RU2620700C1 - Controlled well electromechanical valve - Google Patents
Controlled well electromechanical valve Download PDFInfo
- Publication number
- RU2620700C1 RU2620700C1 RU2016115652A RU2016115652A RU2620700C1 RU 2620700 C1 RU2620700 C1 RU 2620700C1 RU 2016115652 A RU2016115652 A RU 2016115652A RU 2016115652 A RU2016115652 A RU 2016115652A RU 2620700 C1 RU2620700 C1 RU 2620700C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- hollow
- pressure
- reservoir
- controlled
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 13
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 9
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 241000405147 Hermes Species 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electrically Driven Valve-Operating Means (AREA)
- Mechanically-Actuated Valves (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к технике нефтепромыслового оборудования и может быть использовано с электроцентробежными насосами для одновременно-раздельной эксплуатации пластов и при текущем ремонте скважин без их глушения.The present invention relates to the technique of oilfield equipment and can be used with electric centrifugal pumps for simultaneous and separate operation of the reservoirs and with the current repair of wells without killing them.
Известен способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины [Патент РФ №2531011, МПК Е21В 34/06, опубликован 20.10.2014], включающий электроприводной центробежный насос, пакер, якорь, блок датчиков контроля работы пласта и разъединяемый от «нулевой точки» электропогружного двигателя электрический блок «мокрый контакт» с электромагнитным клапаном, отсекающим пласт на время извлечения из скважины насосного оборудования и его ремонта.A known method of cutting off the reservoir for underground repairs without killing the well [RF Patent No. 2531011, IPC ЕВВ 34/06, published October 20, 2014], including an electric drive centrifugal pump, packer, anchor, a block of sensors for monitoring the operation of the formation and disconnected from the “zero point” electric submersible motor “wet contact” electric unit with an electromagnetic valve that cuts off the formation for the period of extraction of pumping equipment from the well and its repair.
Предлагаемое для реализации способа устройство может работать не только для отсечения пласта, но и для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов при установке его между пластами. Электромагнитный клапан и блок датчиков контроля работы пласта питаются от «нулевой точки» электродвигателя центробежного насоса. Разъединяемый электрический блок «мокрый контакт» с электромагнитным клапаном отсекает пласт на время извлечения из скважины насосного оборудования и его ремонта.The device proposed for implementing the method can work not only for cutting off the formation, but also for simultaneous and separate operation of two layers when installing it between the layers. The solenoid valve and the unit of formation monitoring sensors are powered by the “zero point” of the centrifugal pump motor. The disconnectable wet contact electrical unit with the solenoid valve cuts off the formation while the pumping equipment is removed from the well and repaired.
Однако электромагнитный клапан не предусмотрен для регулирования потока жидкости через седло, так как он работает по принципу «закрыто-открыто», т.е. без регулирования зазора между клапаном и седлом. При этом закрыт он пружиной недостаточно надежно и при ремонтных спуско-подъемных операциях инструмента, которые вызывают поршневой эффект в скважине, он периодически открывается. Применение более мощного электромагнитного клапана ограничено возможностью отбора мощности от «нулевой точки» электродвигателя центробежного насоса не более 25 Вт.However, the solenoid valve is not designed to control the flow of fluid through the seat, since it works on the principle of "closed-open", i.e. no clearance between valve and seat. At the same time, it is closed by a spring insufficiently reliably and during repair tripping operations of the tool, which cause a piston effect in the well, it periodically opens. The use of a more powerful solenoid valve is limited by the possibility of power take-off from the “zero point” of the centrifugal pump motor no more than 25 watts.
Известна насосная установка (прототип) для одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины [Патент РФ №2563262, МПК Е21В 43/12 и Е21В 43/14, опубликован 20.09.2015], содержащая наземную станцию управления, электродвигатель центробежного насоса с питающим кабелем, наземную панель управления с телемеханической системой, включающей блоки регулирования притока и учета пластовых продуктов и регулируемые электроклапаны, электроприводы которых питаются через дополнительный кабель.Known pumping unit (prototype) for simultaneous and separate operation of a multilayer well [RF Patent No. 2563262, IPC ЕВВ 43/12 and Е21В 43/14, published September 20, 2015] containing a ground control station, a centrifugal pump motor with a power cable, ground panel control with a telemechanical system, including control units for inflow and metering of reservoir products and adjustable electrovalves, the electric actuators of which are fed through an additional cable.
Предлагаемая насосная установка, безусловно, выполняет все предусмотренные функции одновременно-раздельной эксплуатации пластов в скважине, кроме отсечения пластов для ремонта насосного оборудования без глушения скважины. К тому же, установка требует отдельного специального кабеля, питающего электропривод регулируемого клапана и блок телемеханической системы и контроля притока и учета состава добываемой жидкости, что приводит к дополнительным неудобствам, связанным с прокладкой и креплением его рядом с силовым кабелем для питания электродвигателя ЭЦН, а также перетиранием его при спуске в горизонтальные скважины.The proposed pump installation, of course, fulfills all the functions provided for simultaneously and separately operating reservoirs in the well, except for cutting off the reservoirs to repair pumping equipment without killing the well. In addition, the installation requires a separate special cable that feeds the electric valve of the adjustable valve and the telemechanical system unit and controls the inflow and metering of the produced fluid, which leads to additional inconvenience associated with laying and fixing it next to the power cable to power the ESP motor, as well as rubbing it during the descent into horizontal wells.
Целью предлагаемого изобретения является устранение указанных недостатков.The aim of the invention is to remedy these disadvantages.
Эта цель достигается тем, что скважинный управляемый электромеханический клапан снабжен приводом, включающим микроэлектродвигатель, питающийся от «нулевой точки» электродвигателя центробежного насоса, и редуктор с выходным валом, жестко соединенным с гайкой винтопары, внутри которой перемещается винт, соосно сочлененный с полым штоком с проходным отверстием для измерения давления в пласте, на полом штоке установлен подвижный дифференциальный поршень, выравнивающий скважинное и пластовое давления, на свободном торце полый шток герметично сочленен со вспомогательным полым клапаном и седлом с выходным каналом в полость скважины, помещенными во внутреннюю полость управляемого полого клапана с седлом, регулирующим поток жидкости из пласта.This goal is achieved by the fact that the well-controlled electromechanical valve is equipped with a drive that includes a microelectric motor powered by the “zero point” of the centrifugal pump electric motor, and a gearbox with an output shaft rigidly connected to the screw pair nut, inside which a screw coaxially connected to the hollow rod with a passage moves hole for measuring pressure in the reservoir, a movable differential piston is installed on the hollow rod, aligning the borehole and reservoir pressure, the hollow rod of the herme is on the free end It is articulated with an auxiliary hollow valve and a seat with an outlet channel into the well cavity, placed in the internal cavity of the controlled hollow valve with a seat regulating fluid flow from the formation.
На чертеже показан разрез общего вида скважинного управляемого электромеханического клапана: 1 - корпус; 2 - ниппель присоединительный; 3 - разъем «мокрый контакт»; 4 - блок управления телеметрией и микроэлектродвигателем; 5 - микроэлектродвигатель; 6 - редуктор; 7 - гайка винтопары; 8 - шарикоподшипники; 9 - винт; 10 - датчик давления; 11 - датчик температуры; 12 - полый шток; 13 - круговая полость с проходным каналом; 14 - проходное отверстие в штоке; 15 - дифференциальный поршень; 16 - отверстие для скважинного давления; 17 - отверстие в полом штоке для пластового давления; 18 - вспомогательный клапан; 19 - седло вспомогательного клапана; 20 - седлодержатель вспомогательного клапана; 21 - выходной канал вспомогательного клапана; 22 - управляемый клапан; 23 - седло управляемого клапана; 24 - седлодержатель управляемого клапана; 25 - выходные отверстия; 26 - резиновые уплотнения; 27 - резьба для присоединения якоря-пакера.The drawing shows a section of a General view of a downhole controlled electromechanical valve: 1 - body; 2 - connecting nipple; 3 - connector "wet contact"; 4 - control unit telemetry and microelectric motor; 5 - microelectric motor; 6 - gear; 7 - screw pair nut; 8 - ball bearings; 9 - screw; 10 - pressure sensor; 11 - temperature sensor; 12 - hollow stock; 13 - a circular cavity with a passage channel; 14 - a bore in the stock; 15 - differential piston; 16 - hole for well pressure; 17 - hole in the hollow rod for reservoir pressure; 18 - auxiliary valve; 19 - a saddle of the auxiliary valve; 20 - a saddle holder of the auxiliary valve; 21 - output channel of the auxiliary valve; 22 - controlled valve; 23 - seat controlled valve; 24 - saddle holder controlled valve; 25 - outlet openings; 26 - rubber seals; 27 - thread for attaching the anchor packer.
Предлагаемый скважинный управляемый механический клапан (чертеж) состоит из корпуса 1, присоединительного уплотняемого с помощью резиновых колец 26 ниппеля 2 с разъемом также уплотняемого «мокрого контакта» 3 внутри, блока управления микроэлектродвигателем и телеметрией 4, микроэлектродвигателя 5 с редуктором 6, винтопары с гайкой 7, жестко посаженной на выходной вал редуктора 6 и зацентрированной в двух шарикоподшипниках 8, внутри которой перемещается винт 9 с жестко сочлененным с уплотняемым резиновыми кольцами 26 в корпусе 1 полым штоком 12 с проходным отверстием 14 для гидравлической связи с круговой полостью 13 и датчиком давления 10. Датчик температуры 11 находится непосредственно на корпусе 1. Уплотняемый резиновыми кольцами 26 дифференциальный поршень 15 выравнивает скважинное давление через отверстие 16 в корпусе 1 с пластовым давлением через отверстие 17 в полом штоке 12. Со свободным торцом полого штока 12 герметично сочленен уплотняемый вспомогательный (малый) клапан 18 со вспомогательным седлом 19, зафиксированным уплотняемым седло держателем 20 во внутренней полости управляемого (основного) клапана 22. Вспомогательный клапан 18 окружен микрополостью с выходным каналом 21, соединяющимся гидравлически через выходное отверстие 25 со скважинным давлением. Управляемый полым штоком 12 и вспомогательным клапаном 18 основной клапан 22 с седлом 23, зафиксированным седлодержателем 24. Нижняя часть корпуса 1 оканчивается резьбой 27 для присоединения якоря-пакера при одновременно-раздельной эксплуатации пластов.The proposed downhole controlled mechanical valve (drawing) consists of a
Предлагаемый скважинный управляемый электромеханический клапан (чертеж) работает следующим образом.The proposed downhole controlled electromechanical valve (drawing) operates as follows.
В скважину на насосно-компрессорных трубах спускается электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, оканчивающимся захватным механизмом с разъемом «мокрый контакт» (не показан), к которому пристыковывается управляемый электромеханический клапан присоединительным ниппелем 2 с ответным «мокрым контактом» 3, питающим от «нулевой точки» погружного электродвигателя блок управления телеметрией и микроэлектродвигателем 4, микроэлектродвигатель 5 мощностью не более 25 Вт с напряжением 48 В и потребляемым током 0,5 А. Это предельная мощность, которую может отдать «нулевая точка» погружного электродвигателя. Однако этой мощности не хватает для надежного закрытия-открытия управляемого электромеханического клапана и поэтому он выполнен двухступенчатым: со вспомогательным (малым) полым клапаном 18, размещенным во внутренней полости управляемого (основного) полого клапана 22. Оба клапана герметично состыкованы с полым штоком 12 для управления последними и измерения пластового давления датчиком 10. Электромеханический клапан устанавливается на заданной глубине над продуктивным пластом с помощью якоря-пакера с проходным каналом (не показан), состыкованного резьбой 27 с нижней частью корпуса 1. Затем с наземной панели (не показанной на чертеже) подается команда на блок управления телеметрии 4: «открыть или частично приоткрыть» клапан 22, регулируя тем самым зазор между клапаном 22 и его седлом 23 и, следовательно, поток (дебит) жидкости из пласта (не показанного на чертеже). Команда исполняется микроэлектродвигателем 5 с редуктором 6 с помощью винтопары, зацентрированной шарикоподшипниками 8 и состоящей из гайки 7 и винта 9, жестко сочлененным с полым штоком 12, передающим осевое перемещение жестко сочлененному с ним вспомогательному клапану 18 для открытия. Вспомогательный клапан 18 выходит из седла 19, открывая выход пластовому давлению через полый конец штока 12 в микрополость с выходным каналом 21, сообщающимся с выходным отверстием 25 со скважинным пространством над пакером. Затем полый шток 12, продолжая двигаться вверх со вспомогательным клапаном 18, имеющим больший диаметр, чем у полого штока 12, начинает перемещение вверх, открывая или приоткрывая управляемый клапан 22. Для свободного и независимого от пластового и скважинного давлений при открытии и закрытии управляемого клапана предусмотрен дифференциальный поршень 15, который выравнивает давления под управляемым клапаном 22 и над ним. Подвижный дифференциальный поршень 15 загерметизирован резиновыми уплотнениями 26 относительно корпуса 1 и полого штока 12. В полости между дифференциальным поршнем 15 и управляющим клапаном 22 предусмотрено отверстие проходное 17 в полом штоке 12 для пластового давления, а в полости над дифференциальным поршнем 15 в корпусе 1 предусмотрено проходное отверстие 16 для скважинного давления. При закрытии управляемого клапана 22 полым штоком 12 со вспомогательным клапаном 18 сначала перекрывается отверстие в малом седле 19. Затем управляемый клапан 22 садится в большое седло 23, надежно перекрывая отверстие. При этом выравненные скважинное и пластовое давления над и под управляемым клапаном 22 совершенно не препятствуют его закрытию.An electric centrifugal pump with a submersible motor, ending in a gripping mechanism with a wet contact connector (not shown), to which a controllable electromechanical valve is connected by a connecting
Таким образом, с помощью управляемого электромеханического клапана обеспечивается одновременно-раздельная эксплуатация пластов, разделенных пакером. Клапан обеспечивает надежное отсечение пласта для проведения подземного ремонта скважины без ее глушения. Для этого подается команда на закрытие клапана и расстыковку захватного механизма с разъемом «мокрый контакт». После чего насосное оборудование вместе с насосно-компрессорными трубами извлекаются из скважины для ремонта. Завершив ремонт, насосное оборудование снова спускается в скважину, стыкуется захватным механизмом с разъемом «мокрый контакт» и блоком управления микроэлектродвигателем и телеметрией и электромеханический клапан готов к продолжению его эксплуатации.Thus, with the help of a controlled electromechanical valve, simultaneous and separate operation of formations separated by a packer is provided. The valve provides reliable cutoff of the formation for underground repair of the well without killing it. To do this, a command is issued to close the valve and undock the gripping mechanism with a wet contact connector. Then the pumping equipment together with the tubing are removed from the well for repair. Having completed the repair, the pumping equipment again descends into the well, is joined by a gripping mechanism with a wet contact connector and a microelectric motor and telemetry control unit, and the electromechanical valve is ready to continue its operation.
Технический эффект: клапан обеспечивает без дополнительного кабеля надежно управляемое регулирование дебита пласта, измерение пластового давления и других технологических параметров, а также надежное отсечение пласта для проведения текущего ремонта насосного оборудования без глушения скважины.Technical effect: the valve provides, without an additional cable, reliably controlled regulation of the production rate, measurement of formation pressure and other technological parameters, as well as reliable cut-off of the formation for routine repair of pumping equipment without killing the well.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016115652A RU2620700C1 (en) | 2016-04-21 | 2016-04-21 | Controlled well electromechanical valve |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016115652A RU2620700C1 (en) | 2016-04-21 | 2016-04-21 | Controlled well electromechanical valve |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2620700C1 true RU2620700C1 (en) | 2017-05-29 |
Family
ID=59032291
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016115652A RU2620700C1 (en) | 2016-04-21 | 2016-04-21 | Controlled well electromechanical valve |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2620700C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2689942C1 (en) * | 2018-09-13 | 2019-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Valve drive hydrostatic balancing system |
RU2706083C1 (en) * | 2019-03-18 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole controlled electromechanical valve |
RU2780189C1 (en) * | 2022-02-15 | 2022-09-20 | Андрей Александрович Павлов | Valve control device and method for controlling flow in a well |
US11761300B2 (en) | 2018-06-22 | 2023-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore electric flow control valve system |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0922835A2 (en) * | 1997-12-11 | 1999-06-16 | Camco International Inc. | System and method for recovering fluids from a wellbore |
RU2503802C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-10 | Марат Давлетович Валеев | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
RU2519281C1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) |
RU2523590C1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs |
RU2531011C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-10-20 | Петр Игоревич Сливка | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation |
RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
-
2016
- 2016-04-21 RU RU2016115652A patent/RU2620700C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0922835A2 (en) * | 1997-12-11 | 1999-06-16 | Camco International Inc. | System and method for recovering fluids from a wellbore |
RU2503802C1 (en) * | 2012-07-30 | 2014-01-10 | Марат Давлетович Валеев | Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production |
RU2519281C1 (en) * | 2013-04-10 | 2014-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-техническое предприятие "Нефтегазтехника" | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) |
RU2531011C1 (en) * | 2013-05-06 | 2014-10-20 | Петр Игоревич Сливка | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation |
RU2523590C1 (en) * | 2013-06-03 | 2014-07-20 | Олег Сергеевич Николаев | Single-packer device for dual fluid production from two well reservoirs |
RU2563262C2 (en) * | 2014-07-15 | 2015-09-20 | Олег Сергеевич Николаев | Valve pump unit for simultaneous separate operation of multipay well |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2788366C2 (en) * | 2018-06-22 | 2023-01-18 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | System for use in well, method for control of fully electric full-ort valve for flow regulation, and fully electric full-port valve for flow regulation |
US11761300B2 (en) | 2018-06-22 | 2023-09-19 | Schlumberger Technology Corporation | Full bore electric flow control valve system |
RU2689942C1 (en) * | 2018-09-13 | 2019-05-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Valve drive hydrostatic balancing system |
RU2706083C1 (en) * | 2019-03-18 | 2019-11-14 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole controlled electromechanical valve |
RU2780189C1 (en) * | 2022-02-15 | 2022-09-20 | Андрей Александрович Павлов | Valve control device and method for controlling flow in a well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2385409C2 (en) | Method of extracting fluid from reservoir of one well with electric drive pump equipped with electric valve and installation for implementation of this method | |
EP2630326B1 (en) | Fluid injection device | |
US9267345B2 (en) | Flow activated circulating valve | |
DK181508B1 (en) | Safety valve, well system and method for operating a well system | |
US9909387B2 (en) | Semi-autonomous insert valve for well system | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
CA2790113C (en) | Valve system | |
RU2620700C1 (en) | Controlled well electromechanical valve | |
US20130175025A1 (en) | Integrated opening subsystem for well closure system | |
RU170983U1 (en) | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION | |
RU2014141711A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION OF A TWO-PLASTIC WELL AND A WELL PUMP INSTALLATION FOR ITS IMPLEMENTATION | |
EP3963175B1 (en) | Operating a subsurface safety valve using a downhole pump | |
US8662202B2 (en) | Electro-mechanical thruster | |
RU2651860C1 (en) | Subsurface safety valve | |
WO2013089753A1 (en) | Subsurface safety valve deployable via electric submersible pump | |
RU2645311C1 (en) | Downhole controlled electromechanical valve | |
RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
RU2531011C1 (en) | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation | |
RU2706083C1 (en) | Downhole controlled electromechanical valve | |
RU2685361C1 (en) | Well cutoff valve | |
CA2982072C (en) | Jet pump lift system for producing hydrocarbon fluids | |
RU2529310C1 (en) | Downhole device | |
EP3978723A1 (en) | Safety valve for a submersible electric centrifugal pump unit |