RU2563268C2 - Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation - Google Patents
Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2563268C2 RU2563268C2 RU2014137643/03A RU2014137643A RU2563268C2 RU 2563268 C2 RU2563268 C2 RU 2563268C2 RU 2014137643/03 A RU2014137643/03 A RU 2014137643/03A RU 2014137643 A RU2014137643 A RU 2014137643A RU 2563268 C2 RU2563268 C2 RU 2563268C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- tubing
- downhole equipment
- string
- Prior art date
Links
Landscapes
- Centrifugal Separators (AREA)
- Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)
Abstract
Description
Группа изобретений относится к области горного дела, в частности к нефтедобывающей промышленности, и может быть использована при эксплуатации скважин.The group of inventions relates to the field of mining, in particular to the oil industry, and can be used in the operation of wells.
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск на колонне насосно-компрессорных труб электроцентробежного насоса и хвостовика с перфорированной нижней частью, изоляцию потока жидкости в межтрубном пространстве пакером, установленным на хвостовике, и регулирование направления потока жидкости для распределения его через внутреннюю полость колонны насосно-компрессорных труб и межтрубное пространство. Перед спуском в скважину устанавливают обратный клапан на конце хвостовика и перфорируют колонну насосно-компрессорных труб в зоне устья скважины с образованием каналов, в 1,5-2 раза больше каналов в хвостовике. (Патент RU №2515646 C1. Способ эксплуатации скважины, оборудованной электроцентробежным насосом. - МПК: E21B 43/00, F04B 47/00. - 20.05.2014).A well-known method of operating a well, including the descent on a tubing string of an electric centrifugal pump and a liner with a perforated bottom, isolating the fluid flow in the annulus with a packer mounted on the liner, and adjusting the direction of fluid flow to distribute it through the internal cavity of the tubing string and annulus. Before the descent into the well, a check valve is installed at the end of the liner and the tubing string is perforated in the area of the wellhead with the formation of channels, 1.5-2 times more channels in the liner. (Patent RU No. 2515646 C1. Method of operating a well equipped with an electric centrifugal pump. - IPC: E21B 43/00, F04B 47/00. - 05/20/2014).
Известен способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб, электроцентробежного насоса с входным модулем, электродвигателя с гидрозащитой, подачу откачиваемого продукта на устье скважины, последующую промывку внутренних полостей установки насоса от присутствия асфальтенов, парафинов, механических примесей выносимых пород. Эксплуатация скважины осуществляется в непрерывном режиме. Универсальный клапан, выполняющий функции обратного и промывочного клапанов, предварительно настраивают на определенные для данной скважины параметры давления: Pоткр - давление открытия клапана для режима промывки, Pизб - давление нагнетания промывочной жидкости. Универсальный клапан во время нефтедобычи работает как обратный. Подачу откачиваемого продукта на устье скважины осуществляют до момента повышения мощности электродвигателя, после чего электродвигатель останавливают. Агрегатом для нагнетания рабочих жидкостей при проведении промывочных работ на нефтяных и газовых скважинах нагнетают промывочную жидкость, универсальный клапан работает как промывочный. Работа клапанного устройства будет повторяться. (Патент RU №2421602 C1. Способ эксплуатации скважины. - МПК: E21B 43/00. - 20.06.2011.)There is a known method of operating a well, which includes running a string of tubing, an electric centrifugal pump with an input module, an electric motor with hydroprotection, supplying a pumped product to the wellhead, and then washing the internal cavities of the pump installation from the presence of asphaltenes, paraffins, and mechanical impurities of the rocks. The well is operated continuously. The universal valve, which performs the functions of a check valve and a flush valve, is pre-set to the pressure parameters defined for a given well: P open - valve opening pressure for flushing mode, P huts - flushing fluid discharge pressure. The universal valve during oil production works as a check valve. The pumped product is supplied to the wellhead until the electric motor increases, after which the electric motor is stopped. A unit for pumping working fluids during flushing operations in oil and gas wells is pumped with flushing fluid, the universal valve works as a flushing fluid. The operation of the valve device will be repeated. (Patent RU No. 2421602 C1. Method of operating a well. - IPC: E21B 43/00. - 06/20/2011.)
Наиболее близким аналогом заявляемого технического решения является способ эксплуатации скважины, включающий подъем внутрискважинного оборудования, промывку скважины, шаблонирование ствола, сборку и спуск подземного противопесочного оборудования с клапаном, ввод скважины в эксплуатацию, декольматацию фильтра. В процессе эксплуатации скважины осуществляют температурное воздействие на призабойную зону скважины, призабойную зону пласта и добываемый флюид путем пропускания через пористый карбид кремния напряжения в постоянном или периодическом режиме. (Патент RU №2419718 C1. Способ эксплуатации скважины. - МПК: E21B 43/24, E21B 43/08. - 02.11.2009.) Данное изобретение принято за прототип.The closest analogue of the claimed technical solution is a method of operating a well, including raising the downhole equipment, flushing the well, drilling the stem, assembling and lowering the underground anti-sand equipment with a valve, putting the well into operation, and decolming the filter. During the operation of the well, the temperature effect on the bottom hole zone of the well, the bottom hole zone of the formation and the produced fluid is carried out by passing voltage through a porous silicon carbide in a constant or periodic mode. (Patent RU No. 2419718 C1. Method of operating a well. - IPC: E21B 43/24, E21B 43/08. - 02.11.2009.) This invention is taken as a prototype.
Известно 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 дистанционно регулируемым электрическим сигналом, и/или по меньшей мере один посадочный элемент с глухой пробкой. Перепускное устройство и/или посадочный элемент с глухой пробкой установлен между пакером и глубинным насосом. (Патент RU №91371 U1. Устройство для освоения и эксплуатации скважин. - МПК: E21B 43/00. - 10.02.2010.) Данное устройства принято за прототип.A device for developing and operating wells is known, comprising an arrangement including a packer, a downhole pump lowered into the well on tubing, and at least one bypass device that is configured to control hydraulic pressure or a remotely controlled electrical signal, and / or at least one seat plug with a blind plug. A bypass device and / or a plug with a blank plug is installed between the packer and the submersible pump. (Patent RU No. 91371 U1. Device for the development and operation of wells. - IPC: E21B 43/00. - 02/10/2010.) This device is taken as a prototype.
Недостатком известных технических решений является недостаточная надежность эксплуатации нефтедобывающих скважин, в том числе из-за прихвата пакера с колонной насосно-компрессорных труб песчано-гравийным осадком при извлечении внутрискважинного оборудования из эксплуатационной колонны скважины.A disadvantage of the known technical solutions is the insufficient reliability of the operation of oil wells, including due to the sticking of the packer with the tubing string with sand and gravel sludge when removing downhole equipment from the production well string.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является повышение надежности эксплуатации скважин и сокращение сроков восстановления скважин.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to increase the reliability of well operation and reduce the time for well restoration.
Техническим результатом является повышение надежности эксплуатации и сокращение сроков восстановления скважин.The technical result is to increase the reliability of operation and reduce the recovery time of wells.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе эксплуатации скважин, включающем добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, монтаж внутрискважинного оборудования из герметично свинченных насосно-компрессорными трубами электроцентробежного насоса и пакера, и колонну насосно-компрессорных труб, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known method of operating wells, which includes producing a well by an electric centrifugal pump and performing repair and restoration work, carrying out tripping operations, flushing and patterning the well, installing downhole equipment from hermetically screwed tubing and a packer, and tubing string, decolmatization and commissioning of the well, according to the proposed technical th decision,
при нарушении герметичности эксплуатационной колонны, негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне, ниже интервала нарушения герметичности, для чего проводят промывку скважины, из последней извлекают внутрискважинное оборудование, проводят шаблонирование эксплуатационной колонны, обследование с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер, затем на поверхности скважины осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед чем конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса и по мере монтажа в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают электроцентробежный насос, оснащенный блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта и входным модулем, соединенный с силовым кабелем, герметично свинчиваемый насосно-компрессорными трубами с запорно-промывочным и сбивным клапанами, к последнему насосно-компрессорной трубой и неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер с якорным устройством, в кабельном вводе которого с натяжением герметизируют силовой кабель, сверху пакер герметично свинчивают со вторым сбивным клапаном, который свинчивают насосно-компрессорной трубой с муфтой реперного патрубка, последний муфтой свинчивают с колонной насосно-компрессорных труб, к концу которой муфтой привинчивают подгоночный патрубок, и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, затем при необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину, затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер с помощью динамометра, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины, после чего скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой;in case of leakage in the production string, the leakage is isolated from the flow of the well product by installing the packer at a level lower than the leakage interval, for which the well is rinsed, the downhole equipment is removed from the latter, the production string is modeled, inspection is performed to identify the leakage interval and scrap the interval of the inner surface under the packer, then, on the surface of the well, the downhole equipment is mounted, before which the end the sludge cable is passed through the cable gland of the packer and hermetically connected to the variable frequency drive of the electric centrifugal pump and, as it is installed in the production string, the electric centrifugal pump equipped with the sensor unit of the telemetric system for monitoring the parameters of the well product and the input module connected to the power cable is sealed screwed by tubing with shut-off and flushing and relief valves, to the last tubing and not the packer with the anchor device is hermetically docked with a axial connection, in the cable entry of which the power cable is sealed with tension, on top the packer is tightly screwed with a second knock valve, which is screwed with a tubing with a reference pipe coupling, the last coupling is screwed with the tubing string, to the end of which the fitting pipe is screwed with the sleeve, and the descent is continued until the packer reaches the annulus separation interval with fixing the depth of the packer leveled by the benchmark and the weight of the downhole equipment using a dynamometer, then, if necessary, replace the fitting pipe due to the length of the outflow from the wellhead, taking into account the relative elongation of the tubing string under the influence of its own weight, the tubing string with downhole equipment is lifted to a height equal to the length of the installed fitting pipe, which is replaced by a pipe of the appropriate length, and again lowered into the well, then the anchor device the packer is fixed in the production casing and the leak is isolated by tensioning the tubing string to a certain load on the packer using a dynamometer, with which the tubing string is sealed with a fitting pipe to the faceplate and fixed on the production string flange at the wellhead, after which the well is introduced in the operating mode of operation, a gradual increase in the frequency of rotation of the variable frequency drive of the electric centrifugal pump under the control of well parameters of product telemetry system;
перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб из скважины извлекают внутрискважинное оборудование;Before raising the downhole equipment from the well, the over-packer annular space is first washed from the sand and gravel sediment, for which the over-pack knock-off valve is destroyed from the wellhead and the flushing fluid is pressurized into the over-pack annular chamber through the cavity of the pump-and-tubing pipe under pressure. a liquid sand-gravel mixture through the wellhead, then with a metal rod they destroy the whipping valve below the packer and through the cavities of both new valves equalize the fluid pressure in the annular spaces above and below the packer, after which downhole equipment is removed from the well for the fitting pipe string of the tubing;
промывку центробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.washing the centrifugal pump and decolming the input module from asphaltenes, paraffins and impurities of the by-product rocks is carried out by washing liquid pumped from the wellhead through tubing, the electric centrifugal pump and the input module are washed under pressure on the shut-off and flushing valve with access to the bottom hole and the wellbore when the electric centrifugal pump is off.
Указанный технический результат достигается тем, что в известной компоновке внутрискважинного оборудования, содержащей пакер, погружное внутрискважинное оборудование, включающее герметично свинченные насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос и сбивной клапан с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб с подпакерным межтрубным пространством, и колонну насосно-компрессорных труб, согласно предложенному техническому решению,The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known arrangement of downhole equipment containing a packer, submersible downhole equipment, including hermetically screwed tubing by an electric centrifugal pump and a relief valve with the possibility of communicating the cavity of the tubing with the under-tube annular space, and the tubing string pipes, according to the proposed technical solution,
погружное внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос, оснащенный входным модулем и соединенный силовым кабелем со станцией управления скважиной, запорно-промывочный и сбивной клапаны, присоединяемые насосно-компрессорной трубой и неподвижным аксиальным соединением к пакеру с кабельным вводом, в последнем герметично размещен силовой кабель, а над пакером установлен второй сбивной клапан с возможностью сообщения полости колонны насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством, который свинчен насосно-компрессорной трубой с муфтой реперного патрубка, последний муфтой свинчен с колонной насосно-компрессорных труб, на свободном конце которой посредством муфты герметично привинчен подгоночный патрубок, последним осуществляется нагрузка на пакер, с которой колонна насосно-компрессорных труб посредством подгоночного патрубка герметично на резьбе соединена с планшайбой и последней закрепляется на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины;submersible downhole equipment includes an electric centrifugal pump sequentially screwed by tubing, equipped with an input module and connected by a power cable to the well control station, shut-off and flushing and relief valves, connected by a tubing and fixed axial connection to the packer with cable entry, in the latter, hermetically a power cable is placed, and a second whipping valve is installed above the packer with the possibility of communicating the cavity of the tubing string x pipes with an over-packer annular space, which is screwed with a tubing with a reference pipe coupling, the last one is screwed with a tubing string, on the free end of which a fitting pipe is hermetically screwed, the last is the load on the packer with which the tubing string compressor pipes by means of a fitting pipe are hermetically connected to the faceplate on the thread and the latter is fixed on the flange of the production string at the wellhead;
электроцентробежный насос выполнен с частотно-регулируемым приводом;The electric centrifugal pump is made with a variable frequency drive;
компоновка оснащена блоком датчиков телеметрической системой контроля параметров скважинного продукта;the layout is equipped with a sensor unit telemetry system for monitoring the parameters of the well product;
силовой кабель выполнен плоским с бронезащитным покровом;the power cable is flat with an armor protection cover;
силовой кабель при монтаже герметизируется в кабельном вводе пакера вместе с бронезащитным покровом;the power cable during installation is sealed in the cable entry of the packer along with the armor protection cover;
силовой кабель дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера крышкой с дугообразным профилем.the power cable is additionally sealed in the cable gland of the packer with a cover with an arcuate profile.
Проведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам заявленных способа эксплуатации скважин и компоновки внутрискважинного оборудования для осуществления способа, отсутствуют. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «новизна».The analysis of the prior art by the applicant made it possible to establish that there are no analogues that are characterized by sets of features that are identical to all the features of the claimed method of operating wells and the layout of downhole equipment for implementing the method. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипов признаками заявляемых технических решений, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемых технических решений преобразований на достижение указанного технического результата. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «изобретательский уровень».The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototypes of the claimed technical solutions have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solutions on the achievement of the specified technical result is not revealed. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "inventive step".
Заявленные технические решения реализованы на скважинах нефтедобывающей отрасли. Следовательно, заявляемые технические решения соответствуют условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solutions are implemented in the wells of the oil industry. Therefore, the claimed technical solutions meet the condition of patentability "industrial applicability".
В настоящей заявке на выдачу патента соблюдено требование единства изобретения, поскольку способ эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для осуществления способа решают одну и ту же задачу - повышение надежности эксплуатации нефтедобывающей скважины.In the present application for the grant of a patent, the requirement of the unity of the invention is met, since the method of operating wells and the layout of downhole equipment for implementing the method solve the same problem - improving the reliability of operation of an oil well.
На фиг. 1 схематично показана компоновка скважинного оборудования для осуществления предложенного способа эксплуатации скважин.In FIG. 1 schematically shows the layout of downhole equipment for implementing the proposed method of operating wells.
Сущность предложенного способа эксплуатации скважины заключается в следующем.The essence of the proposed method of operating the well is as follows.
Эксплуатация скважин включает добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом с частотно-регулируемым приводом, оснащенным блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта, соединенным силовым кабелем со станцией управления и входным модулем, и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций внутрискважинного оборудования колонной насосно-компрессорных труб, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию входного модуля и ввод скважины в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса под контролем параметров скважинного продукта (давления, температуры, влажности и т.п.) телеметрической системой.Well operation includes the production of a well product by an electric centrifugal pump with a variable frequency drive, equipped with a sensor unit for a telemetric system for monitoring the parameters of the well product, connected by a power cable to the control station and the input module, and performing repair and restoration operations with hoisting operations of downhole equipment with a tubing string pipes, flushing and templating the well, decolming the input module and putting the well into production mode They use a gradual increase in the frequency of rotation of the variable-speed drive of the electric centrifugal pump under the control of the parameters of the well product (pressure, temperature, humidity, etc.) by the telemetry system.
При нарушении герметичности эксплуатационной колонны скважины негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне, ниже интервала нарушения герметичности, перед чем проводят промывку скважины, из которой извлекают внутрискважинное оборудование, в эксплуатационной колонне проводят шаблонирование, обследование с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер. Затем на поверхности скважины осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед которым конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса. К концу насосно-компрессорной трубы погружного внутрискважинного оборудования неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер с якорным устройством, в кабельном вводе которого герметизируют силовой кабель и по мере монтажа спускают в эксплуатационную колонну с определенной скоростью. Пакер сверху герметично свинчивают с другим сбивным клапаном, который свинчивают насосно-компрессорной трубой со специальной муфтой реперного патрубка, последний другой специальной муфтой свинчивают с колонной свинченных муфтами насосно-компрессорных труб, к концу последней посредством муфты привинчивают подгоночный патрубок и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра. При необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину. Затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично свинчивают с планшайбой в устье скважины. После этого скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой.In case of leakage in the production casing of the well, the leakage is isolated from the flow of the well product by installing a packer at a level lower than the leakage interval, before flushing the well from which the downhole equipment is removed, patterning is performed in the production casing, inspection with identification of the leakage interval and scraping of the interval of the inner surface under the packer. Then, downhole equipment is mounted on the surface of the well, in front of which the end of the power cable is passed through the cable gland of the packer and hermetically connected to the variable frequency drive of the electric centrifugal pump. A packer with an anchor device is hermetically docked to the end of the tubing of the submersible downhole equipment with a fixed axial connection, in the cable entry of which the power cable is sealed and lowered into the production casing at a certain speed during installation. The top packer is tightly screwed on top with another knock-off valve, which is screwed up by the tubing with a special coupling of the reference pipe, the last other special coupling is screwed onto the string of screwed couplings of the tubing, screw the fitting pipe to the end of the latter and continue the descent until the packer reaches the interval uncoupling of the annulus with fixing the depth of the packer, leveled by the benchmark, and the weight of downhole equipment with a dynamometer pa If it is necessary to replace the fitting pipe due to the length of the departure from the wellhead, taking into account the relative elongation of the tubing string under the influence of its own weight, the tubing string with downhole equipment is raised to a height equal to the length of the installed fitting pipe, which is replaced by a pipe of the appropriate length , and again lowered into the well. Then, the packer is anchored in the production string and the leak is sealed by tensioning the tubing string to a certain load on the packer, with which the tubing string is tightly screwed with the faceplate at the wellhead using a fitting pipe. After that, the well is introduced into the operating mode of operation by gradually increasing the frequency of rotation of the frequency-controlled drive of the electric centrifugal pump under the control of the parameters of the well product by the telemetric system.
Перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб извлекают из скважины внутрискважинное оборудование.Before raising the downhole equipment from the well, the over-packer annular space is first washed from the sand-gravel sediment, for which the over-packer knock-off valve is destroyed from the wellhead and the washing fluid is pumped through the string of the pump-compressor pipes through the cavity of the knock-down valve into the over-packer annular space and removed a liquid sand-gravel mixture through the wellhead, then with a metal rod they destroy the whipping valve below the packer and through the cavities of both of new valves equalize the fluid pressure in the annular spaces above and below the packer, after which downhole equipment is removed from the well for the fitting pipe string of the tubing.
Промывку центробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.The centrifugal pump is flushed and the input module is decolmated from asphaltenes, paraffins and impurities of the by-product rocks by flushing fluid pumped from the wellhead through tubing, the electric centrifugal pump and the input module are flushed with pressure to the shut-off and flush valve and into the bottom hole and well bore when the electric centrifugal pump is off.
Компоновка внутрискважинного оборудования для эксплуатации скважин вышеуказанным способом содержит внутрискважинное оборудование, смонтированное на колонне 1 насосно-компрессорных труб, и оснащена телеметрической системой контроля параметров добываемого скважинного продукта. Внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые на поверхности скважины насосно-компрессорными трубами 2 электроцентробежный насос 3 с частотно-регулируемым электроприводом 4, оснащенный входным модулем 5 и блоком датчиков 6 телеметрической системы, запорно-промывочный клапан 7 и сбивной клапан 8, с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб 2 с подпакерным межтрубным пространством 9, которым внутрискважинное оборудование присоединяется насосно-компрессорной трубой 2 посредством неподвижного аксиального соединения 10 к пакеру 11, выполненному с якорным устройством 12 и кабельным вводом, в последнем герметично размещается силовой кабель 13, соединяющий электропривод 4 центробежного насоса 3 со станцией управления 14 скважиной. Силовой кабель 13 выполнен плоским с бронезащитным покровом и при монтаже в кабельном вводе пакера 11 герметизируется вместе с бронезащитным покровом. Силовой кабель 13 дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера 11 крышкой с дугообразным профилем (не показана). К пакеру 11 привинчивается колонна 1 насосно-компрессорных труб, которая включает второй сбивной клапан 8 с возможностью сообщения полости колонны 1 насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством 15, соединяемый насосно-компрессорной трубой 2 с муфтами 16 реперного патрубка 17. На свободном конце колонны 1 насосно-компрессорных труб муфтой 18 герметично присоединяется подгоночный патрубок 19, герметично закрепляемый резьбой в планшайбе 20, которым осуществляется нагрузка на пакер 11, герметично устанавливаемой на фланце 21 эксплуатационной колонны 22 скважины.The arrangement of downhole equipment for operating wells in the aforementioned manner comprises downhole equipment mounted on tubing string 1 and is equipped with a telemetric system for monitoring parameters of the produced well product. Downhole equipment includes sequentially screwed on the surface of the well tubing 2 electric centrifugal pump 3 with a variable frequency drive 4, equipped with an input module 5 and a sensor unit 6 of the telemetry system, a shut-off and flush valve 7 and a shut-off valve 8, with the possibility of communication cavity pump compressor pipes 2 with under-packer annular space 9 to which the downhole equipment is connected by a tubing 2 by means of a fixed axial nogo compound 10 to the packer 11 formed with the anchor 12 and the cable inlet, in the latter sealingly located power cable 13 that connects the actuator 4 of the centrifugal pump 3 to the control station 14 of the well. The power cable 13 is made flat with an armor protection cover and, when mounted in the cable entry of the packer 11, is sealed together with an armor protection cover. The power cable 13 is additionally sealed in the cable entry of the packer 11 with a cover with an arcuate profile (not shown). The tubing string 1 is screwed to the packer 11, which includes a second relief valve 8 with the possibility of communicating the cavity of the tubing string 1 with an overpack annular space 15, connected by a tubing 2 to the couplings 16 of the reference pipe 17. At the free end of the string 1 of the tubing 18, a fitting pipe 19 is tightly connected by a sleeve 18, hermetically fixed by a thread in the faceplate 20, which loads the packer 11, which is tightly mounted on the flange 21 pluatatsionnoy column 22 wells.
Пример осуществления способа эксплуатации скважины компоновкой внутрискважинного оборудованияAn example of a method of operating a well with the layout of downhole equipment
Эксплуатация скважин включает добычу скважинного продукта и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций внутрискважинного оборудования, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в рабочий режим эксплуатации.Well operation includes the production of a well product and the implementation of repair and restoration work with the running operations of downhole equipment, flushing and patterning of the well, decolming and putting the well into operation.
Для добычи скважинного продукта из пласта П скважины в эксплуатационной колонне 22 диаметром 5″ (127 мм) с толщиной стенки 8 мм проводили промывку и шаблонирование шаблоном с диаметром 124 мм и длиной не менее 25 м от устья скважины до места установки электроцентробежного насоса 3 на глубине 2300 м, обследование на предмет выявления негерметичности и скреперование интервала ±20 м на внутренней поверхности под пакер 11 на глубине 1240 м. В эксплуатационную колонну 22 скважины спускали по мере монтажа компоновку внутрискважинного оборудования, состоящую из погружного внутрискважинного оборудования, включающего в себя свинчиваемые насосно-компрессорными трубами длиной 10 м электроцентробежный насос 3 с входным модулем 5 и частотно-регулируемым приводом 4, оснащенный блоком датчиков 6 телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта (давления, температуры, влажности и т.п.), силовой кабель 13, соединяющий частотно-регулируемый привод 4 со станцией управления 14, запорно-промывочный клапан 7 и сбивной клапан 8, соединенный с пакером 11 насосно-компрессорной трубой длиной 20 м, а также колонны 1 насосно-компрессорных труб длиной 1200 м, последняя содержит второй сбивной клапан 8, соединенный насосно-компрессорной трубой 2 длиной 20 м с реперным патрубком 17 длиной 2 м, ограниченным с обеих концов специальными муфтами 16. На конце колонны 1 насосно-компрессорных труб муфтой 18 герметично привинчивали подгоночный патрубок 19. Перед монтажом компоновки внутрискважинного оборудования конец силового кабеля 13 длиной 40 м пропускали через кабельный ввод пакера 11 и герметично соединяли с частотно-регулируемым приводом 4 электроцентробежного насоса 3, затем по мере монтажа компоновки внутрискважинного оборудования ее продолжили спускать в эксплуатационную колонну 22 с скоростью 0,1 м/с. К концу насосно-компрессорной трубы 2 погружного внутрискважинного оборудования неподвижным аксиальным соединением 10 с помощью накидной гайки герметично пристыковали пакер 11 с якорным устройством 12, а в кабельном вводе загерметизировали силовой кабель 13. Пакер 11 сверху герметично свинтили со вторым сбивным клапаном 8, который свинтили насосно-компрессорной трубой 2 длиной 20 м со специальной муфтой 16 реперного патрубка 17, последний другой специальной муфтой 16 свинтили с колонной 1 свинченных муфтами 18 насосно-компрессорных труб, к концу последней посредством муфты 18 привинтили подгоночный патрубок 19, и спуск продолжили до достижения пакером 11 интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера 11, равной 1240 м, нивелируемой репером на реперном патрубке 17, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, установленного на лебедке. Из-за несоответствия длины вылета подгоночного патрубка 19 из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны 1 насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса колонну 1 насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием подняли на высоту, равную длине ранее установленного подгоночного патрубка 19, который заменили на другой патрубок соответствующей длины, и вновь спустили в скважину. Затем якорным устройством 12 пакер 11 соответствующим образом закрепили в эксплуатационной колонне и натяжением колонны 1 насосно-компрессорных труб до нагрузки 6 т на пакер 11, с которой колонну 1 насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком 19 герметично закрепили планшайбой 20 на фланце 21 устья скважины. После этого скважину вводили в рабочий режим эксплуатации, начиная с минимальной частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса 40 Гц с постепенным линейным увеличением частоты вращения до 47 Гц в течение 2 суток под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой (давления, температуры, влажности и т.п.).To produce a borehole product from formation P of a well in a production casing 22 with a diameter of 5 ″ (127 mm) with a wall thickness of 8 mm, washing and patterning was performed with a template with a diameter of 124 mm and a length of at least 25 m from the wellhead to the installation site of the electric centrifugal pump 3 at a depth 2300 m, inspection for leaks and scraping of an interval of ± 20 m on the inner surface under the packer 11 at a depth of 1240 m. The downhole assembly consisting of downhole equipment, which consisted of of submersible downhole equipment, which includes an electric centrifugal pump 3 with screw-in tubing 10 meters long, with an input module 5 and a variable-speed drive 4, equipped with a sensor unit 6 of a telemetric system for monitoring parameters of a well product (pressure, temperature, humidity, etc.) item), a power cable 13 connecting the variable-frequency drive 4 to the control station 14, a shut-off and flush valve 7 and a relief valve 8 connected to the packer 11 with a tubing of 20 m in length, and There are also tubing columns 1 for 1200 m long, the latter contains a second relief valve 8 connected by a 20 m long tubing 2 with a reference pipe 17 2 m long, bounded on both ends by special couplings 16. At the end of the tubing string 1 pipe fitting 18 was tightly screwed fitting pipe 19. Before mounting the downhole equipment, the end of the power cable 13 with a length of 40 m was passed through the cable entry of the packer 11 and hermetically connected to a variable-frequency drive 4 electric trobezhnogo pump 3, then at least the installation of downhole equipment layout its continued down the production tubing 22 with a speed of 0.1 m / s. To the end of the tubing 2 of the submersible downhole equipment with a fixed axial connection 10, the packer 11 with the anchor device 12 was hermetically docked with a cap nut, and the power cable 13 was sealed in the cable entry. The packer 11 was tightly screwed on top with a second knock-off valve 8, which screwed the pump -compressor pipe 2 with a length of 20 m with a special sleeve 16 of the reference pipe 17, the last other special sleeve 16 was screwed with a column 1 screwed couplings 18 tubing to the end the last one through the sleeve 18 screwed fitting tube 19 and the descent continued until the packer 11 separation interval annulus with the fixation of the depth of planting of the packer 11, equal to 1240 m, niveliruemoy datum for the reference pipe 17 and the weight of downhole equipment using a dynamometer mounted on the winch. Due to the mismatch of the departure length of the fitting pipe 19 from the wellhead, taking into account the relative elongation of the tubing string 1 under the influence of its own weight, the tubing string 1 with downhole equipment was raised to a height equal to the length of the previously installed fitting pipe 19, which was replaced by another pipe of the appropriate length, and again lowered into the well. Then, with the anchor device 12, the packer 11 was appropriately secured in the production string and the tubing string 1 was tensioned to a load of 6 tons on the packer 11, with which the tubing string 1 was sealed with a fitting pipe 19 with a faceplate 20 on the wellhead flange 21. After that, the well was put into operation, starting from the minimum rotational speed of a frequency-controlled drive of an electric centrifugal pump of 40 Hz with a gradual linear increase in rotational speed to 47 Hz over 2 days under the control of the parameters of the well product by a telemetric system (pressure, temperature, humidity, etc.) .P.).
При нарушении герметичности эксплуатационной колонны 22 скважины негерметичность 23 изолировали от потока скважинного продукта установкой пакера 11 на уровне ниже интервала нарушения герметичности 23. Перед этим проводили промывку скважины, затем на станции управления 14 отключили электропитание электроцентробежного насоса 3 и внутрискважинное оборудование извлекли из скважины. Перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промыли надпакерное межтрубное пространство 15 от песчано-гравийного осадка, затем металлическим стержнем диаметром 22 мм и длиной 1,5 м из устья скважины разрушают сбивной клапан 8 выше пакера 11 и по колонне 1 насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана 8 под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство 15 и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем этим же металлическим стержнем разрушают сбивной клапан 8 ниже пакера 11, через полости обоих пакеров выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера 11, после чего колонной 1 насосно-компрессорных труб из скважины извлекают внутрискважинное оборудование. Затем в эксплуатационной колонне 22 провели шаблонирование, обследование с выявлением интервала негерметичности в пределах 896-897 м от устья скважины и провели скреперование интервала внутренней поверхности под пакер 11 на глубине 1240 м с разбегом ±20 м. После чего осуществили спуск внутрискважинного оборудования и закрепили пакер 11 в эксплуатационной колонне 22 якорным устройством 12 на уровне ниже интервала нарушения герметичности 23, затем негерметичность изолировали натяжением колонны 1 насосно-компрессорных труб до нагрузки в 6 т на пакер 11, с которой колонну 1 насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком 19 герметично закрепили планшайбой 20 в устье скважины, и скважину ввели в эксплуатацию вышеописанным способом.In case of leakage in the production casing 22 of the well, the leakage 23 was isolated from the flow of the well product by installing a packer 11 at a level below the interval of leakage 23. Before that, the flushing of the well was carried out, then at the control station 14 the power supply of the electric centrifugal pump 3 was turned off and the downhole equipment was removed from the well. Before lifting the downhole equipment from the well, the over-packer annular space 15 was first washed from the sand and gravel, then a metal valve 8 above the packer 11 and through the tubing string 1 through the cavity were destroyed by a metal rod with a diameter of 22 mm and a length of 1.5 m the knocking valve 8 pressurizes the flushing fluid into the over-packer annular space 15 and removes the liquid sand and gravel mixture through the wellhead, then the knocking valve is destroyed with the same metal rod 8 below the packer 11, through the cavities of both packers equalize the fluid pressure in the annulus above and below the packer 11, after which the downhole equipment is removed from the well by the tubing string 1. Then, in the production casing 22, a template was carried out, an inspection was performed to identify a leak interval within 896-897 m from the wellhead and scraped the interval of the inner surface under packer 11 at a depth of 1240 m with a run of ± 20 m. After that, the downhole equipment was lowered and the packer secured 11 in production casing 22 with anchor device 12 at a level below the leakage interval 23, then leaks were isolated by tensioning the tubing string 1 to a load of 6 tons per packer 11, with which the tubing string 1 by the fitting pipe 19 was hermetically fixed with the faceplate 20 at the wellhead, and the well was commissioned in the manner described above.
Промывку электроцентробежного насоса 3 и декольматацию входного модуля 5 от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняли промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по колонне 1 насосно-компрессорных труб, под давлением на запорно-промывочный клапан 7 промывают электроцентробежный насос 3 и входной модуль 5 с выходом в забой скважины при выключенном электроцентробежном насосе.The washing of the electric centrifugal pump 3 and the decolmation of the input module 5 from asphaltenes, paraffins and impurities of the by-product rocks were performed with flushing fluid pumped from the wellhead through the tubing string 1, and the electric centrifugal pump 3 and the inlet module 5 were washed under pressure on the shut-off and flushing valve 7 access to the bottom of the well when the electric centrifugal pump is off.
Промывку надпакерного межтрубного пространства 15 от песчано-гравийного осадка выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой под давлением по колонне 1 насосно-компрессорных труб через полость предварительно разрушенного сбивного клапана 8 в надпакерное межтрубное пространство 15, и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье на поверхность скважины.The flashing of the above-packer annulus 15 from the sand-gravel sludge is carried out by flushing fluid pumped under pressure through the tubing string 1 through the cavity of the previously destroyed collapsing valve 8 into the above-pack annular annulus 15 and the liquid sand-gravel mixture is removed through the mouth to the surface of the well.
Использование предлагаемого способа эксплуатации скважин компоновкой внутрискважинного оборудования позволит сократить сроки восстановления скважин и повысить надежность эксплуатации скважин.Using the proposed method of operating wells with the layout of downhole equipment will reduce the recovery time of wells and increase the reliability of well operation.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014137643/03A RU2563268C2 (en) | 2014-09-16 | 2014-09-16 | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014137643/03A RU2563268C2 (en) | 2014-09-16 | 2014-09-16 | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014137643A RU2014137643A (en) | 2014-12-20 |
| RU2563268C2 true RU2563268C2 (en) | 2015-09-20 |
Family
ID=53278276
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014137643/03A RU2563268C2 (en) | 2014-09-16 | 2014-09-16 | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2563268C2 (en) |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006099362A1 (en) * | 2005-03-11 | 2006-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for real time pressure management (ecdcontrol) |
| RU91371U1 (en) * | 2009-08-11 | 2010-02-10 | Олег Марсович Гарипов | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS |
| RU2419718C1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-27 | Леонид Александрович Сорокин | Procedure for well operation |
| RU2421602C1 (en) * | 2010-02-09 | 2011-06-20 | Александр Владимирович Яшин | Procedure for well operation |
| RU130343U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well |
| RU2513793C1 (en) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
| RU2515646C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" (ОАО "Газпромнефть-ННГГФ") | Method to operate well furnished with electric-centrifugal pump |
-
2014
- 2014-09-16 RU RU2014137643/03A patent/RU2563268C2/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2006099362A1 (en) * | 2005-03-11 | 2006-09-21 | Baker Hughes Incorporated | Control systems and methods for real time pressure management (ecdcontrol) |
| RU91371U1 (en) * | 2009-08-11 | 2010-02-10 | Олег Марсович Гарипов | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS |
| RU2419718C1 (en) * | 2009-11-02 | 2011-05-27 | Леонид Александрович Сорокин | Procedure for well operation |
| RU2421602C1 (en) * | 2010-02-09 | 2011-06-20 | Александр Владимирович Яшин | Procedure for well operation |
| RU2513793C1 (en) * | 2012-10-22 | 2014-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of production string sealing |
| RU2515646C1 (en) * | 2012-12-27 | 2014-05-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" (ОАО "Газпромнефть-ННГГФ") | Method to operate well furnished with electric-centrifugal pump |
| RU130343U1 (en) * | 2013-02-12 | 2013-07-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-технический центр инновационных технологий" (ООО "Центр ИТ") | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2014137643A (en) | 2014-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8316938B2 (en) | Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus | |
| RU2365744C1 (en) | Method of simultaneously-separate extraction of hydrocarbons by electro-submersible pump and unit for its implementation (versions) | |
| CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
| RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| RU2394978C1 (en) | Procedure for completion and operation of well | |
| RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
| RU2485293C1 (en) | Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration | |
| RU2515630C1 (en) | Method of simultaneous separate operation of multiple-zone well by two submersible pumps and equipment for its implementation | |
| RU2538010C2 (en) | Oil-well operation unit | |
| RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
| RU2559999C2 (en) | Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
| RU2296213C2 (en) | Packer pumping plant for well formations operation | |
| RU2563268C2 (en) | Operating method of wells, and arrangement of downhole equipment for its implementation | |
| RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
| RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
| RU2691423C1 (en) | Method of development and operation of wells | |
| RU2622412C1 (en) | Depleted well operation plant | |
| RU2436939C1 (en) | Unit for pumping fluid into upper reservoir of well from lower one | |
| RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
| RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
| RU2722897C1 (en) | Method of uninterrupted operation of gas and gas condensate wells, providing removal of accumulated bottomhole fluid | |
| RU2750016C1 (en) | Method for sealing defect in working column of production well (options) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Free format text: LICENCE Effective date: 20170306 |