные элементы и технологические соединения, не влияющие на работоспособность установки, на фиг. 1 и 2 не показаны или показаны условно.Structural elements and process connections that do not affect the performance of the installation are shown in Fig. 1 and 2 are not shown or are shown schematically.

Скважинная установка работает следующим образом.The downhole installation works as follows.

Перед спуском в скважину 14 (фиг. 1) сначала собирают электроцентробежный насос 4 с электродвигателем 15, при необходимости его также оснащают системой телеметрии 16, передающей данные о состоянии пласта 2 по кабелю 5, компенсатором 17, протектором 18, газосепаратором 19 и обратным клапаном 20. Электроцентробежный насос 4 с электродвигателем 15 спускают в скважину 14 на лифтовых трубах 21, которые снабжают последовательно пакером 3 и струйным аппаратом 6. Устанавливают пакер 3 между пластами 1 и 2. На вид пакера 3 и способы его установки авторы не претендуют, так как всё это известно в большом количестве из открытых источников. Расположение электроцентробежного насоса 4 ниже пакера 3 позволяет использовать скважинную установку в любых скважинах 14, в том числе и при большом расстоянии между вскрытыми пластами 1 и 2 и с нижним высокопродуктивным пластом 2, имеющим низкое пластовое давление, так как может находится и ниже пласта 2.Before running into well 14 (Fig. 1), first, an electric centrifugal pump 4 with an electric motor 15 is assembled, if necessary, it is also equipped with a telemetry system 16, which transmits data on the state of formation 2 via cable 5, a compensator 17, a protector 18, a gas separator 19 and a check valve 20 The electric centrifugal pump 4 with the electric motor 15 is lowered into the well 14 on the lift pipes 21, which are supplied in series with the packer 3 and the jet device 6. The packer 3 is installed between the layers 1 and 2. The authors do not pretend to look like the packer 3 and the methods of its installation, since everything it is known in large numbers from open sources. The location of the electric centrifugal pump 4 below the packer 3 allows the downhole installation to be used in any wells 14, including with a large distance between the exposed layers 1 and 2 and with the lower highly productive formation 2, which has a low formation pressure, since it can be located below the formation 2.

Подают электрическое питание по кабелю 5 на электродвигатель 15, запуская в работу электроцентробежный насос 4, который отбирает продукцию нижнего пласта 2 из подпакерного пространства 22 скважины 14, перекачивая ее по лифтовым трубам 21 на поверхность (не показана). При этом жидкость (продукция нижнего пласта) проходит через струйный аппарат 6, в котором выходя с высокой скоростью из центрального сопла 8 (фиг. 2) создает пониженное давление в корпусе 7. В результате обратный клапан 9 открывается и продукция верхнего пласта 1 (фиг. 1) из надпакерного пространства 23 скважины 14 засасывается в корпус 7 струйного аппарата 6, где перемешивается с продукцией нижнего пласта 2 (фиг. 1) и по колонне лифтовых труб 21 поднимается на поверхность.Electric power is supplied through the cable 5 to the electric motor 15, starting the electric centrifugal pump 4, which selects the production of the lower layer 2 from the sub-packer space 22 of the well 14, pumping it through the lift pipes 21 to the surface (not shown). In this case, the liquid (production of the lower layer) passes through the jet apparatus 6, in which, leaving at a high speed from the central nozzle 8 (Fig. 2), creates a reduced pressure in the housing 7. As a result, the check valve 9 opens and the production of the upper layer 1 (Fig. 1) from the above-packer space 23 of the well 14 is sucked into the body 7 of the jet apparatus 6, where it mixes with the production of the lower layer 2 (Fig. 1) and rises to the surface along the tubing string 21.

При необходимости исследования продуктивности нижнего пласта 2 и/или проведения анализа состава продукции этого пласта 2 по жиле кабеля 5 подают электрический ток на электромагнит 10 (фиг. 2) для создания магнитного поля. Так как клапан 12 изготовлен из магнитомягкого материала или сердечника с намоткой из магнитомягкого материала, то под действием магнитного поля электромагнита 10 перемещается вдоль сопла 8, сжимая пружину 13 и открывая радиальные отверстия 11 сопла 8. В результате скорость потока, выходящего из сопла 8 уменьшается, давление в корпусе 7 повышается и клапан 9 закрывается. После чего продукции только нижнего пласта 2 (фиг. 1) поднимается по лифтовым трубам 21 на поверхность, где проводят анализ состава продукции нижнего пласта 2. За анализом состояния и продуктивности пласта 2 следят при помощи показателей, снимаемых системой телеметрии 16. После чего электрический ток передаваемый по жиле кабеля 5 перестают подавать, электромагнит 10 (фиг. 2) перестаёт инициировать магнитное поле и клапан 12 под действием пружины 13 возвращается в исходно состояние, перекрывая радиальные отверстия 11 сопла 8. После чего установка продолжает отбирать одновременно продукцию верхнего 1 (фиг. 1) и нижнего 2 пластов.If it is necessary to study the productivity of the lower layer 2 and / or to analyze the composition of the production of this layer 2, an electric current is supplied to the electromagnet 10 (Fig. 2) through the conductor of the cable 5 to create a magnetic field. Since the valve 12 is made of a soft magnetic material or a core with a winding of a soft magnetic material, then under the action of the magnetic field of the electromagnet 10 moves along the nozzle 8, compressing the spring 13 and opening the radial holes 11 of the nozzle 8. As a result, the flow rate out of the nozzle 8 decreases, the pressure in the body 7 rises and the valve 9 closes. After that, the production of only the lower layer 2 (Fig. 1) rises through the lift pipes 21 to the surface, where the analysis of the composition of the production of the lower layer 2 is carried out. The analysis of the state and productivity of the layer 2 is monitored using indicators taken by the telemetry system 16. Then the electric current transmitted through the conductor of the cable 5 cease to be supplied, the electromagnet 10 (Fig. 2) stops initiating the magnetic field and the valve 12 under the action of the spring 13 returns to its original state, blocking the radial holes 11 of the nozzle 8. After that, the installation continues to take simultaneously the products of the upper 1 (Fig. 1) and lower 2 layers.

Если в ходе добычи продукции из пластов 1 и 2 продуктивность верхнего пласта 1 из-за его кольматации (что бывает на практике очень часто) снижается, то для исключения критического падения уровня жидкости в надпакерном пространстве 23 скважины 14, периодически обор продукции верхнего пласта 1 из надпакерного пространства 23 периодически прекращают. Для этого по жиле кабеля 5 подают электрический ток на электромагнит 10 (фиг. 2) для создания магнитного поля, клапан 12 перемещается вдоль сопла 8, сжимая пружину 13 и открывая радиальные отверстия 11 сопла 8 и закрывая обратный клапан 9. После чего продукции только нижнего пласта 2 (фиг. 1) поднимается по лифтовым трубам 21 на поверхность. После выдержки времени достаточной для восстановления уровня жидкости в надпакерном пространстве 23 электрический ток, передаваемый по жиле кабеля 5, перестают подавать, электромагнит 10 (фиг. 2) перестаёт инициировать магнитное поле и клапан 12 под действием пружины 13 возвращается в исходно состояние, перекрывая радиальные отверстия 11 сопла 8. После чего установка продолжает отбирать одновременно продукцию верхнего 1 (фиг. 1) и нижнего 2 пластов.If during the production of products from layers 1 and 2 the productivity of the upper layer 1 due to its clogging (which happens in practice very often) decreases, then to exclude a critical drop in the liquid level in the above-packer space 23 of well 14, periodically the production of the upper layer 1 from over the packer space 23 is periodically stopped. To do this, an electric current is supplied to the electromagnet 10 (Fig. 2) through the conductor of the cable 5 to create a magnetic field, the valve 12 moves along the nozzle 8, compressing the spring 13 and opening the radial holes 11 of the nozzle 8 and closing the check valve 9. After that, only the lower product layer 2 (Fig. 1) rises through the lift pipes 21 to the surface. After a time delay sufficient to restore the liquid level in the above-packer space 23, the electric current transmitted through the conductor of the cable 5 ceases to be supplied, the electromagnet 10 (Fig. 2) stops initiating the magnetic field and the valve 12 under the action of the spring 13 returns to its original state, blocking the radial holes 11 nozzles 8. After that, the installation continues to select simultaneously the products of the upper 1 (Fig. 1) and lower 2 layers.

Для обработки верхнего пласта 1 реагентами для восстановления его продуктивности и/или изоляции водопритоков (определяется анализом подымаемой продукции пластов 1 и 2 на поверхности и/или геофизическими исследованиями) перестают подавать электрическое питание по кабелю 5 на электродвигатель 15, останавливая электроцентробежный насос 4. В лифтовой колонне 21 создают избыточное давление, надежно закрывая обратные клапаны 9 (фиг. 2) и 20 (фиг. 1). По напакерному пространству 23 закачивают необходимые реагенты в верхний пласт 1. На виды реагентов, способы закачки их в пласт 1 и время реагирования в пласте 1 авторы не претендуют. После технологической выдержки установку запускают в работу, снимая избыточное давление в лифтовых трубах 23, подавая электрическое питание по кабелю 5 на электродвигатель 15 и запуская в работу электроцентробежный насос 4.To treat the upper layer 1 with reagents to restore its productivity and / or isolate water inflows (determined by the analysis of the uplifted production of layers 1 and 2 on the surface and / or geophysical studies), they stop supplying electric power via cable 5 to the electric motor 15, stopping the electric centrifugal pump 4. In the elevator the column 21 is pressurized, reliably closing the check valves 9 (Fig. 2) and 20 (Fig. 1). The necessary reagents are injected into the upper layer 1 through the packer space 23. The authors do not pretend to the types of reagents, the methods of their injection into the reservoir 1 and the response time in the reservoir 1. After the technological hold, the installation is started up, removing the excess pressure in the lift pipes 23, supplying electric power through the cable 5 to the electric motor 15 and starting the electric centrifugal pump 4.

Предлагаемая скважинная установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов позволяет раздельно исследовать и обрабатывать реагентами пласты за счет управляемого клапана на сопле, упростить установку в скважине и расширить функциональные возможности за счет использования только одного пакера и эксплуатации пластов с любым пластовым давлением и расстоянием между ними.The proposed downhole installation for the simultaneous separate operation of two formations allows separate exploration and treatment of formations with reagents due to a controlled valve on the nozzle, simplify installation in the well and expand functionality by using only one packer and operating formations with any formation pressure and distance between them.

Claims (1)

Скважинная установка для одновременно раздельной эксплуатации двух пластов, включающая пакер, устанавливаемый между пластами, электроцентробежный насос с управляющим кабелем, прокачивающий продукцию нижнего пласта через струйный аппарат, расположенный выше пакера и состоящий из корпуса центрального сопла, входных отверстий с запорными элементами в виде обратных клапанов, отличающаяся тем, что электроцентробежный насос расположен ниже пакера, снаружи корпуса струйного аппарата по периметру напротив сопла установлен электромагнит, соединенный с одной из жил управляющего кабеля, а сопло снабжено радиальными отверстиями, перекрытыми снаружи подпружиненным клапаном, изготовленным из магнитомягкого материала или сердечника с намоткой из магнитомягкого материала и выполненного с возможностью продольного перемещения и сжатия пружины с открытием радиальных отверстий под действием магнитного поля, создаваемого электромагнитом.A downhole rig for the simultaneous separate operation of two formations, including a packer installed between the formations, an electric centrifugal pump with a control cable, pumping the products of the lower formation through a jet device located above the packer and consisting of a central nozzle body, inlets with check valves in the form of check valves, characterized in that the electric centrifugal pump is located below the packer, an electromagnet is installed outside the body of the jet apparatus along the perimeter opposite the nozzle, connected to one of the cores of the control cable, and the nozzle is equipped with radial holes closed from the outside by a spring-loaded valve made of a soft magnetic material or a core with a winding of a soft magnetic material and made with the possibility of longitudinal movement and compression of the spring with the opening of the radial holes under the action of the magnetic field generated by the electromagnet.
RU2020134437A 2020-10-20 2020-10-20 Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations RU2746331C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020134437A RU2746331C1 (en) 2020-10-20 2020-10-20 Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2020134437A RU2746331C1 (en) 2020-10-20 2020-10-20 Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2746331C1 true RU2746331C1 (en) 2021-04-12

Family

ID=75521147

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2020134437A RU2746331C1 (en) 2020-10-20 2020-10-20 Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2746331C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5211241A (en) * 1991-04-01 1993-05-18 Otis Engineering Corporation Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor
RU2009U1 (en) * 1995-01-24 1996-04-16 Акционерное общество открытого типа "Варьеганефтегаз" LIQUID PUMPING DEVICE
RU2296213C2 (en) * 2005-04-27 2007-03-27 Махир Зафар оглы Шарифов Packer pumping plant for well formations operation
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU80192U1 (en) * 2008-08-20 2009-01-27 Владимир Яковлевич Ведерников MULTI-PLASTIC DEPOSITS FOR OPERATION
RU2517287C1 (en) * 2012-11-19 2014-05-27 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Jet device for annular gas bypassing
EA030727B1 (en) * 2015-12-31 2018-09-28 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5211241A (en) * 1991-04-01 1993-05-18 Otis Engineering Corporation Variable flow sliding sleeve valve and positioning shifting tool therefor
RU2009U1 (en) * 1995-01-24 1996-04-16 Акционерное общество открытого типа "Варьеганефтегаз" LIQUID PUMPING DEVICE
RU2296213C2 (en) * 2005-04-27 2007-03-27 Махир Зафар оглы Шарифов Packer pumping plant for well formations operation
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU80192U1 (en) * 2008-08-20 2009-01-27 Владимир Яковлевич Ведерников MULTI-PLASTIC DEPOSITS FOR OPERATION
RU2517287C1 (en) * 2012-11-19 2014-05-27 Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Альметьевский государственный нефтяной институт" Jet device for annular gas bypassing
EA030727B1 (en) * 2015-12-31 2018-09-28 Республиканское Унитарное Предприятие "Производственное Объединение "Белоруснефть" Method for selective periodical exploitation of low-permeable formations and device for implementing the same

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2380522C1 (en) Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions)
US7231978B2 (en) Chemical injection well completion apparatus and method
US6179056B1 (en) Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same
EP3788233B1 (en) By-pass system and method for inverted esp completion
US20030066643A1 (en) Methods of downhole testing subterranean formations and associated apparatus therefor
US20070095542A1 (en) Injection valve
US10612350B2 (en) Crossover valve system and method for gas production
EP3240941B1 (en) Hydraulically assisted esp deployment system
RU2594235C2 (en) Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
US20170226822A1 (en) Straddle Frac Tool with Pump Through Feature Apparatus and Method
RU2550633C1 (en) Aggregate for dual bed operation in well
RU2746331C1 (en) Downhole rig for simultaneous separate operation of two formations
RU2513566C2 (en) Dual string production method in well with increased gas ratio and device for its implementation
WO2011106579A2 (en) Wellbore valve, wellbore system, and method of producing reservoir fluids
RU2604897C1 (en) Pump unit for beds in well operation
RU2598256C1 (en) Method for hydrodynamic tests of exploitation well formation (versions)
WO2021029786A1 (en) Method for interval action on horizontal wells
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2330936C2 (en) Method of lifting of fluid from well
RU2465442C1 (en) Method of lifting water from wells
EP0859126B1 (en) Method and apparatus for loading fluid into subterranean formations
US10570714B2 (en) System and method for enhanced oil recovery
RU2539053C1 (en) Unit for dual operation of several production facilities at one well (versions) and shutdown valve of revolving type
RU2680563C1 (en) Method and device for formation geomechanical impact