RU2771682C1 - Pumping unit bypass system - Google Patents
Pumping unit bypass system Download PDFInfo
- Publication number
- RU2771682C1 RU2771682C1 RU2021120990A RU2021120990A RU2771682C1 RU 2771682 C1 RU2771682 C1 RU 2771682C1 RU 2021120990 A RU2021120990 A RU 2021120990A RU 2021120990 A RU2021120990 A RU 2021120990A RU 2771682 C1 RU2771682 C1 RU 2771682C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- guide
- bypass
- bypass line
- delivery vehicle
- adapter
- Prior art date
Links
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title abstract description 12
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims abstract description 12
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 210000002445 Nipples Anatomy 0.000 claims description 7
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 9
- 210000001699 lower leg Anatomy 0.000 abstract description 5
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 210000003739 Neck Anatomy 0.000 description 5
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 241000202252 Cerberus Species 0.000 description 2
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- PUOAETJYKQITMO-FYJGNVAPSA-N (3E)-1-[1-(4-fluorophenyl)ethyl]-3-[[3-methoxy-4-(4-methylimidazol-1-yl)phenyl]methylidene]piperidin-2-one Chemical compound C=1C=C(N2C=C(C)N=C2)C(OC)=CC=1\C=C(C1=O)/CCCN1C(C)C1=CC=C(F)C=C1 PUOAETJYKQITMO-FYJGNVAPSA-N 0.000 description 1
- 210000004544 DC2 Anatomy 0.000 description 1
- 210000003746 Feathers Anatomy 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 230000002530 ischemic preconditioning Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано как для добычи жидких или газообразных углеводородов, так и для проведения работ в скважинах с горизонтальным окончанием без извлечения насосного оборудования.The invention relates to the oil and gas industry and can be used both for the production of liquid or gaseous hydrocarbons, and for work in horizontal wells without removing pumping equipment.
Известны системы байпасирования насосной установки (например, по патентам RU2654301, RU2495280, GB2410965, заявке WO2016/209658), содержащие У-блок, соединяющий колонну байпасных труб и установку электроцентробежного насоса (УЭЦН), скрепленные между собой протектолайзерами. Bypass pumping systems are known (for example, according to patents RU2654301, RU2495280, GB2410965, application WO2016/209658), containing a Y-block connecting the bypass pipe string and the electric centrifugal pump unit (ESP), fastened together by protectolizers.
Общим недостатком указанных систем является высокий риск недохождения средства доставки (гибкая насосно-компрессорная труба - ГНКТ, жесткий геофизический кабель - ЖК и др.) до забоя скважины с горизонтальным окончанием и, как следствие, невозможность выполнения необходимых технологических операций на скважине. Недохождение происходит ввиду свободного расположения средства доставки в пространстве эксплуатационной колонны скважины ниже воронки указанных выше систем байпасирования, что приводит к волнообразному и спиралевидному скручиванию кабелей и труб, увеличиваются поверхности контакта, повышается трение, ухудшается передача толкающего усилия, повышается вероятность запирания и излома трубы. A common disadvantage of these systems is the high risk of the delivery means (coiled tubing - coiled tubing, rigid geophysical cable - LCD, etc.) not reaching the bottom of the well with a horizontal end and, as a result, the impossibility of performing the necessary technological operations on the well. The shortfall occurs due to the free location of the delivery device in the space of the production casing of the well below the funnel of the above bypass systems, which leads to undulating and spiral twisting of cables and pipes, contact surfaces increase, friction increases, the transfer of pushing force worsens, and the likelihood of blocking and rupture of the pipe increases.
Наиболее близкой по техническим особенностям является система байпасирования насосной установки по патенту RU2449117 (МПК E21B47/00, опубл. 27.04.2012 г.). Система байпасирования насосной установки состоит из y-переходника, к которому крепятся насосная установка и колонна байпасных труб, а также из вертлюга, седла и протектолайзеров. Между y-переходником и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) установлена разрывная муфта, причем в y-переходнике установлена пробка, кроме того, насосная колонна содержит уравновешивающий клапан, а колонна байпасных труб содержит воронку, при этом насосная колонна и колонна байпасных труб закреплены между собой протектолайзерами с возможностью их разъединения и седлом с возможностью его разъединения и прикреплены к y-переходнику с помощью разрывных муфт.The closest in terms of technical features is the bypass system of the pumping unit according to patent RU2449117 (IPC E21B47/00, publ. 27.04.2012). The bypass system of the pumping unit consists of a y-piece to which the pumping unit and the bypass pipe string are attached, as well as a swivel, saddle and protectolizers. A breakaway sleeve is installed between the y-junction and the tubing string, and a plug is installed in the y-junction, in addition, the pump string contains a balancing valve, and the bypass pipe string contains a funnel, while the pump string and the bypass pipe string are fixed between themselves by protectolizers with the possibility of their separation and the seat with the possibility of its separation and are attached to the y-adapter using breakable couplings.
Недостатком прототипа является недохождение средства доставки до забоя в горизонтальном участке скважины из-за явления запирания на участке скважины между воронкой системы байпасирования и хвостовиком эксплуатационной колонны, при котором высоки риски излома трубы.The disadvantage of the prototype is the failure of the delivery vehicle to reach the bottom hole in the horizontal section of the well due to the phenomenon of locking in the section of the well between the funnel of the bypass system and the liner of the production string, in which the risks of pipe fracture are high.
Технической проблемой, решаемой изобретением, является создание системы байпасирования, лишенной недостатков аналогов.The technical problem solved by the invention is the creation of a bypass system devoid of the disadvantages of analogues.
Технический результат - увеличение глубины прохождения средств доставки в наклонных и горизонтальных участках скважин при минимизации их скручивания, изгиба, запирания и излома. The technical result is an increase in the depth of passage of delivery vehicles in inclined and horizontal sections of wells while minimizing their twisting, bending, locking and breaking.
Техническая проблема решается, а результат достигается системой байпасирования насосной установки, состоящей из у-переходника, к которому закреплены установка электроцентробежного насоса (УЭЦН) и байпасная линия, состоящая из колонны байпасных труб, держатель байпасной линии и протектолайзеры, соединяющие байпасную линию и УЭЦН в общую конструкцию вдоль всей компоновки. В отличие от прототипа с держателем байпасной линии снизу жестко соединена направляющая для средства доставки, выполненная в виде муфтовой или безмуфтовой трубной колонны, длиной, определяемой расчетным путем исходя из условия дохождения средства доставки в необходимую область горизонтального участка скважины, при этом диаметр указанной направляющей составляет не более двойного диаметра и не менее одного диаметра средства доставки и/или доставляемого оборудования. The technical problem is solved, and the result is achieved by the bypass system of the pumping unit, consisting of a y-adapter, to which the electric centrifugal pump unit (ESP) and the bypass line, consisting of the bypass pipe string, the bypass line holder and protectolizers are fixed, connecting the bypass line and the ESP into a common structure throughout the assembly. In contrast to the prototype , a guide for the delivery tool is rigidly connected from the bottom with the bypass line holder, made in the form of a sleeved or sleeveless tubular string, with a length determined by calculation based on the condition for the delivery vehicle to reach the required area of the horizontal section of the well, while the diameter of the specified guide is not more than double the diameter and at least one diameter of the delivery vehicle and/or the equipment to be delivered.
Согласно изобретению, в частных случаях выполнения:According to the invention, in particular cases of execution:
- направляющая для средства доставки ниже держателя имеет длину не менее, чем от держателя байпасной линии до захода направляющей в хвостовик скважины;- the guide for the delivery vehicle below the holder has a length of at least from the bypass line holder to the guide entering the well liner;
- направляющая для средства доставки ниже держателя имеет длину, позволяющую заходить в хвостовик горизонтально законченной скважины, а на конце направляющей для средства доставки установлена выполненная в качестве направляющей для захода в хвостовик воронка, герметичная или с каналами для прохода жидкости по внешнему ее контуру, выше которой установлены перфорированные патрубки направляющей для средства доставки;- the guide for the delivery device below the holder has a length that allows it to enter the liner of a horizontally completed well, and at the end of the guide for the delivery device there is a funnel made as a guide for entering the liner, sealed or with channels for the passage of fluid along its outer contour, above which perforated nozzles of the guide for the delivery vehicle are installed;
- между у-переходником и УЭЦН установлен обратный клапан во избежание слива жидкости через УЭЦН при ее остановке;- a check valve is installed between the y-adapter and the ESP to prevent liquid from draining through the ESP when it stops;
- система содержит телескопическую муфту, ниже которой установлен опорный элемент для безопасного монтажа с байпасной трубой, на которой подвешена через держатель направляющая для средства доставки;- the system contains a telescopic sleeve, below which there is a support element for safe installation with a bypass pipe, on which a guide for the delivery vehicle is suspended through the holder;
- система содержит ниппель для установки технологического оборудования, выполненный как отдельная деталь или как часть у-переходника или муфты телескопической;- the system contains a nipple for the installation of technological equipment, made as a separate part or as part of a y-adapter or a telescopic coupling;
- средство доставки выполнено в виде шлангокабеля, сталеполимерной трубы, жесткого кабеля, гибкой насосно-компрессорной трубы (ГНКТ);- the delivery vehicle is made in the form of an umbilical, a steel-polymer pipe, a rigid cable, a flexible tubing (CT);
- в насосной линии, представляющей собой трубу или несколько труб, соединяющих у-переходник с УЭЦН, между у-переходником и УЭЦН установлена муфта с шейкой при необходимости дополнительной фиксации протектолайзером насосной линии с байпасной;- in the pump line, which is a pipe or several pipes connecting the y-adapter with the ESP, a coupling with a neck is installed between the y-adapter and the ESP, if necessary, additional fixation of the pump line with the bypass line with a protectolizer;
- над у-переходником установлена система реперных патрубков для определения места посадки/съема технологических пробок и клапанов;- a system of reference pipes is installed above the y-adapter to determine the place of landing / removal of technological plugs and valves;
- между y-переходником и системой реперных патрубков установлен ниппель для опрессовки лифта НКТ (насосно-компрессорных труб).- between the y-adapter and the system of reference pipes, a nipple is installed for pressure testing of the tubing lift (tubing pipes).
Технический результат достигается следующим.The technical result is achieved as follows.
Наличие указанной направляющей позволяет исключить свободное расположение средства доставки в пространстве эксплуатационной колонны скважины. The presence of the specified guide allows you to exclude the free location of the delivery device in the space of the production string of the well.
Указанный диаметр направляющей выбран авторами опытным путем и позволяет обеспечить зазор между средством доставки и внутренними стенками направляющей, достаточный для беспрепятственного прохождения средства доставки по всей длине направляющей (трубной колонны). В то же время, направляющая с указанным диаметром минимизирует волнообразное и спиралевидное скручивание кабелей и труб, уменьшает поверхности контакта, трение, улучшает передачу толкающего усилия, уменьшает риски запирания и исключает риски излома средства доставки. The specified diameter of the guide is chosen by the authors empirically and allows you to provide a gap between the delivery vehicle and the inner walls of the guide, sufficient for the smooth passage of the delivery vehicle along the entire length of the guide (pipe string). At the same time, the guide with the specified diameter minimizes the undulating and helical twisting of cables and pipes, reduces the contact surfaces, friction, improves the transmission of pushing force, reduces the risk of blocking and eliminates the risk of breaking the delivery vehicle.
Указанная длина, выбираемая расчетным путем исходя из условия дохождения средства доставки в необходимую область горизонтального участка скважины, обеспечивает максимальное дохождение до забоя средства доставки (трубы, ГНКТ, жесткие кабели) в скважинах с горизонтальным окончанием за счет длинной муфтовой или безмуфтовой трубной колонны ниже держателя. В частном случае длина не менее чем от держателя системы байпасирования до захода направляющей в хвостовик скважины позволяет также минимизировать или исключить попадание средства доставки в эксплуатационную колонну над хвостовиком.The specified length, selected by calculation based on the condition of reaching the delivery vehicle to the required area of the horizontal section of the well, provides the maximum reach to the bottom of the delivery vehicle (pipes, coiled tubing, rigid cables) in wells with a horizontal ending due to a long sleeved or sleeveless tubing string below the holder. In a particular case, a length not less than from the holder of the bypass system to the entry of the guide into the well liner also makes it possible to minimize or exclude the delivery vehicle from entering the production string above the liner.
Все перечисленное позволяет увеличить глубину прохождения средства доставки, минимизировать риски недохождения оборудования до требуемых областей в скважине, исключить риски, возникающие при движении средства доставки и оборудования эксплуатационной колонны выше хвостовика.All of the above makes it possible to increase the depth of the delivery vehicle passage, minimize the risks of equipment not reaching the required areas in the well, and eliminate the risks arising from the movement of the delivery vehicle and production string equipment above the liner.
Сущность изобретения поясняют рисунки, где показана заявляемая система:The essence of the invention is illustrated by drawings showing the claimed system:
На фиг. 1 - в общем виде;In FIG. 1 - in general;
На фиг.2 - один из частных случаев выполнения системы. Figure 2 - one of the special cases of the system.
На фигурах показано: The figures show:
1. Лифт НКТ1. Elevator tubing
2. Реперный патрубок или их система2. Reference pipe or their system
3. у-переходник, соединяющий насосную установку и байпасную линию с лифтом НКТ3. y-adapter connecting the pumping unit and the bypass line with the tubing lift
4. ниппель для установки пробок, герметизирующих колонну байпасных труб при выполнении технологических операций и работе скважины в режиме добычи (как отдельная деталь, так и часть у-переходника или муфты телескопической)4. nipple for installing plugs sealing the bypass pipe string during technological operations and well operation in production mode (both a separate part and part of a y-adapter or telescopic sleeve)
5. муфта телескопическая, позволяющая монтировать параллельные байпасную и насосную линии5. telescopic coupling, allowing to mount parallel bypass and pumping lines
6. опорный элемент, устанавливаемый в байпасной линии ниже телескопической муфты6. support element installed in the bypass line below the telescopic sleeve
7. байпасная линия 7. bypass line
8. насосная линия 8. pump line
9. муфта с шейкой, устанавливаемая в насосной линии при необходимости дополнительной фиксации протектолайзером9. coupling with a neck, installed in the pumping line if additional fixation with a protectolizer is required
10. протектолайзеры, соединяющие байпасную и насосную линии в общую конструкцию вдоль всей компоновки10. protectolizers connecting the bypass and pump lines into a common structure along the entire layout
11. хвостовик, устанавливаемый под УЭЦН фланцевым или резьбовым соединением 11. shank installed under the ESP with a flanged or threaded connection
12. стержень хвостовика для направления перемещения держателя при монтаже/демонтаже системы байпасирования12. shank rod to guide the movement of the holder when mounting / dismounting the bypass system
13. седло с шейкой для установки протектолайзера в нижней точке совместного расположения байпасной и насосной линий компоновки и опоры байпасной линии при монтаже/демонтаже13. saddle with a neck for installing a protectolizer at the lower point of the joint location of the bypass and pump lines of the assembly and the support of the bypass line during installation / dismantling
14. держатель байпасной линии14. bypass line holder
15. направляющая средства доставки15. delivery vehicle guide
16. воронка (перо) 16. funnel (feather)
17. подвесной патрубок насосной линии17. Suspension pipe of the pump line
18. верхний узел системы байпасирования.18. upper assembly of the bypass system.
Работа системы байпасирования показана для частного случая выполнения. The operation of the bypass system is shown for a particular implementation case.
Монтаж осуществляется на устье скважины полностью, либо из собранных заранее узлов. Воронку 16 соединяют с нижней резьбой направляющей 15 средства доставки. Installation is carried out at the wellhead completely, or from pre-assembled units. The
В качестве направляющей 15, в частности, может использоваться насосно-компрессорная труба (НКТ). Далее набирается необходимая длина направляющей 15 согласно предварительным расчетам по дохождению средства доставки в необходимую область горизонтального участка скважины в специализированных существующих расчетных программах, например, «MEDCO» (на сайте www.medcotas.com ), «Cerberus»(https://www.nov.com/-/media/nov/files/products/caps/intervention-and-stimulation-equipment/cerberus/cerberus-for-coiled-tubing-flyer-russian.pdf), «ORION», путем перебора размеров направляющей и получения теоретического результата в любой из существующих программ. Данные программные продукты позволяют осуществлять точные расчеты по дохождению гибкой трубы до забоя скважины, рассчитывать дизайн трубы, учитывать применяемые компоновки низа колонны. As a guide 15, in particular, can be used tubing (tubing) . Next, the required length of the guide 15 is dialed according to preliminary calculations for reaching the required area of the horizontal section of the well in specialized existing calculation programs, for example, "MEDCO" (on the site www.medcotas.com), "Cerberus" (https://www. nov.com/-/media/nov/files/products/caps/intervention-and-stimulation-equipment/cerberus/cerberus-for-coiled-tubing-flyer-russian.pdf), "ORION", by iterating over the dimensions of the guide and obtaining a theoretical result in any of the existing programs. These software products make it possible to carry out accurate calculations of coiled tubing reaching the bottom of the well, to calculate the design of the tubing, and to take into account the applied layout of the bottom of the string.
Пример выбора направляющей для средства доставки. An example of choosing a guide for a delivery vehicle.
Необходимо выбрать параметры направляющей для компоновки скважины: лифт НКТ 89 до гл. 2580, система байпасирования с проходным диаметром 60 мм до глубины 2620 м. Средство доставки ГНКТ 38 мм с запасованным в нее геофизическим кабелем. В скважине нефть, в ГНКТ азот. С помощью программы «MEDCO» производится расчет сил, действующих на трубу, с учетом параметров инклинометрии скважины (глубины, углы, координаты осей, искривление - полный профиль) геометрии компоновки низа колонны, уровня и состава скважинного флюида. Коэффициент трения по всему стволу взят 0.3. Расчет баланса сил, действующих на трубу, проводится для условий: нагрузка на трубу ниже максимально допустимой, во избежание излома, силы трения ниже толкающего усилия, чтобы не было запирания и было дохождение до забоя. Подбором длины и диаметра выбраны параметры направляющей средства доставки: НКТ с проходным диаметром 62 мм до глубины 2935 м, далее хвостовик 114 до глубины 3755 м. It is necessary to select the parameters of the guide for the layout of the well: tubing lift 89 to ch. 2580, bypass system with a bore diameter of 60 mm to a depth of 2620 m. A 38 mm coiled tubing delivery vehicle with a geophysical cable stored in it. There is oil in the well, nitrogen in the coiled tubing. Using the MEDCO program, the forces acting on the pipe are calculated, taking into account the well inclinometry parameters (depths, angles, axis coordinates, curvature - full profile), the geometry of the bottom of the string, the level and composition of the well fluid. The coefficient of friction along the entire barrel is taken as 0.3. The calculation of the balance of forces acting on the pipe is carried out for the following conditions: the load on the pipe is below the maximum allowable, in order to avoid fracture, the friction force is below the pushing force, so that there is no locking and there is reaching to the bottom. By selecting the length and diameter, the parameters of the delivery vehicle guide were selected: tubing with a bore diameter of 62 mm to a depth of 2935 m, then a liner 114 to a depth of 3755 m.
Также длина может быть выбрана исходя из требований захода направляющей 15 в хвостовик скважины. При заходе направляющей 15 в хвостовик скважины с горизонтальным окончанием воронка 16 может как герметично перекрывать внутренний диаметр, так и только центровать направляющую 15, оставляя пространство для прохода жидкости по внешнему контуру. Диаметр направляющей также выбирается с помощью указанных программ из данных расчета на прохождение средства доставки, но не более двойного диаметра средства доставки и/или доставляемого оборудования. Also, the length can be selected based on the requirements of the entry of the guide 15 into the well liner. When the guide 15 enters the well liner with a horizontal end, the
Верхняя резьба направляющей 15 соединяется с держателем 14, который свободным отверстием продет на стержень 12 хвостовика 11 и зафиксирован седлом 13. На верхнюю резьбу держателя набирается байпасная линия 7. Хвостовик 11 соединяется резьбовым или фланцевым соединением с основанием УЭЦН или ее блоком телеметрии. Байпасная линия 7 монтируется параллельно УЭЦН и соединяется с ней протектолайзерами 10 по всей длине системы байпасирования. Протектолайзеры 10 устанавливаются на шейки секций УЭЦН, фиксируют электрический кабель погружного электродвигателя и охватывают байпасную трубу 7, создавая направляющий желоб для ее продольного перемещения при монтаже. The upper thread of the guide 15 is connected to the
Верхняя резьба байпасной линии 7 соединяется с у-переходником 3 системы байпасирования.The upper thread of the
В других случаях выполнения: к верхней резьбе байпасной колонны устанавливается опорный элемент 6 (муфта или переводник), позволяющий надежно удержать при монтаже/демонтаже тяжелый подвес байпасной линии. Над УЭЦН располагается верхний узел 18 системы байпасирования в составе у-переходника 3, ниппеля 4, муфты телескопической 5, подвесного патрубка 17. Соединение байпасной линии 7 с верхним узлом 18 осуществляется разгрузкой системы байпасирования на опорный элемент 6 с последующим соединением его непосредственно с телескопической муфтой 5 или через трубы байпасной линии 7. Над у-переходником 3 устанавливается реперный патрубок 2 или система патрубков необходимой длины. In other cases of execution: a support element 6 (coupling or sub) is installed to the upper thread of the bypass column, which makes it possible to securely hold the heavy suspension of the bypass line during installation / dismantling. Above the ESP there is an
УЭЦН через муфту с шейкой 9 и подвесной патрубок 17 также соединяется с у-переходником 3.The ESP is also connected to the y-
Далее собранная система байпасирования соединяется с лифтом 1 НКТ, на котором спускается в скважину на требуемую глубину вплоть до захода в хвостовик при необходимости. Next, the assembled bypass system is connected to the
При эксплуатации в у-переходник 3 или ниппель 4 устанавливаются технологические герметизирующие элементы - глухие и каротажные пробки. During operation, technological sealing elements are installed in the y-
Герметизация байпасной линии позволяет проводить работы в скважине без извлечения УЭЦН, а также при ее работе, в частности, геофизические исследования горизонтальных скважин в режиме промысловой эксплуатации. При проведении каротажных работ средства доставки (ЖК, ГНКТ, скважинный трактор и др), ограниченные внутренним диаметром направляющей средства доставки существенно повышают расстояние прохода по горизонтальному участку ствола скважины, вплоть до ее забоя.The sealing of the bypass line makes it possible to carry out work in the well without removing the ESP, as well as during its operation, in particular, geophysical surveys of horizontal wells in the field operation mode. When carrying out logging operations, the delivery means (LC, coiled tubing, downhole tractor, etc.), limited by the inner diameter of the guide of the delivery means, significantly increase the distance of passage along the horizontal section of the wellbore, up to its bottom.
Таким образом, изобретение позволяет увеличить глубину прохождения средства доставки, минимизировать риски недохождения оборудования до требуемых областей в скважине, исключить риски, возникающие при движении средства доставки и оборудования эксплуатационной колонны выше хвостовика.Thus, the invention makes it possible to increase the penetration depth of the delivery tool, to minimize the risks of the equipment not reaching the required areas in the well, to eliminate the risks arising from the movement of the delivery tool and production string equipment above the liner.
Claims (10)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2771682C1 true RU2771682C1 (en) | 2022-05-11 |
Family
ID=
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2142114A1 (en) * | 1993-06-10 | 1994-12-22 | Henry Joe Jordan, Jr. | Multi-lateral selective re-entry tool |
GB2410965B (en) * | 2004-02-13 | 2007-02-07 | Zenith Oilfield Technology Ltd | Connection Between Well Components |
RU2449114C1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation |
RU2449117C1 (en) * | 2010-11-23 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Method of pumping unit bypassing and bypassing system for its implementation |
RU2495280C1 (en) * | 2012-06-09 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | By-pass system of oil well pumping unit for dual pumping of well having at least two formations, by-pass system of oil well pumping unit for single and multiple zone wells and by-passing method for well survey |
WO2016209658A1 (en) * | 2015-06-22 | 2016-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Y-tool system for use in perforation and production operation |
RU2654301C1 (en) * | 2017-08-07 | 2018-05-17 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Bypass system of pumping unit |
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CA2142114A1 (en) * | 1993-06-10 | 1994-12-22 | Henry Joe Jordan, Jr. | Multi-lateral selective re-entry tool |
GB2410965B (en) * | 2004-02-13 | 2007-02-07 | Zenith Oilfield Technology Ltd | Connection Between Well Components |
RU2449114C1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation |
RU2449117C1 (en) * | 2010-11-23 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Method of pumping unit bypassing and bypassing system for its implementation |
RU2495280C1 (en) * | 2012-06-09 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | By-pass system of oil well pumping unit for dual pumping of well having at least two formations, by-pass system of oil well pumping unit for single and multiple zone wells and by-passing method for well survey |
WO2016209658A1 (en) * | 2015-06-22 | 2016-12-29 | Schlumberger Technology Corporation | Y-tool system for use in perforation and production operation |
RU2654301C1 (en) * | 2017-08-07 | 2018-05-17 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Bypass system of pumping unit |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US9896897B2 (en) | Subsea universal Xmas tree hang-off adapter | |
EP2122124B1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
US8689879B2 (en) | Fluid displacement methods and apparatus for hydrocarbons in subsea production tubing | |
US9316062B2 (en) | Coiled tubing triple-sealed penetrator and method | |
US10533381B2 (en) | Wet connection system for downhole equipment | |
US7743824B2 (en) | Method and apparatus for isolating a wellhead for fracturing | |
US10428630B2 (en) | Apparatus, system and method for live well artificial lift completion | |
CA2464105A1 (en) | An entry well with slanted well bores and method | |
EP1216342A1 (en) | Subsea lubricator device and methods of circulating fluids in a subsea lubricator | |
US20160258231A1 (en) | Dual-Walled Coiled Tubing Deployed Pump | |
RU2771682C1 (en) | Pumping unit bypass system | |
NO316708B1 (en) | Two-lop rises | |
CN110168189B (en) | Underground hanger for umbilical cable deployment type electric submersible pump | |
RU2495280C1 (en) | By-pass system of oil well pumping unit for dual pumping of well having at least two formations, by-pass system of oil well pumping unit for single and multiple zone wells and by-passing method for well survey | |
RU2485280C1 (en) | Equipment of well head with parallel pipe suspension | |
US20180223603A1 (en) | Flexible dynamic riser for subsea well intervention | |
RU2520556C2 (en) | Pump unit bypass system | |
RU2654301C1 (en) | Bypass system of pumping unit | |
US5474128A (en) | Telescoping conduits for increasing the fluid resistance of well production tubing inadvertently dropped in an oil or gas well | |
US10989025B2 (en) | Prevention of gas accumulation above ESP intake | |
RU2798913C1 (en) | Fiber optic device for temperature monitoring in a horizontal well | |
US20220397019A1 (en) | Tubing anchor gas vent and associated methods and systems | |
US11859465B2 (en) | Cement top job with non-retrievable tubing | |
RU2790622C1 (en) | Dual tubing installation for selective completion of two reservoirs by one well | |
US11788381B2 (en) | Mandril assembly for chemical injection in oil wells |