RU2568448C1 - Smart gas and gas condensate well and method of its rigging-up - Google Patents
Smart gas and gas condensate well and method of its rigging-up Download PDFInfo
- Publication number
- RU2568448C1 RU2568448C1 RU2014145057/03A RU2014145057A RU2568448C1 RU 2568448 C1 RU2568448 C1 RU 2568448C1 RU 2014145057/03 A RU2014145057/03 A RU 2014145057/03A RU 2014145057 A RU2014145057 A RU 2014145057A RU 2568448 C1 RU2568448 C1 RU 2568448C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- module
- packer
- optic cable
- wellhead
- equipment
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Examining Or Testing Airtightness (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальных газовых и газоконденсатных скважин, предназначенному для добычи газа, проведения технологических операций (глушение, промывка, долив и т.д.), проведения исследований, проведения ремонтных работ, освоения скважины до получения пластовой продукции, выполненному в исполнениях по давлению до 70 МПа при содержании в газе углекислоты и сероводорода до 6% по объему каждого и используемому в скважинах в районах Крайнего Севера, а именно на полуострове Ямал.The invention relates to equipment for intelligent gas and gas condensate wells, intended for gas production, technological operations (killing, flushing, topping up, etc.), research, repair work, development of the well to produce reservoir products, performed in pressure up to 70 MPa when the carbon dioxide and hydrogen sulfide content in the gas is up to 6% by volume of each and used in wells in the Far North, namely on the Yamal Peninsula.
Известна многофункциональная автоматическая комплексная станция интеллектуальной скважины, включающая погружное оборудование, состоящее из погружного насоса с погружным электродвигателем, погружной кабельной линии, электрической линии связи, и наземное оборудование, состоящее из управляющего устройства, соединенного с наземным и погружным оборудованием, выполненная в одном корпусе и снабженная модулем беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи (RU 128894 U1, Е21В 36/04, Е21В 37/06, Е21В 47/00, 10.06.2013).Known multi-functional automatic complex station of an intellectual well, including submersible equipment, consisting of a submersible pump with a submersible electric motor, a submersible cable line, an electric communication line, and ground equipment, consisting of a control device connected to ground and submersible equipment, made in one housing and equipped with wireless and / or wired communication module with the ability to control, receive and transmit data via wireless and / or wired with ligature (RU 128894 U1, Е21В 36/04, Е21В 37/06, Е21В 47/00, 06/10/2013).
Известно испытание скважины в двух измерениях интеллектуальным датчиком-вставкой, для осуществления которого помещают датчики в пласт, окружающий ствол скважины, помещают устройство в ствол скважины, изолируют зону ствола скважины, изменяют давление в зоне с помощью внесения изменений в поток через клапан, измеряют пластовое давление в месторасположении каждого датчика и передают полученные данные на решетку антенны, измеряют давление в зоне манометром и определяют горизонтальную и вертикальную проницаемость пласта с использованием полученных измерений (RU 2450123 С2, Е21В 49/00, Е21B 47/06, Е21В 47/12, 10.05.2012).It is known to test a well in two dimensions with an intelligent insertion sensor, for which sensors are placed in the formation surrounding the wellbore, the device is placed in the wellbore, the wellbore is isolated, the pressure in the zone is changed by changing the flow through the valve, and the formation pressure is measured at the location of each sensor and transmit the received data to the antenna array, measure the pressure in the zone with a manometer and determine the horizontal and vertical permeability of the formation using obtained measurements (RU 2450123 C2, Е21В 49/00, Е21B 47/06, Е21В 47/12, 05/10/2012).
Известно устройство для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин, состоящее из насосной скважины, колонны труб, пакера, измерительных преобразователей, регулирующего(их) устройства(в), оснащенное интеллектуальной системой управления с возможностью обеспечения работоспособности устройства, выполненного в виде кабеля(ей) или импульсной трубки, размещенного(ых) на устье скважины, представляющей собой интерфейс связи с измерительным(и) устройством(ами), блоками анализа и логики, запоминающим устройством и пр., которая установлена на уровне верхнего или любого другого пласта непосредственно у измерительного(ых) преобразователя(ей) или регулирующего(их) устройства(в) (RU 89604 U1, Е21В 43/14, 10.12.2009).A device for simultaneous and separate operation of multilayer wells, consisting of a pump well, pipe string, packer, measuring transducers, control device (s) (c), equipped with an intelligent control system with the ability to ensure the operability of the device, made in the form of cable (s) or a pulse tube located (s) at the wellhead, which is a communication interface with the measuring (s) device (s), analysis and logic units, a storage device, etc., which set at the level of the upper or any other layer directly at the measuring transducer (s) or control device (s) (c) (RU 89604 U1, ЕВВ 43/14, 12/10/2009).
Известен комплекс для механической добычи нефти и газа с повышенным содержанием сероводорода, включающий насосно-компрессорные трубы, пакер, воронку со срезным седлом для бросового шарика, ниппель для съемного обратного клапана, расположенный под пакером, клапан-отсекатель, расположенный над пакером, разъединитель, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор и циркуляционный клапан (RU 95355 U1, Е21В 43/00, 27.06.2010).A known complex for the mechanical production of oil and gas with a high content of hydrogen sulfide, including tubing, a packer, a funnel with a shear saddle for a throw ball, a nipple for a removable check valve located below the packer, a shut-off valve located above the packer, a disconnector, an inhibitor valve, heat compensator and circulation valve (RU 95355 U1, ЕВВ 43/00, 06/27/2010).
Известен комплекс, спускаемый в скважину на колонне труб, включающий пакер, разъединитель, тепловой компенсатор, размещенный между пакером и разъединителем (RU 85546 U1, Е21В 43/00, Е21В 34/06, 10.08.2009).A well-known complex, lowered into the well on a pipe string, including a packer, a disconnector, a heat compensator located between the packer and the disconnector (RU 85546 U1, ЕВВ 43/00, Е21В 34/06, 08/10/2009).
Известен комплекс для механической добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, включающий насосно-компрессорные трубы, пакер, съемный обратный клапан, расположенный под пакером, циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, установленный над циркуляционным клапаном, тепловой компенсатор, пакер, при этом циркуляционный клапан, ингибиторный клапан, тепловой компенсатор, спускаемые на насосно-компрессорных трубах после распакеровки пакера, выполненного гидравлическим, размещены последовательно (RU 84457 U1, Е21В 43/00, 10.07.2009).A known complex for mechanical oil production with a high content of hydrogen sulfide, including tubing, a packer, a removable check valve located below the packer, a circulation valve, an inhibitor valve installed above the circulation valve, a heat compensator, a packer, while a circulation valve, an inhibitor valve , the heat compensator launched on the tubing after unpacking the packer, made hydraulic, placed in series (RU 84457 U1, EV 43/00, 07/10/2009).
Известен комплекс добычи нефти с повышенным содержанием сероводорода, включающий оборудование, спускаемое в скважину на колонне труб, содержащее пакер, образующий надпакерную и подпакерную зоны, скважинную камеру с обратным клапаном, установленную под пакером, и циркуляционный клапан (RU 77637 U1, Е21В 43/00, 27.10.2008).A well-known complex of oil production with a high content of hydrogen sulfide, including equipment, lowered into the well on a pipe string, containing a packer forming an over-packer and under-packer zone, a borehole chamber with a check valve installed under the packer, and a circulation valve (RU 77637 U1, ЕВВ 43/00 10/27/2008).
Известна установка для эксплуатации верхнего и нижнего пластов в одной скважине, включающая колонну труб, пакер, подпакерный и надпакерный циркуляционные клапаны, разъединитель, расположенный над пакером, тепловой компенсатор, посадочные узлы в виде нижнего посадочного ниппеля, установленного на колонне труб, и посадочного ниппеля, выполненного на разъединителе, при этом нижний посадочный ниппель, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, разъединитель с посадочным ниппелем, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан расположены последовательно (RU 76968 U1, Е21В 43/14, 10.10.2008).A known installation for the operation of the upper and lower seams in one well, including a pipe string, a packer, sub-packer and super-packer circulation valves, a disconnector located above the packer, a heat compensator, landing units in the form of a lower mounting nipple mounted on the pipe string, and a mounting nipple, made on the disconnector, with the lower landing nipple, sub-packer circulation valve, packer, disconnector with the landing nipple, heat compensator, over-packer circulation valve sequentially laid (RU 76968 U1, E 21 B 43/14, 10.10.2008).
Известно устройство для контроля давления жидкости в скважине, содержащее канал для подвода жидкости к контрольным приборам, расположенным на кабеле, установленным на поверхности на устье скважины, а в качестве канала для подвода жидкости от скважины к приборам установлен кабель с внутренней герметичной трубкой, на торце которого размещен преобразователь скважинного давления жидкости в давление жидкости в трубке, при этом преобразователь скважинного давления выполнен в виде поршня со штоком, расположенных в цилиндрах корпуса преобразователя (RU 35654 U1, Е21В 47/00, 27.01.2004).A device for controlling fluid pressure in a well is known, comprising a channel for supplying fluid to control devices located on a cable installed on a surface at the wellhead, and a cable with an internal airtight tube is installed as a channel for supplying fluid from the well to the instruments, at the end of which the transducer of the borehole fluid pressure to the fluid pressure in the tube is placed, while the borehole pressure transducer is made in the form of a piston with a rod located in the cylinders of the conversion housing ovatelya (RU 35654 U1, E 21 B 47/00, 27.01.2004).
Известен автономный погружной внутрискважинный измеритель давления и температуры, представляющий собой металлический цилиндр диаметром 32 и длиной 1200 миллиметров, при этом управление опросом датчиков давления и температуры и записью считанных данных в память выполняет электронная схема, собранная на стандартных дискретных логических элементах (http://ej.kubagro.ru/2005/06/04/p04.asp).A self-contained submersible downhole pressure and temperature meter is known, which is a metal cylinder with a diameter of 32 and a length of 1200 millimeters, while the control of the interrogation of pressure and temperature sensors and the recording of read data into memory is performed by an electronic circuit assembled on standard discrete logic elements (http: // ej .kubagro.ru / 2005/06/04 / p04.asp).
Известен мониторинг с помощью оптоволоконных систем компании Sensa, Шлюмберже, обеспечивающий постоянное получение данных без вторжения в скважину и возможность надежно и точно получать и передавать скважинные данные в режиме реального времени, при этом стационарно установленная волоконно-оптическая аппаратура позволяет измерять температуру в стволе скважины и передавать соответствующие данные на поверхность (slb.ru/page.php?code=54).Sensa, Schlumberger, a well-known monitoring system using fiber optic systems, provides continuous data acquisition without intrusion into the well and the ability to reliably and accurately receive and transmit well data in real time, while permanently installed fiber-optic equipment allows temperature measurement in the well bore and transmit relevant data to the surface (slb.ru/page.php?code=54).
Известен оптоволоконный датчик давления и температуры компании Weatherford, который используется для постоянного мониторинга давления и температуры в коллекторе и устанавливается в скважинах как над, так и под пакером (http://weatherford.ru/assets/files/pdf).Weatherford’s fiber-optic pressure and temperature sensor is known for continuous monitoring of pressure and temperature in the reservoir and is installed in wells both above and below the packer (http://weatherford.ru/assets/files/pdf).
Известные комплексы и устройства управления и контроля в них имеют индивидуальное выполнение и использование.Known complexes and control and monitoring devices in them have individual execution and use.
Известен комплект подземного оборудования для добычи газа, выполненный из отдельных функциональных модулей, таких как модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности, такое как воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно, и содержит вспомогательное оборудование (RU 92461 U1, Е21В 43/00, Е21В 43/14, 20.03.2010).A set of underground equipment for gas production is known, made of separate functional modules, such as a bottomhole module, a module for connecting a pipe cavity to an annular sub-packer zone, a module separating the annular space, a protective module, a compensation module, a module for organizing fluid movement in the annular and pipe space in above the packer zone, wellhead module, each of which includes functional equipment according to accessories, such as a funnel, sub-packer circulation valve, packer, sk Azhinov chamber thermal compensator nadpakerny circulating valve, a wellhead-shutoff valve, respectively, and comprises auxiliary equipment (RU 92461 U1, E 21 B 43/00, E 21 B 43/14, 20.03.2010).
Данное техническое решение принято в качестве ближайшего аналога настоящего изобретения.This technical solution is made as the closest analogue of the present invention.
Ближайший аналог относится к подземному оборудованию для добычи газа в районах Крайнего Севера и состоит из отдельных функциональных модулей: модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модуль приустьевой, каждый из которых включает функциональное оборудование по принадлежности.The closest analogue relates to underground equipment for gas production in the Far North and consists of separate functional modules: a bottom-hole module, a module for connecting a pipe cavity with an annular sub-packer zone, a module separating the annulus, a protective module, a compensation module, a module for organizing fluid movement in the annulus and the tube space in the overpacker zone and the wellhead module, each of which includes functional equipment as belonging.
Устройства измерения температуры и давления внутри скважины и мониторинг этих параметров при эксплуатации скважины в ближайшем аналоге не предусмотрены.Devices for measuring temperature and pressure inside the well and monitoring these parameters during well operation are not provided in the closest analogue.
В основу настоящего изобретения положено решение задачи, позволяющей расширить и повысить эксплуатационные качества, увеличить надежность эксплуатации и измерений параметров внутри скважины.The present invention is based on the solution of the problem, which allows to expand and improve operational quality, increase the reliability of operation and measurement of parameters inside the well.
Технический результат настоящего изобретения заключается в возможности измерения температуры и давления внутри скважины за счет установки дополнительного измерительного модуля, в возможности проведения постоянного мониторинга давления и температуры за счет выполнения измерительного модуля с оптическим датчиком и на устье скважины наземной системы обработки, контроля и хранения информации параметров, в совокупности со всеми функциональными модулями, а также функциональным и вспомогательным оборудованием в них, в предотвращении фонтанирования за счет установки герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с устьевым оптоволоконным кабелем и герметизации его при прохождении фонтанной арматуры, в обеспечении надежности измерений за счет использования оптических технологий.The technical result of the present invention consists in the possibility of measuring temperature and pressure inside the well by installing an additional measuring module, in the possibility of continuous monitoring of pressure and temperature by performing a measuring module with an optical sensor and at the wellhead of a ground-based system for processing, monitoring and storing parameter information, in conjunction with all functional modules, as well as functional and auxiliary equipment in them, in preventing ph thawing due to the installation of a sealed coupling for connecting a submersible fiber optic cable with a wellhead fiber optic cable and sealing it during passage of fountain fittings, in ensuring the reliability of measurements through the use of optical technologies.
Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина состоит из колонны насосно-компрессорных труб и подземного оборудования.According to the invention, this problem is solved due to the fact that an intelligent gas and gas condensate well consists of a string of tubing and underground equipment.
Подземное оборудование размещено на колонне насосно-компрессорных труб и выполнено из отдельных функциональных модулей.Underground equipment is located on the tubing string and is made of separate functional modules.
Функциональные модули включают: модуль призабойный, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной, модуль, разделяющий затрубное пространство, модуль защитный, модуль компенсационный, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне, модуль приустьевой.Functional modules include: a bottom-hole module, a module for connecting a tube cavity with an annular sub-packer zone, a module separating the annular space, a protective module, a compensation module, a module for organizing fluid movement in the annular and pipe space in the over-packer zone, and the wellhead module.
Каждый из функциональных модулей включает функциональное оборудование по принадлежности.Each of the functional modules includes functional equipment as an accessory.
Функциональное оборудование содержит: воронку, подпакерный циркуляционный клапан, пакер, скважинную камеру, тепловой компенсатор, надпакерный циркуляционный клапан, клапан-отсекатель устьевой соответственно для каждого функционального модуля.Functional equipment contains: a funnel, a sub-packer circulation valve, a packer, a borehole chamber, a heat compensator, an over-packer circulation valve, a wellhead shutoff valve, respectively, for each functional module.
Каждый из функциональных модулей содержит вспомогательное оборудование.Each of the functional modules contains auxiliary equipment.
Подземное оборудование дополнительно содержит функциональный модуль, такой как измерительный модуль.The underground equipment further comprises a functional module, such as a measuring module.
Измерительный модуль размещен между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне и модулем приустьевым.The measuring module is placed between the module for organizing fluid movement in the annulus and tube space in the over-packer zone and the module near the mouth.
Измерительный модуль содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления.The measuring module contains, as functional equipment, an optical sensor for measuring temperature and pressure.
Оптический датчик измерения температуры и давления установлен в держатель и снабжен погружным оптоволоконным кабелем.An optical temperature and pressure sensor is installed in the holder and equipped with a submersible fiber optic cable.
Погружной оптоволоконный кабель закреплен бандажными лентами на колонне насосно-компрессорных труб и на ее муфтах, выполненных с протекторами.Submersible fiber optic cable is fixed with banding tapes on the tubing string and on its couplings made with protectors.
Погружной оптоволоконный кабель соединен посредством герметичной муфты, выполненной с уплотнительным элементом и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры, с устьевым оптоволоконным кабелем.The submersible fiber optic cable is connected by means of a hermetic coupling made with a sealing element and located at the passage of the fountain fittings to the wellhead fiber optic cable.
Устьевой оптоволоконный кабель имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком.Wellhead fiber optic cable has the ability to interact with the optoelectronic unit.
Оптоэлектронный блок имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора.The optoelectronic unit has the ability to interact through wireless communication with the automatic workstation of the operator.
Устьевой оптоволоконный кабель, оптоэлектронный блок, автоматическое рабочее место оператора образуют наземную систему обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины в месте установки внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления.The wellhead fiber optic cable, the optoelectronic unit, the operator’s automatic workstation form a ground-based system for processing and storing information for continuous monitoring of well parameters at the installation site of the downhole optical temperature and pressure measurement sensor.
Наземная система размещена на устье скважины.The ground system is located at the wellhead.
Погружной оптоволоконный кабель расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой.Submersible fiber optic cable is located inside a sealed stainless tube, which is protected by a braid.
Оптоэлектронный блок наземной системы установлен в защитный корпус, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.The optoelectronic unit of the ground system is installed in a protective case equipped with heating and air conditioning systems and autonomous power sources.
Согласно изобретению эта задача решается за счет того, что способ монтажа интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины заключается в сборке и испытании на герметичность в стационарных условиях функциональных модулей, в транспортировании функциональных модулей в собранном виде, в последовательной установке модулей в скважину при наличии в них функционального и вспомогательного оборудования, соответственно, в зависимости от эксплуатационных функций.According to the invention, this problem is solved due to the fact that the method of installing an intelligent gas and gas condensate well consists in assembling and testing the functional modules for stationary conditions, in transporting the assembled functional modules, in sequential installation of the modules in the well if they have functional and auxiliary equipment, respectively, depending on operational functions.
Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина включает подземное оборудование и наземную систему обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины по п. 1.An intelligent gas and gas condensate well includes underground equipment and a ground-based system for processing and storing information for continuous monitoring of well parameters according to
Измерительный модуль устанавливают над модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне.The measuring module is installed above the module for organizing the movement of fluid in the annulus and tube space in the over-packer zone.
Фиксируют погружной оптоволоконный кабель до прохождения фонтанной арматуры на колонне насосно-компрессорных труб и на протекторах каждой муфты колонны насосно-компрессорных труб в зоне его крепления посредством металлических бандажных лент.A submersible fiber-optic cable is fixed before passing the gushing on the tubing string and on the treads of each coupling of the tubing string in the area of its attachment by means of metal banding.
Протекторы устанавливают таким образом, чтобы увеличение диаметра насосно-компрессорной трубы в месте установки протектора было минимальным, а именно не более диаметра погружного оптоволоконного кабеля.The protectors are installed so that the increase in the diameter of the tubing at the installation site of the tread is minimal, namely no more than the diameter of the submersible fiber optic cable.
Погружной оптоволоконный кабель при прохождении фонтанной арматуры герметизируют и соединяют посредством герметичной муфты с устьевым оптоволоконным кабелем.Submersible fiber optic cable during the passage of the fountain fittings is sealed and connected by means of a hermetic coupling to the wellhead fiber optic cable.
Устьевой оптоволоконный кабель укладывают в кабель - канал до соединения с оптоэлектронным блоком.The wellhead fiber optic cable is laid in a cable channel prior to connection with the optoelectronic unit.
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о технических решениях, идентичных настоящему изобретению, что позволяет сделать вывод о его соответствии критерию «новизна».The applicant has not identified sources containing information about technical solutions identical to the present invention, which allows us to conclude that it meets the criterion of "novelty."
За счет реализации отличительных признаков изобретения (в совокупности с признаками, указанными в ограничительной части формулы) достигаются важные новые свойства объекта.Due to the implementation of the distinguishing features of the invention (together with the features indicated in the restrictive part of the formula), important new properties of the object are achieved.
Наличие в составе подземного оборудования скважины дополнительного функционального модуля в виде измерительного модуля расширяет эксплуатационные качества.The presence of an additional functional module in the form of a measuring module as part of the underground well equipment expands the performance.
Выполнение в измерительном модуле внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления и выполнение наземной системы обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга параметров в совокупности со всеми функциональными модулями обеспечивают создание интеллектуальной скважины для добычи газа и газоконденсата и повышает эксплуатационные качества.Implementation of a downhole optical sensor for measuring temperature and pressure in the measuring module and the implementation of a ground-based system for processing, monitoring and storing information of constant monitoring of parameters together with all functional modules ensure the creation of an intelligent well for gas and gas condensate production and improves performance.
Использование оптических технологий в измерительном модуле и наземной системе, фиксирование погружного оптоволоконного кабеля и защита наземной системы от внешних факторов увеличивают надежность измерений параметров скважины.The use of optical technologies in the measuring module and the ground system, fixing the submersible fiber optic cable and protecting the ground system from external factors increase the reliability of measurements of well parameters.
Установка герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с устьевым оптоволоконным кабелем и герметизация его при прохождении фонтанной арматуры увеличивают надежность эксплуатации.Installing a sealed coupler to connect a submersible fiber optic cable with a wellhead fiber optic cable and sealing it when passing the fountain fittings increase the reliability of operation.
Заявителю не известны какие-либо публикации, которые содержали бы сведения о влиянии отличительных признаков изобретения на достигаемый технический результат. В связи с этим, по мнению заявителя, можно сделать вывод о соответствии заявляемого технического решения критерию «изобретательский уровень».The applicant is not aware of any publications that would contain information on the influence of the distinguishing features of the invention on the achieved technical result. In this regard, according to the applicant, it can be concluded that the claimed technical solution meets the criterion of "inventive step".
Сущность изобретения поясняется чертежами, где изображены:The invention is illustrated by drawings, which depict:
на фиг. 1 - интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина, схематично;in FIG. 1 - intelligent gas and gas condensate well, schematically;
на фиг. 2 - принципиальная схема устройства мониторинга;in FIG. 2 is a schematic diagram of a monitoring device;
на фиг. 3 - измерительный модуль, схематично;in FIG. 3 - measuring module, schematically;
на фиг. 4 - монтаж погружного оптоволоконного кабеля, репродукция;in FIG. 4 - installation of submersible fiber optic cable, reproduction;
на фиг. 5 - герметичная муфта соединения погружного и устьевого оптоволоконных кабелей, репродукция.in FIG. 5 - sealed coupling for connecting submersible and wellhead fiber optic cables, reproduction.
На фиг. 1-5 представлено:In FIG. 1-5 presented:
Колонна насосно-компрессорных труб - 1.Tubing string - 1.
Модуль приустьевой - 2,Wellhead module - 2,
клапан-отсекатель устьевой (модуля 2) - 3.wellhead shutoff valve (module 2) - 3.
Измерительный модуль - 4,Measuring module - 4,
оптический датчик измерения температуры и давления (модуля 4) - 5,optical sensor for measuring temperature and pressure (module 4) - 5,
держатель (датчика 5) - 6,holder (sensor 5) - 6,
погружной оптоволоконный кабель (датчика 5) - 7,submersible fiber optic cable (sensor 5) - 7,
нержавеющая трубка (для кабеля 7) - 8.stainless tube (for cable 7) - 8.
Модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне - 9,The module for organizing the movement of fluid in the annulus and tube space in the above-packer zone - 9,
надпакерный циркуляционный клапан (модуля 9) - 10.over-packer circulation valve (module 9) - 10.
Модуль компенсационный - 11,Compensation module - 11,
тепловой компенсатор (модуля 11) - 12.thermal compensator (module 11) - 12.
Модуль защитный - 13,Protective module - 13,
скважинная камера (модуля 13) - 14.borehole chamber (module 13) - 14.
Модуль разделяющий затрубное пространство - 15,The module dividing the annulus - 15,
пакер (модуля 15) - 16.packer (module 15) - 16.
Модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной - 17,The module connecting the tube cavity with the annular sub-packer zone - 17,
подпакерный циркуляционный клапан (модуля 17) - 18.sub-packer circulation valve (module 17) - 18.
Модуль призабойный - 19, воронка (модуля 19) - 20.Bottom-hole module - 19, funnel (module 19) - 20.
Наземная система обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга параметров - 21,Ground-based system for processing, control and storage of information for continuous monitoring of parameters - 21,
устьевой оптоволоконный кабель (системы 21) - 22,wellhead fiber-optic cable (systems 21) - 22,
оптоволоконный блок (системы 21) - 23,fiber optic unit (system 21) - 23,
защитный корпус (блока 23) - 24,protective case (block 23) - 24,
рабочее место оператора (системы 10) - 25.operator workstation (system 10) - 25.
Фонтанная арматура - 26.Fountain fittings - 26.
Герметичная муфта (соединения кабелей 7 и 22) - 27,Sealed coupling (
уплотнительный элемент (муфты 27) - 28.sealing element (couplings 27) - 28.
Муфты (на колонне 1) - 29, протекторы (на муфтах 29) - 30,Couplings (on column 1) - 29, protectors (on couplings 29) - 30,
бандажные ленты (для крепления кабеля 7 на колонне 1 и протекторов 30 на муфте 29) - 31.banding tapes (for fixing
Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина состоит из колонны насосно-компрессорных труб 1, подземного оборудования и наземной системы 21 обработки, контроля и хранения информации постоянного мониторинга параметров.An intelligent gas and gas condensate well consists of a string of
Подземное оборудование размещено на колонне насосно-компрессорных труб 1 и выполнено из отдельных функциональных модулей 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19.Underground equipment is located on the
Каждый из функциональных модулей 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19 включает функциональное оборудование 3, 5, 10, 12, 14, 16, 18, 20 по принадлежности и содержит вспомогательное оборудование (не показано).Each of the
Подземное оборудование содержит модуль призабойный 19 с воронкой 20, модуль соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной 17 с подпакерным циркуляционным клапаном 18, модуль, разделяющий затрубное пространство 15 с пакером 16, модуль защитный 13 со скважинной камерой 14, модуль компенсационный 11 с тепловым компенсатором 12, модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне 9 с надпакерным циркуляционным клапаном 10, измерительный модуль 4 с оптическим датчиком измерения температуры и давления 5, модуль приустьевой 2 с клапаном-отсекателем устьевым 3.The underground equipment includes a bottom-hole module 19 with a funnel 20, a module for connecting the pipe cavity with an annular under-packer zone 17 with an under-packer circulation valve 18, a module separating the annular space 15 with a packer 16, a protective module 13 with a borehole chamber 14, a compensation module 11 with a heat compensator 12 , a module for organizing the movement of liquid in the annulus and tube space in the overpacker zone 9 with a overpacker circulation valve 10, a
Измерительный модуль 4 установлен между модулем организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне 9 и модулем приустьевым 2.The measuring
Измерительный модуль 4 содержит в качестве функционального оборудования оптический датчик измерения температуры и давления 5.The measuring
Оптический датчик измерения температуры и давления 5 установлен в держатель 6 и снабжен погружным оптоволоконным кабелем 7, размещенным в нержавеющей трубке 8.The optical sensor for measuring temperature and
В качестве оптического датчика использован оптический датчик «Р/Т-Б» производства ООО "Петрофайбер".As an optical sensor, an optical sensor “R / T-B” manufactured by LLC Petrofiber was used.
Погружной оптоволоконный кабель 7 закреплен бандажными лентами 31 на колонне насосно-компрессорных труб 1 и на ее муфтах 29, выполненных с протекторами 30.Submersible
Погружной оптоволоконный кабель 7 соединен посредством герметичной муфты 27, выполненной с уплотнительным элементом 28 и расположенной в месте прохождения фонтанной арматуры 26, с устьевым оптоволоконным кабелем 22.Immersed
Устьевой оптоволоконный кабель 22 имеет возможность взаимодействия с оптоэлектронным блоком 23.The wellhead
Оптоэлектронный блок 23 имеет возможность взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора 25.The
Устьевой оптоволоконный кабель 22, оптоэлектронный блок 23, автоматическое рабочее место оператора 25 образуют наземную систему 21 обработки и хранения информации постоянного мониторинга параметров скважины в месте установки внутрискважинного оптического датчика измерения температуры и давления 5.The wellhead
Наземная система 21 размещена на устье скважины.The
Погружной оптоволоконный кабель 7 расположен внутри герметичной нержавеющей трубки, которая защищена оплеткой.Submersible
Оптоэлектронный блок 23 наземной системы 21 установлен в защитный корпус 24, оборудованный системами отопления и кондиционирования и автономными источниками питания.The
В качестве оптоэлектронного блока использован оптоэлектронный блок «Р/Т-1» производства ООО "Петрофайбер".As the optoelectronic unit, the R / T-1 optoelectronic unit manufactured by LLC Petrofiber was used.
Наземная система 21 обеспечивает обработку данных мониторинга с возможностью взаимодействия посредством беспроводной связи с автоматическим рабочим местом оператора 25, обеспечивающим контроль и хранение данных мониторинга.The ground-based
Принадлежность функционального оборудования 3, 5, 10, 12, 14, 16, 18, 20 для функциональных модулей 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19 определяет эксплуатационные качества интеллектуальной скважины.The accessory of
Воронка 20 позволяет определить возможность установки пакера 16 и его герметичность и предназначена для обеспечения прохождения геофизических приборов и удобства спуска подземного оборудования.Funnel 20 allows you to determine the ability to install the packer 16 and its tightness and is designed to ensure the passage of geophysical instruments and the convenience of lowering underground equipment.
Подпакерный циркуляционный клапан 18 необходим для организации соединения трубной полости с затрубной подпакерной зоной при глушении скважины.Subpacker circulation valve 18 is necessary to organize the connection of the pipe cavity with the annular subpacker zone when killing the well.
Пакер 16 разделяет затрубное пространство и позволяет изолировать эксплуатационную трубу выше пакера 16 от воздействия добываемой среды.The packer 16 divides the annulus and allows the isolation of the production pipe above the packer 16 from exposure to the produced environment.
Скважинная камера 14 имеет возможность размещения в ней клапана-пробки, и/или клапана циркуляционного, и/или ингибиторного клапана. В скважинную камеру 14 устанавливают клапан-пробку (при опрессовке лифта), и/или циркуляционный клапан (при смене жидкости в затрубном пространстве), и/или ингибиторный клапан (для подачи ингибитора в трубное пространство в процессе добычи продукта). Скважинная камера 14 снабжена боковым карманом и служит для сообщения затрубной и трубной полости в скважине при определенных давлениях в них.The downhole chamber 14 is capable of accommodating a plug valve and / or a circulation valve and / or an inhibitor valve therein. A plug valve (during pressure testing of the elevator), and / or a circulation valve (when changing the fluid in the annulus), and / or an inhibitor valve (for feeding the inhibitor into the pipe space during product extraction) is installed in the borehole chamber 14. The downhole chamber 14 is provided with a side pocket and serves to communicate the annular and tubular cavities in the well at certain pressures in them.
Тепловой компенсатор 12 (телескопическое соединение двух труб) предназначен для компенсации температурных расширений колонны труб 1 и для защиты пакера 16 от воздействия высоких температур. Тепловой компенсатор 12 обеспечивает постоянство длины лифта от пакера 16 до планшайбы на устье скважины, которая может значительно меняться в процессе глушения и освоения скважины.Thermal compensator 12 (telescopic connection of two pipes) is designed to compensate for the temperature expansion of the
Надпакерный циркуляционный клапан 10 необходим для активной замены жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне.An overpacker circulation valve 10 is necessary for active replacement of fluid in the annulus and tube space in the overpacker zone.
Оптический датчик 5 осуществляет измерение температуры и давления внутри скважины.The
Клапан-отсекатель устьевой 3 используют как противовыбросовое средство для устранения возникновения фонтана в случае обрыва линейного трубопровода или фонтанной арматуры 26. Клапан-отсекатель является элементом безопасности или используется во время ремонтных работ при изоляции нижней части скважины.The wellhead shutoff valve 3 is used as a blowout preventer to eliminate the occurrence of a fountain in the event of a break in the linear pipeline or fountain fittings 26. The shutoff valve is a safety element or is used during repair work to isolate the bottom of the well.
Монтаж интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины по п. 1 осуществляют следующим образом.Installation of intelligent gas and gas condensate wells according to
Сборку и испытание на герметичность функциональных модулей 2, 4,9, 11, 13, 15, 17, 19 проводят в стационарных условиях,Assembly and leak testing of functional modules 2, 4.9, 11, 13, 15, 17, 19 are carried out under stationary conditions,
Транспортируют функциональные модули 2, 4, 9, 11, 13, 15, 17, 19 в собранном виде.
Последовательно устанавливают в скважину функциональные модули 19, 17, 15, 13, 11 при наличии в них функционального оборудования 20, 18, 16, 14, 12 соответственно и вспомогательного оборудования (не показано) в зависимости от эксплуатационных функций.Functional modules 19, 17, 15, 13, 11 are sequentially installed in the borehole if they have functional equipment 20, 18, 16, 14, 12, respectively, and auxiliary equipment (not shown) depending on the operational functions.
Затем устанавливают модуль организации движения жидкости в затрубном и трубном пространстве в надпакерной зоне 9 с функциональным 10 и вспомогательным (не показано) оборудованием.Then install the module for organizing the movement of fluid in the annulus and tube space in the above-packer zone 9 with functional 10 and auxiliary (not shown) equipment.
Затем устанавливают измерительный модуль 4 с функциональным оборудованием в виде оптического датчика измерения температуры и давления 5, установленный в держателе 6 и снабженный погружным оптоволоконным кабелем 7, размещенным в нержавеющей трубке 8.Then install the
Затем устанавливают модуль приустьевой 2 с функциональным оборудованием 3 и вспомогательным оборудованием (не показано).Then install the wellhead module 2 with functional equipment 3 and auxiliary equipment (not shown).
Фиксируют погружной оптоволоконный кабель 7 до прохождения фонтанной арматуры 26 на колонне насосно-компрессорных труб 1 и на протекторах 30 каждой муфты 29 колонны насосно-компрессорных труб 1 в зоне его крепления посредством металлических бандажных лент 31.Fix the submersible fiber-
Протекторы 30 устанавливают таким образом, чтобы увеличение диаметра насосно-компрессорной трубы 1 в месте установки протектора 30 было минимальным, а именно не более диаметра погружного оптоволоконного кабеля 7.The
Погружной оптоволоконный кабель 7 при прохождении фонтанной арматуры 26 герметизируют и соединяют посредством герметичной муфты 27 с устьевым оптоволоконным кабелем 22.Submersible
Устьевой оптоволоконный кабель 22 укладывают в кабель - канал до соединения с оптоэлектронным блоком 23.The wellhead
В предложенной группе изобретений использованы оборудование и устройства, широко применяемые в нефтегазодобывающей промышленности и оптическом приборостроении, а проведенные проектно-конструкторские и технологические проработки ООО «Научно-производственная фирма Завод «Измерон»» и опытные испытания на скважинах Бованенковского газового месторождения на полуострове Ямал обусловливают, по мнению заявителя, соответствие устройства критерию «промышленная применимость».The proposed group of inventions used equipment and devices that are widely used in the oil and gas industry and optical instrumentation, and the design and technological studies of LLC Scientific and Production Company Zavod Measuring LLC and pilot tests at the wells of the Bovanenkovo gas field on the Yamal Peninsula determine according to the applicant, the compliance of the device with the criterion of "industrial applicability".
Интеллектуальная газовая и газоконденсатная скважина и способ ее монтажа позволяют:Intelligent gas and gas condensate well and method of its installation allow:
- расширить эксплуатационные качества за счет установки дополнительного измерительного модуля;- expand operational performance by installing an additional measuring module;
- повысить эксплуатационные качества за счет возможности проведения постоянного мониторинга параметров при эксплуатации скважины;- improve performance due to the possibility of continuous monitoring of parameters during well operation;
- увеличить надежность эксплуатации за счет предотвращения фонтанирования при использовании герметичной муфты для соединения погружного оптоволоконного кабеля с устьевым оптоволоконным кабелем;- increase the reliability of operation by preventing gushing when using a sealed sleeve for connecting a submersible fiber optic cable to a wellhead fiber optic cable;
- увеличить надежность измерений параметров за счет обеспечения электробезопасности при использовании оптических технологий, фиксирования погружного оптоволоконного кабеля и защиты наземной системы от внешних факторов.- increase the reliability of parameter measurements by ensuring electrical safety when using optical technologies, fixing submersible fiber optic cable and protecting the ground system from external factors.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014145057/03A RU2568448C1 (en) | 2014-11-06 | 2014-11-06 | Smart gas and gas condensate well and method of its rigging-up |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014145057/03A RU2568448C1 (en) | 2014-11-06 | 2014-11-06 | Smart gas and gas condensate well and method of its rigging-up |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2568448C1 true RU2568448C1 (en) | 2015-11-20 |
Family
ID=54597981
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014145057/03A RU2568448C1 (en) | 2014-11-06 | 2014-11-06 | Smart gas and gas condensate well and method of its rigging-up |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2568448C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2689103C1 (en) * | 2018-05-07 | 2019-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВО "КГЭУ") | Multifunctional automatic digital intelligent well |
Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5163321A (en) * | 1989-10-17 | 1992-11-17 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| WO2000036386A1 (en) * | 1998-12-17 | 2000-06-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments |
| CA2403980A1 (en) * | 2000-03-30 | 2001-10-11 | George Albert Brown | Method and apparatus for flow measurement |
| RU46067U1 (en) * | 2004-12-10 | 2005-06-10 | Столбов Игорь Иванович | CABLE FIXING ASSEMBLY TO THE PUMP AND COMPRESSOR PIPE COUPLING |
| RU2006107127A (en) * | 2006-03-10 | 2007-09-20 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" (RU) | METHOD FOR MONITORING THE PROCESS OF HYDROCARBON PRODUCTION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU77637U1 (en) * | 2008-05-28 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | OIL PRODUCTION COMPLEX WITH HYDROGEN SULFUR OIL CONTENT AND PUMPING UNIT FOR IT |
| RU89604U1 (en) * | 2009-08-24 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоник" | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF MULTI-PLASTIC WELLS |
| RU92461U1 (en) * | 2009-11-16 | 2010-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | UNDERGROUND EQUIPMENT KIT FOR GAS PRODUCTION IN THE FAR NORTH AREAS |
| CN102758605A (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-31 | 中国石油化工股份有限公司 | Optical fiber test system fixed in oil well |
| RU126755U1 (en) * | 2012-11-12 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | DESIGN OF A WELL FOR UNPACKED OPERATION |
| RU2490421C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for optical-fibre cable tripping-in into steam-injection well and device to measure temperature distribution |
| CN103953330A (en) * | 2014-04-02 | 2014-07-30 | 北京博简复才技术咨询有限公司 | Deep well hydrocarbon reservoir temperature and pressure on-line integrated monitoring device and method |
-
2014
- 2014-11-06 RU RU2014145057/03A patent/RU2568448C1/en active
Patent Citations (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5163321A (en) * | 1989-10-17 | 1992-11-17 | Baroid Technology, Inc. | Borehole pressure and temperature measurement system |
| WO2000036386A1 (en) * | 1998-12-17 | 2000-06-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and method for protecting devices, especially fibre optic devices, in hostile environments |
| CA2403980A1 (en) * | 2000-03-30 | 2001-10-11 | George Albert Brown | Method and apparatus for flow measurement |
| RU46067U1 (en) * | 2004-12-10 | 2005-06-10 | Столбов Игорь Иванович | CABLE FIXING ASSEMBLY TO THE PUMP AND COMPRESSOR PIPE COUPLING |
| RU2006107127A (en) * | 2006-03-10 | 2007-09-20 | Открытое акционерное общество "Объединенная энергетическая группа "Петросервис" (RU) | METHOD FOR MONITORING THE PROCESS OF HYDROCARBON PRODUCTION AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION |
| RU77637U1 (en) * | 2008-05-28 | 2008-10-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | OIL PRODUCTION COMPLEX WITH HYDROGEN SULFUR OIL CONTENT AND PUMPING UNIT FOR IT |
| RU89604U1 (en) * | 2009-08-24 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоник" | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF MULTI-PLASTIC WELLS |
| RU92461U1 (en) * | 2009-11-16 | 2010-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | UNDERGROUND EQUIPMENT KIT FOR GAS PRODUCTION IN THE FAR NORTH AREAS |
| CN102758605A (en) * | 2011-04-26 | 2012-10-31 | 中国石油化工股份有限公司 | Optical fiber test system fixed in oil well |
| RU2490421C1 (en) * | 2012-01-11 | 2013-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for optical-fibre cable tripping-in into steam-injection well and device to measure temperature distribution |
| RU126755U1 (en) * | 2012-11-12 | 2013-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" | DESIGN OF A WELL FOR UNPACKED OPERATION |
| CN103953330A (en) * | 2014-04-02 | 2014-07-30 | 北京博简复才技术咨询有限公司 | Deep well hydrocarbon reservoir temperature and pressure on-line integrated monitoring device and method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2689103C1 (en) * | 2018-05-07 | 2019-05-23 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Казанский государственный энергетический университет" (ФГБОУ ВО "КГЭУ") | Multifunctional automatic digital intelligent well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1255912B1 (en) | Non-intrusive pressure measurement device for subsea well casing annuli | |
| US10519761B2 (en) | System and methodology for monitoring in a borehole | |
| US20100300698A1 (en) | Wired slip joint | |
| GB2448230A (en) | Through-riser installation of tree block | |
| US11280189B2 (en) | Suspended fluid sampling and monitoring | |
| Fisher et al. | Scientific and technical design and deployment of long-term subseafloor observatories for hydrogeologic and related experiments, IODP Expedition 301, eastern flank of Juan de Fuca Ridge | |
| Edwards et al. | Design and deployment of borehole observatories and experiments during IODP Expedition 336, Mid-Atlantic Ridge flank at North Pond | |
| RU2309246C1 (en) | Downhole machine | |
| NO20121160A1 (en) | Painting of relative turns and displacement of undersea set tools | |
| RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
| RU2568448C1 (en) | Smart gas and gas condensate well and method of its rigging-up | |
| RU2601347C2 (en) | Integration structure for well sensor | |
| US10808520B2 (en) | Smart well plug and method for inspecting the integrity of a barrier in an underground wellbore | |
| NO321960B1 (en) | Process for producing a flushable coiled tubing string | |
| RU159149U1 (en) | COMPLEX FOR DELIVERY OF WELL-DRILLED DEVICES TO THE BOTTOMS OF DRILLING COMPLEX PROFILE WELLS AND CARRYING OUT OF GEOPHYSICAL RESEARCHES | |
| CN204098872U (en) | Electric immersible pump well tubing string and electric immersible pump well | |
| RU2485310C1 (en) | Well surveying method | |
| KR20140126650A (en) | Test Apparatus and Method for Drilling Equipment | |
| US11236605B2 (en) | Downhole valve position monitor | |
| RU2527960C1 (en) | Well surveying method | |
| RU2581852C1 (en) | Device for monitoring parameters in operation of intelligent well | |
| RU93877U1 (en) | GARIPOV'S WELL DEPARTMENT FOR STUDYING MULTI-PLASTIC WELLS DURING SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION | |
| RU2571790C1 (en) | Secondary bed drilling-in at depression with lowering of perforator for subsurface pump and device to this end (versions) | |
| US20180073345A1 (en) | Non-obtrusive methods of measuring flows into and out of a subsea well and associated systems | |
| CA2769171A1 (en) | Measurement apparatus |