RU91371U1 - DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS - Google Patents
DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS Download PDFInfo
- Publication number
- RU91371U1 RU91371U1 RU2009130747/22U RU2009130747U RU91371U1 RU 91371 U1 RU91371 U1 RU 91371U1 RU 2009130747/22 U RU2009130747/22 U RU 2009130747/22U RU 2009130747 U RU2009130747 U RU 2009130747U RU 91371 U1 RU91371 U1 RU 91371U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- development
- pump
- wells according
- well
- wells
- Prior art date
Links
Landscapes
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
1. Устройство для освоения и эксплуатации скважин, содержащее компоновку, включающую пакер, глубинный насос, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах, и, по меньшей мере, одно перепускное устройство, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или регулируемым электрическим сигналом и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, при этом перепускное устройство установлено или посадочный элемент с глухой пробкой установлен между пакером и глубинным насосом. ! 2. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что перепускное устройство расположено в посадочном элементе, выполненном, например, в виде скважинной камеры. ! 3. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что перепускное устройство выполнено в виде автономного клапана. ! 4. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что перепускное устройство выполнено в виде стационарного или извлекаемого регулятора. ! 5. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что в качестве перепускного устройства использованы сильфонные и/или поршневые регуляторы с обратным клапаном. ! 6. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что в качестве глубинного насоса 1 использован штанговый или центробежный, или мультифазный, или диафрагменный насос или вихревой. ! 7. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что глубинный насос установлен в интервал перфорации или ниже его. ! 8. Устройство для освоения и эксплуатации скважин по п.1, отличающееся тем, что глубинный �1. A device for the development and operation of wells, comprising an arrangement comprising a packer, a submersible pump lowered into the well on tubing, and at least one bypass device that is configured to control hydraulic pressure or an adjustable electrical signal and / or at least one plug with a blind plug, the bypass device is installed or a plug with a blind plug is installed between the packer and the downhole pump. ! 2. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that the bypass device is located in the landing element, made, for example, in the form of a borehole chamber. ! 3. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that the bypass device is made in the form of an autonomous valve. ! 4. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that the bypass device is made in the form of a stationary or extractable controller. ! 5. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that the bellows and / or piston controllers with a check valve are used as a bypass device. ! 6. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that a sucker rod or centrifugal, or multiphase, or diaphragm pump or vortex pump is used as the deep well pump 1. ! 7. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that the submersible pump is installed in the perforation interval or below it. ! 8. The device for the development and operation of wells according to claim 1, characterized in that the deep �
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для освоения и эксплуатации добывающих скважин.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used for the development and operation of production wells.
Известно устройство для добычи нефти газлифтным способом, включающее установленные в скважине газлифтные клапаны, управляемые движением газожидкостной смеси, каждый их который содержит полый корпус с выполненными в нем по окружности радиальными отверстиями, седло с проходным каналом, обратный клапан, расположенный под седлом /SU 1696676 А1, МПК5 Е21В 34/06, опубл. 07.12.91/. В корпусах клапанов выше радиального отверстия выполнен дополнительный ряд радиальных каналов. Клапаны установлены в скважинные камеры, которые расположены на НКТ перед пакером.A device for oil production by the gas-lift method is known, including gas-lift valves installed in the well controlled by the movement of the gas-liquid mixture, each of which contains a hollow body with radial holes made around it, a seat with a passage channel, a check valve located under the seat / SU 1696676 A1 MPK5 Е21В 34/06, publ. 12/07/91 /. In the valve bodies above the radial hole an additional series of radial channels is made. Valves are installed in downhole chambers, which are located on the tubing in front of the packer.
Недостатком известного устройства является то, что для его осуществления необходима принудительная подача газа с поверхности в надпакерную область для его перепуска через клапан, расположенный в скважинной камере, во внутрь НКТ для барботажа жидкости и облегчения подъема газожидкостной смеси. При этом не возможна подача газа с устья скважины под пакер.A disadvantage of the known device is that for its implementation, a forced supply of gas from the surface to the over-packer region is necessary for its passage through a valve located in the borehole chamber into the tubing to bubble fluid and facilitate the lifting of the gas-liquid mixture. It is not possible to supply gas from the wellhead under the packer.
Задачей, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является разработка надежного устройства, обеспечивающего непрерывное извлечение нефти и конденсата на основе комбинации и сочетания применения насосного и фонтанного режимов добычи.The task to which the claimed technical solution is directed is to develop a reliable device that provides continuous extraction of oil and condensate based on a combination and combination of the use of pumping and fountain modes of production.
При осуществлении технического решения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении эффективности освоения и эксплуатации скважин.When implementing a technical solution, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the efficiency of well development and operation.
Указанный технический результат достигается тем, что устройство для освоения и эксплуатации скважин содержит компоновку, включающую пакер, глубинный насос, спущенный в скважину на насосно-компрессорных трубах, и, по меньшей мере, одно перепускное устройство, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или регулируемым электрическим сигналом, и/или, по меньшей мере, один посадочный элемент с глухой пробкой, при этом перепускное устройство установлено или посадочный элемент с глухой пробкой установлен между пакером и глубинным насосом.The specified technical result is achieved by the fact that the device for the development and operation of wells contains an arrangement including a packer, a submersible pump lowered into the well on tubing, and at least one bypass device, which is configured to control hydraulic pressure or adjustable an electrical signal, and / or at least one seat plug with a blind plug, with a bypass device installed or a fit element with a blind plug installed between the pack deep set and pump.
Кроме того, перепускное устройство расположено в посадочном элементе, выполненным, например, в виде скважинной камеры. Перепускное устройство может быть выполнено в виде стационарного или извлекаемого регулятора, выполненного с возможностью управления как дистанционно регулируемым от гидравлического давления, так и от электрического сигнала регулятора. Перепускное устройство может быть выполнено в виде автономного клапана. Глубинный насос может быть установлен в интервал перфорации или ниже в зумпф и оборудован приемной сеткой и/или фильтром для предотвращения попадания механических примесей в него. Выше пакера может быть установлен обратный и/или сбивной клапан или скважинная камера с обратным клапаном. Для защиты и крепления кабелей использованы клямсы, центраторы и протекторы. В качестве перепускного устройства использованы сильфонные и/или поршневые регуляторы с обратным клапаном, а в качестве глубинного насоса использован штанговый или центробежный, или мультифазный, или диафрагменный или вихревой насос.In addition, the bypass device is located in the landing element, made, for example, in the form of a borehole chamber. The bypass device can be made in the form of a stationary or removable controller, made with the ability to control both remotely adjustable from hydraulic pressure and from the electric signal of the controller. The bypass device can be made in the form of an autonomous valve. The submersible pump can be installed in the perforation interval or lower in the sump and equipped with a receiving grid and / or filter to prevent mechanical impurities from entering it. Above the packer, a check valve and / or a knockout valve or a borehole chamber with a check valve can be installed. For protection and fastening of cables used klyamsy, centralizers and protectors. Bellows and / or piston regulators with a non-return valve are used as a bypass device, and a rod or centrifugal, or multiphase, or diaphragm or vortex pump is used as a depth pump.
Согласно заявляемому техническому решению становится возможной эксплуатация конденсатных и нефтяных скважин с высоким газовым фактором залежи путем совмещения двух режимов эксплуатации: на начальном этапе при запуске и освоении скважины предполагается отработка ее глубинным насосом для извлечения жидкостей глушения, а затем - последующий перевод скважины на фонтанный режим работы. В отличие от известных технических решений вместо продувки газом используется глубинный насос с периодической и кратковременной работой для извлечения жидкости глушения. А благодаря наличию перепускного устройства и/или посадочного элемента с глухой пробкой, установленных между пакером и глубинным насосом, обеспечивается возможность для перепуска выделившегося газа вместе с продукцией во внутрь НКТ для барботажа и лифтирования с целью интенсификации перевода скважины на фонтанную добычу.According to the claimed technical solution, it becomes possible to operate condensate and oil wells with a high gas factor of the reservoir by combining two operating modes: at the initial stage when starting and developing the well, it is planned to test it with a deep pump to extract the fluids, and then transfer the well to a fountain mode of operation . In contrast to the known technical solutions, instead of purging with gas, a downhole pump with periodic and short-term operation is used to extract the kill fluid. And thanks to the presence of a bypass device and / or a plug with a blind plug installed between the packer and the deep pump, it is possible to transfer the released gas together with the products into the tubing for bubbling and lifting in order to intensify the transfer of the well to fountain production.
Полезная модель поясняется чертежами, на которых схематично представлено устройство для освоения и эксплуатации скважин.The utility model is illustrated by drawings, which schematically shows a device for the development and operation of wells.
На фиг.1 представлено устройство для освоения и эксплуатации скважин, при работе глубинного насоса, на фиг.2 - устройство, при работе перепускного устройства, стрелками показано направление пластового флюида, жидкости глушения, воды.Figure 1 shows a device for the development and operation of wells during operation of a submersible pump, figure 2 shows a device during operation of a bypass device, the arrows show the direction of the formation fluid, kill fluid, water.
Устройство содержит компоновку, состоящую из глубинного насоса 1, который спускают на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 2 с кабелями 3, 4 в скважину, пакера 5 и, по меньшей мере, одного перепускного устройства, которое выполнено с возможностью управления гидравлическим давлением или дистанционно регулируемым электрическим сигналом и установлено между пакером 5 и глубинным насосом 1. В качестве перепускного устройства может быть использована глухая пробка, установленная в посадочном элементе. Перепускное устройство может быть выполнено в виде стационарного или извлекаемого регулятора, например, могут использоваться сильфонные или поршневые регуляторы с обратным клапаном, например в виде автономного клапана 6 или регулятора 8 с дистанционным электрическим или гидравлическим управлением. Возможно расположение перепускного устройства в посадочном элементе, выполненном, например, в виде скважинной камеры 7.The device comprises an arrangement consisting of a deep pump 1, which is lowered on tubing 2 with cables 3, 4 into the well, a packer 5 and at least one bypass device, which is configured to control hydraulic pressure or remotely adjustable electrical signal and is installed between the packer 5 and the deep pump 1. As a bypass device can be used blind plug installed in the landing element. The bypass device can be made in the form of a stationary or removable regulator, for example, bellows or piston regulators with a check valve can be used, for example, in the form of an autonomous valve 6 or regulator 8 with remote electric or hydraulic control. Perhaps the location of the bypass device in the landing element, made, for example, in the form of a borehole chamber 7.
Глубинный насос 1 может быть штанговым, центробежным, мультифазным, диафрагменным, вихревым и т.п.The downhole pump 1 can be a rod, centrifugal, multiphase, diaphragm, vortex, etc.
Глубинный насос 1 может быть оборудован приемной сеткой и/или фильтром для предотвращения попадания механических примесей в насос. Кроме того, может быть использовано дополнительное оборудование, например, клямсы, центраторы и протекторы для защиты и крепления кабелей 3, 4, телескопические соединения, разъединяющие устройства и технологические скважинные камеры для облегчения ведения глушения и аварийных работ.The downhole pump 1 may be equipped with a suction screen and / or filter to prevent mechanical impurities from entering the pump. In addition, additional equipment can be used, for example, clamps, centralizers and protectors for protecting and securing cables 3, 4, telescopic connections, disconnecting devices and technological well chambers to facilitate jamming and emergency operations.
Кроме этого, для облегчения проведения подземного ремонта дополнительно в скважинах устанавливают выше пакера 5 обратный или сбивной клапан в НКТ 2 или в скважинную камеру 7 с целью осуществления через него глушения скважины или ликвидации парафиновых и гидратных пробок путем различных термохимических промывок. Это необходимо для возможности создания циркуляции затруб-трубки при глушении скважины перед ПРС или КРС или для проведения горячей промывки скважины в случае ее загрязнения асфальтопарафиновыми отложениями (в случае необходимости).In addition, to facilitate underground repairs, additionally, in the wells, a check or knock valve is installed above the packer 5 in the tubing 2 or in the borehole chamber 7 with the aim of killing the well or eliminating paraffin and hydrate plugs through various thermochemical leaching. This is necessary for the possibility of creating a circulation of the annular tube when killing the well before ORS or KRS or for hot flushing of the well if it is contaminated with asphalt-paraffin deposits (if necessary).
Для исследования скважины могут применяться струйные насосы и измерительные приборы (кабельные или автономные), установленные в скважинной камере 7 или на НКТ 2 и на центраторах. Кабель 4 (шлангокабель или гидравлическая трубка) может иметь электропроводящий провод.To study the well, jet pumps and measuring instruments (cable or stand-alone) installed in the well chamber 7 or on the tubing 2 and on the centralizers can be used. Cable 4 (umbilical or hydraulic tube) may have a conductive wire.
Жидкости глушения разделяются на техногенные жидкости глушения, например, растворы и воды глушения, применяемые при ремонте скважин, и на природные жидкости глушения, например, пластовые минерализованные и конденсированные скважинные воды, входящие в состав пластовых флюидов. Пластовый флюид, как правило, состоит из нефти, конденсата, газа, воды и является многофазным.Silencing liquids are divided into man-made silencing fluids, for example, mud fluids and kill fluids used in well repair, and natural silencing fluids, for example, mineralized and condensed wellbore water, which are part of formation fluids. Formation fluid, as a rule, consists of oil, condensate, gas, water and is multiphase.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
В эксплуатационную колонну 9 с интервалом перфорации 10, заполненную жидкостью глушения, спускают последовательно на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 2 глубинный насос 1 с силовым кабелем 3 и, при необходимости, кабелем 4, предназначенным для управления дистанционно управляемым регулятором 8.In the production casing 9 with a perforation interval 10, filled with a silencing liquid, a downhole pump 1 with a power cable 3 and, if necessary, a cable 4 designed to control a remotely controlled regulator 8 is lowered sequentially on a string of tubing (tubing) 2.
Далее над глубинным насосом 1 под пакером 5 устанавливают скважинную камеру 7 с перепускным устройством в виде обратного клапана 6 или глухую пробку 11 и регулятор 8. Затем устанавливают пакер 5, в котором герметизируют кабели 3, 4.Next, a borehole chamber 7 with a bypass device in the form of a check valve 6 or a blind plug 11 and a regulator 8 is installed above the deep pump 1 under the packer 5. Then, the packer 5 is installed, in which the cables 3, 4 are sealed.
Спускают глубинный насос 1 на заданную глубину, пакеруют пакер 5. Устанавливают в посадочный элемент (скважинную камеру 7) глухую пробку 11, а перепускное устройство переводят в состояние «закрыто», например, дистанционно закрывают отверстие в регуляторе 8 и запускают в работу глубинный насос 1.The depth pump 1 is lowered to a predetermined depth, the packer 5 is packaged. A blind plug 11 is installed in the planting element (well chamber 7), and the bypass device is put into the closed state, for example, the hole in the regulator 8 is remotely closed and the depth pump 1 is started up .
Начинают осваивать скважину путем отработки жидкости глушения. После отработки и извлечения жидкости глушения отключают глубинный насос 1. Переводят перепускное устройство из состояния «закрыто» в состояние «открыто» или с помощью канатной техники удаляют глухую пробку 11 и выводят скважину на фонтанную эксплуатацию частично в режиме естественного газдифта за счет выделившегося газа под пакером 5.They begin to develop the well by working out the kill fluid. After working out and extracting the silencing fluid, the depth pump 1 is turned off. The transfer device is switched from the closed state to the open state or the blind plug 11 is removed with the help of cable technology and the well is put into flowing operation partially in natural gas lift mode due to the gas released under the packer 5.
По мере фонтанирования происходит постепенное накопление жидкости глушения на забое, поскольку конденсат и нефть из пласта всегда поступают в скважину с небольшим процентом воды. Накопление в скважине воды в качестве жидкости глушения приводит к уменьшению фонтанного дебита скважины до полного его прекращения.As gushing occurs, there is a gradual accumulation of kill fluid at the bottom, since condensate and oil from the reservoir always enter the well with a small percentage of water. The accumulation of water in the well as a kill fluid leads to a decrease in the flow rate of the well until it stops completely.
Далее после прекращения фонтанирования скважины производят с помощью канатной техники смену клапана 6 на глухую пробку 11 и/или регулятор 8 переводят в состояние «закрыто». Если перепускное устройство выполнено в виде обратного клапана 6 с возможностью автономного перекрытия пропускного отверстия в момент запуска насоса, то смена его на пробку не требуется. Запускают глубинный насос 1 в работу для подъема скопившейся жидкости глушения в виде воды из интервала перфорации 10 и с забоя 12 скважины.Then, after stopping the flowing of the well, the valve 6 is changed using a rope technique to a blank plug 11 and / or the regulator 8 is put into the “closed” state. If the bypass device is made in the form of a check valve 6 with the possibility of self-closing the passage hole at the time of starting the pump, then changing it to a plug is not required. The downhole pump 1 is launched into operation to lift the accumulated kill fluid in the form of water from the perforation interval 10 and from the bottom 12 of the well.
В процессе работы глубинного насоса 1 выделившийся газ накапливается под пакером 5. После отработки воды с забоя 12 принудительно отключают глубинный насос 1 или глубинный насос 1 сам отключается по срыву подачи, например, по «недогрузу» из-за газа. Вместо глухой пробки 11 устанавливают клапан 6, например, с помощью канатной техники и/или с помощью дистанционного регулятора 8 переводят в состояние «открыто». Либо при превышении давления подпакерной зоны над давлением в НКТ происходит самопроизвольное открытие обратного клапана, через отверстие которого выпускается газ из подпакерной зоны во внутрь НКТ 2, обуславливая газлифтный запуск и вывод скважины на фонтанный режим работы.During the operation of the downhole pump 1, the released gas accumulates under the packer 5. After the water has been drained from the bottom 12, the downhole pump 1 is forcibly turned off or the downhole pump 1 itself switches off due to a supply interruption, for example, due to “underload” due to gas. Instead of the blind plug 11, a valve 6 is installed, for example, using the cable technique and / or using the remote controller 8, it is transferred to the “open” state. Or, when the pressure of the sub-packer zone is higher than the pressure in the tubing, the check valve opens spontaneously, through the opening of which gas is released from the sub-packer zone into the tubing 2, causing the gas lift start and the well to flow into operation.
Глубинный насос 1 используют в основном для освоения скважины и извлечения жидкости глушения. Его устанавливают в скважине при отсутствии зумпфа в интервал перфорации 10 или выше интервала перфорации, а при большом зумпфе и небольших значениях механических примесей или при их отсутствии насос устанавливают в зумпфе, ниже интервала перфорации 10, например, у основания забоя 12 скважины. Технические характеристики глубинного насоса 1 должны обеспечивать высокий его межремонтный период (МРП). При этом глубинный насос 1, например электроцентробежный, подбирают таким образом, чтобы за минимальный интервал времени, например в режиме работы 1-3 часа, насос мог полностью освоить скважину после ремонтных работ с использованием жидкостей глушения или прекращения фонтанирования скважины и отобрать (поднять на поверхность) воду и жидкость глушения без перегрева погружного электродвигателя.The downhole pump 1 is used mainly for well development and extraction of killing fluid. It is installed in the well in the absence of a sump in the perforation interval of 10 or above the perforation interval, and with a large sump and small values of mechanical impurities or in their absence, the pump is installed in the sump below the perforation interval 10, for example, at the bottom of the bottom 12 of the well. The technical characteristics of the deep pump 1 must ensure its high overhaul period (MCI). At the same time, a deep pump 1, for example, an electric centrifugal pump, is selected so that for a minimum time interval, for example, in an operating mode of 1–3 hours, the pump can fully master a well after repair work using killing fluids or stopping the flowing of a well and take it off (lift it to the surface) ) water and kill fluid without overheating of the submersible motor.
Применение глубинного насоса является кратковременным. Его использование необходимо для извлечения жидкостей глушения, чтобы вывести скважину на фонтанный режим работы после ремонта КРС. Отработка насосом жидкостей глушения также обуславливает снижение противодавления на пласт и, соответственно, создает условия для ее фонтанирования.The use of a submersible pump is short-lived. Its use is necessary for the extraction of kill fluids in order to bring the well to a fountain mode of operation after repair of cattle. Pumping out the kill fluids also causes a decrease in back pressure on the formation and, accordingly, creates conditions for its gushing.
В процессе фонтанной эксплуатации скважины также периодически из пласта в скважину подходят пластовые флюиды с жидкостью глушения и с повышенным содержанием воды (иногда сильно минерализованной), которая из-за недостаточной скорости движения по лифту скважины медленно по стенкам НКТ оседает и накапливается на забое скважины, поднимаясь выше интервала перфорации. Накопление жидкости глушения приводит к утяжелению столба в лифте скважины, к увеличению противодавления на пласт и в последующем к полному прекращению фонтанирования скважины.During the well’s flowing operation, formation fluids with killing fluid and with a high water content (sometimes highly mineralized) are also suitable from time to time from the formation into the well, which, due to the insufficient speed of movement along the well’s lift, slowly settles along the tubing walls and accumulates on the bottom of the well, rising above the perforation interval. The accumulation of jam fluid leads to a heavier column in the elevator of the well, to an increase in back pressure on the formation and, subsequently, to a complete cessation of well flowing.
Предлагаемое устройство для освоения и эксплуатации скважины позволяет дополнительно использовать свободный газ, выделившийся в свободную фазу и накопившийся в подпакерной зоне, для перепуска во внутрь НКТ для облегчения добываемого пластового флюида и усиления процесса его фонтанирования. Кроме того, за счет барботажа и лифтирования скважинной жидкости газом, происходит образование из пластового флюида газожидкостной смеси с низкой плотностью, сопровождающееся снижением противодавления на пласт. Это положительно сказывается на величине депрессии и, соответственно, на приток к скважине пластового флюида, продлевающее период фонтанирования.The proposed device for the development and operation of the well allows you to additionally use the free gas released in the free phase and accumulated in the under-packer zone, for transfer into the tubing to facilitate the produced reservoir fluid and enhance the process of its flowing. In addition, due to bubbling and lifting of the well fluid with gas, a low-density gas-liquid mixture is formed from the formation fluid, accompanied by a decrease in back pressure on the formation. This has a positive effect on the magnitude of the depression and, accordingly, on the influx of formation fluid to the well, prolonging the flowing period.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009130747/22U RU91371U1 (en) | 2009-08-11 | 2009-08-11 | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009130747/22U RU91371U1 (en) | 2009-08-11 | 2009-08-11 | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU91371U1 true RU91371U1 (en) | 2010-02-10 |
Family
ID=42124078
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2009130747/22U RU91371U1 (en) | 2009-08-11 | 2009-08-11 | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU91371U1 (en) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471966C1 (en) * | 2011-06-24 | 2013-01-10 | Олег Сергеевич Николаев | Well cleaning and operation device |
| RU2524578C1 (en) * | 2013-04-09 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational cleanup device |
| RU2531149C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational clean-up device |
| RU2563268C2 (en) * | 2014-09-16 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
| RU2620667C1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-05-29 | Игорь Александрович Малыхин | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer |
-
2009
- 2009-08-11 RU RU2009130747/22U patent/RU91371U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2471966C1 (en) * | 2011-06-24 | 2013-01-10 | Олег Сергеевич Николаев | Well cleaning and operation device |
| RU2524578C1 (en) * | 2013-04-09 | 2014-07-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational cleanup device |
| RU2531149C1 (en) * | 2013-07-16 | 2014-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well preoperational clean-up device |
| RU2563268C2 (en) * | 2014-09-16 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
| RU2620667C1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-05-29 | Игорь Александрович Малыхин | Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2380522C1 (en) | Equipment for multi-reservoir well sumultanious-separate recearch and production with electircal submersible pump (versions) | |
| RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| MX2014000947A (en) | System and method for production of reservoir fluids. | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| US8261838B2 (en) | Artificial lift system | |
| RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| EP2122124A1 (en) | Subterannean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU132836U1 (en) | SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2421602C1 (en) | Procedure for well operation | |
| AU2010300497A1 (en) | Producing gas and liquid from below a permanent packer in a hydrocarbon well | |
| RU2538010C2 (en) | Oil-well operation unit | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| RU2598948C1 (en) | Landing for dual production and injection | |
| RU2011135865A (en) | METHOD FOR INSULATING FLOOR WATER FLOW IN DEPTH AND HORIZONTAL WELLS | |
| RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
| RU2671372C1 (en) | Device for removing liquids that accumulate in the well | |
| RU2471966C1 (en) | Well cleaning and operation device | |
| RU77637U1 (en) | OIL PRODUCTION COMPLEX WITH HYDROGEN SULFUR OIL CONTENT AND PUMPING UNIT FOR IT | |
| US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
| CN107476785A (en) | A kind of closed flow string of the double submersible electric pumps of Oil/gas Well series connection | |
| RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20120812 |