RU2552484C1 - Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole - Google Patents
Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2552484C1 RU2552484C1 RU2013158361/03A RU2013158361A RU2552484C1 RU 2552484 C1 RU2552484 C1 RU 2552484C1 RU 2013158361/03 A RU2013158361/03 A RU 2013158361/03A RU 2013158361 A RU2013158361 A RU 2013158361A RU 2552484 C1 RU2552484 C1 RU 2552484C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- cone
- continuous pipeline
- horizontal
- borehole
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 description 2
- 210000000481 breast Anatomy 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000013307 optical fiber Substances 0.000 description 1
Landscapes
- Electric Cable Installation (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может найти применение при доставке оборудования в горизонтальный или наклонный ствол скважины.The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the delivery of equipment to a horizontal or inclined wellbore.
Известен способ доставки оборудования в требуемый интервал скважины (патент RU №2352753, МПК E21B 23/08, опубл. 20.04.2009 г.), включающий размещение и спуск оборудования на проволоке, или канате, или грузонесущем капиллярном трубопроводе, или геофизическом кабеле по непрерывному трубопроводу меньшего, чем колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), диаметра, закрепленному на наружной поверхности колонны НКТ. Непрерывный трубопровод спускают совместно с колонной НКТ, а перемещение оборудования в непрерывном трубопроводе осуществляют за счет гидродинамического напора подаваемых в непрерывный трубопровод жидкости или газа.A known method of delivering equipment to the required interval of the well (patent RU No. 2352753, IPC E21B 23/08, published on 04/20/2009), including placing and lowering the equipment on a wire, or a rope, or a load-bearing capillary pipe, or a geophysical cable through a continuous a pipe of a smaller diameter than the tubing string (tubing), a diameter fixed to the outer surface of the tubing string. The continuous pipeline is lowered together with the tubing string, and the equipment is moved in a continuous pipeline due to the hydrodynamic pressure of the liquid or gas supplied to the continuous pipeline.
Недостатком известного способа является неразрывность связи колонны НКТ и непрерывного трубопровода, закрепленного на колонне НКТ. При необходимости перемещения или подъема из скважины одного из элементов, например колонну НКТ, неизбежно приходится перемещать или поднимать из скважины второй элемент - непрерывный трубопровод.The disadvantage of this method is the continuity of the connection of the tubing string and a continuous pipeline fixed to the tubing string. If you need to move or lift one of the elements from the well, for example, a tubing string, you inevitably have to move or raise the second element from the well - a continuous pipeline.
Наиболее близким по технической сущности является способ доставки оборудования в горизонтальный или наклонный ствол скважины (патент RU №2459926, МПК E21B 23/08, опубл. 27.08.2012 г.), включающий размещение и спуск оборудования по непрерывному трубопроводу, меньшему, чем колонна НКТ, диаметра и совместный спуск непрерывного трубопровода и колонны НКТ, при этом нижний конец непрерывного трубопровода соединяют с насадкой герметичным неразъемным в скважинных условиях соединением, колонну НКТ соединяют с насадкой разъемным соединением, проталкивают колонну НКТ в горизонтальный или наклонный ствол скважины, а посредством насадки протягивают и непрерывный трубопровод, отсоединяют разъемное соединение и поднимают из скважины колонну НКТ, снабжают колонну НКТ глубинным насосом и спускают в скважину параллельно непрерывному трубопроводу, эксплуатируют в скважине колонну НКТ с насосом и оборудование в непрерывном трубопроводе независимо друг от друга.The closest in technical essence is the method of equipment delivery to a horizontal or inclined wellbore (patent RU No. 2459926, IPC E21B 23/08, published on 08.27.2012), including the placement and lowering of equipment through a continuous pipeline smaller than the tubing string diameter and joint descent of the continuous pipeline and tubing string, while the lower end of the continuous pipeline is connected to the nozzle by a sealed one-piece connection in downhole conditions, the tubing string is connected to the nozzle by a releasable connection, push the stake the tubing string into a horizontal or inclined wellbore, and through the nozzle they extend a continuous pipeline, disconnect the detachable connection and raise the tubing string from the well, supply the tubing string with a deep pump and lower it into the well parallel to the continuous pipeline, operate the tubing string with the pump and equipment in continuous pipeline independently of each other.
Недостатками реализации способа являются:The disadvantages of the method are:
- во-первых, низкая эффективность реализации при совместном проталкивании колонны НКТ и непрерывного трубопровода при большой кривизне или наличии сужения в горизонтальном или наклонном стволе скважины, т.е. в осложненном интервале горизонтального или наклонного ствола скважины ввиду того, что и непрерывный трубопровод, и колонна НКТ снизу жестко присоединены к наконечнику, что увеличивает как жесткость конструкции, так и габаритные размеры конструкции относительно проходного сечения эксплуатационной колонны скважины, поскольку концы непрерывного трубопровода и колонны НКТ соединены в насадке эксцентрично, поэтому расстояние между осями колонн НКТ и непрерывного трубопровода остается постоянным, что увеличивает вероятность заклинивания конструкции в осложненном интервале горизонтального или наклонного ствола скважины;- firstly, the low implementation efficiency with the joint pushing of the tubing string and a continuous pipeline with large curvature or narrowing in a horizontal or inclined wellbore, i.e. in the complicated interval of a horizontal or inclined wellbore due to the fact that both the continuous pipeline and the tubing string are rigidly attached to the tip from below, which increases both the rigidity of the structure and the overall dimensions of the structure relative to the bore of the production casing, since the ends of the continuous pipeline and tubing string are eccentrically connected in the nozzle; therefore, the distance between the axes of the tubing strings and the continuous pipeline remains constant, which increases the probability of jamming Iya design in the complicated interval of a horizontal or inclined wellbore;
- во-вторых, низкая надежность, связанная с необходимостью разъединения НКТ от насадки в скважине, а это риск неотсоединения и, как следствие, невозможность подъема колонны НКТ на поверхность и проведение повторных работ. Кроме того, возможно преждевременное разъединение колонны НКТ от наконечника при совместном проталкивании колонны НКТ и непрерывного трубопровода при большой кривизне или наличии сужения в эксплуатационной колонне скважины;- secondly, low reliability associated with the need to disconnect the tubing from the nozzle in the well, and this is the risk of non-disconnection and, as a result, the inability to raise the tubing string to the surface and carry out repeated work. In addition, it is possible to prematurely disconnect the tubing string from the tip when jointly pushing the tubing string and a continuous pipeline with large curvature or narrowing in the production casing of the well;
- в третьих, высокая продолжительность работ, связанная с постоянным одновременным спуском непрерывного трубопровода и колонны НКТ, а также проведением дополнительных работ, связанных с необходимостью расстыковки разъемного соединения и подъемом колонны НКТ из скважины, снабжением колонны НКТ эксплуатационным оборудованием (глубинным насосом) и повторным спуском колонны НКТ с эксплуатационным оборудованием (глубинным насосом) в скважину параллельно непрерывному трубопроводу.- thirdly, the high duration of work associated with the constant simultaneous descent of a continuous pipeline and tubing string, as well as additional work related to the need to undock the detachable joint and lifting the tubing string from the well, supplying the tubing string with operational equipment (deep pump) and re-run tubing strings with production equipment (deep pump) into the well parallel to the continuous pipeline.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности и надежности реализации способа при совместном проталкивании колонны НКТ и непрерывного трубопровода, а также сокращение продолжительности работ при реализации способа.An object of the invention is to increase the efficiency and reliability of the implementation of the method by jointly pushing the tubing string and a continuous pipeline, as well as reducing the duration of work during the implementation of the method.
Поставленная техническая задача решается способом доставки оборудования в горизонтальный или наклонный ствол скважины, включающим размещение оборудования по непрерывному трубопроводу меньшего, чем колонна НКТ, диаметра, оснащение нижнего конца непрерывного трубопровода насадкой герметичным неразъемным в скважинных условиях соединением, совместный спуск непрерывного трубопровода и НКТ.The stated technical problem is solved by the method of delivering equipment to a horizontal or inclined wellbore, including placing equipment through a continuous pipeline of a smaller diameter than the tubing string, equipping the lower end of the continuous pipeline with a nozzle with a tight all-in-one connection in the borehole conditions, and joint descent of the continuous pipeline and tubing.
Новым является то, что насадку выполняют в виде конуса, направленного вершиной вниз, определяют диаметр основания конуса, который выполняют меньше внутреннего диаметра ствола скважины на радиус колонны НКТ, а непрерывный трубопровод жестко крепят в конусе концентрично, сначала проталкивают непрерывный трубопровод с конусом в горизонтальный или наклонный ствол скважины до его остановки в осложненном интервале скважины, после чего на устье скважины колонну НКТ снабжают заглушкой и эксплуатационным оборудованием, спускают колонну НКТ в горизонтальный или наклонный ствол скважины параллельно непрерывному трубопроводу до упора нижнего конца колонны НКТ в торец основания конуса, затем разгружают колонну НКТ на конус, и протягивают непрерывный трубопровод до выхода их из осложненного интервала скважины, после чего проталкивают непрерывный трубопровод с конусом до забоя, а колонну НКТ устанавливают в заданном интервале размещения эксплуатационного оборудования в горизонтальном или наклонном стволе скважины.New is that the nozzle is made in the form of a cone with its top pointing downward, the diameter of the base of the cone is determined, which is smaller than the inner diameter of the wellbore by the radius of the tubing string, and the continuous pipeline is rigidly fixed in the cone concentrically, first push the continuous pipeline with the cone into a horizontal the inclined wellbore until it stops in the complicated interval of the well, after which, at the wellhead, the tubing string is equipped with a plug and production equipment, the tubing string is lowered into a horizontal or inclined wellbore parallel to the continuous pipeline until the lower end of the tubing string abuts against the end of the base of the cone, then the tubing string is unloaded onto the cone, and the continuous pipeline is pulled until they exit the complicated interval of the well, after which the continuous pipeline with the cone is pushed to the bottom, and the column The tubing is installed in a predetermined interval for the placement of production equipment in a horizontal or inclined wellbore.
Гибкая безмуфтовая труба колтюбинговой установки, например диаметром 25,1 мм обладает малой жесткостью и представляют собой непрерывный трубопровод. В гибкой безмуфтовой трубе размещают геофизическое оборудование, например оптиковолоконный кабель, посредством которого производят измерение температуры по всему стволу горизонтальной или наклонной скважины, поэтому гибкую безмуфтовую трубу необходимо спускать до забоя.A flexible sleeveless pipe of a coiled tubing installation, for example, with a diameter of 25.1 mm, has low rigidity and is a continuous pipeline. Geophysical equipment, for example, fiber optic cable, is placed in a flexible sleeveless pipe, through which temperature is measured along the entire trunk of a horizontal or deviated well, so the flexible sleeveless pipe must be lowered to the bottom.
Гибкую безмуфтовую трубу колтюбинговой установки (непрерывный трубопровод) можно протолкнуть в горизонтальную или наклонную скважину до забоя, если скважина не имеет большой кривизны, сужений или забой скважины не направлен вверх, т.е. в горизонтальную или наклонную скважину, не имеющую осложненных интервалов. При наличии осложненных интервалов непрерывный трубопровод можно спустить лишь до достижения такого интервала, вследствие большого трения о стенки скважины и малой жесткости средств доставки, поэтому далее его надо проталкивать через этот осложненный интервал.A flexible sleeveless pipe of a coiled tubing installation (continuous pipeline) can be pushed into a horizontal or deviated well until the bottom if the well does not have a large curvature, narrowing or bottom of the well is not directed upwards, i.e. into a horizontal or deviated well that does not have complicated intervals. In the presence of complicated intervals, a continuous pipeline can be lowered only until such an interval is reached, due to the large friction against the well walls and the low rigidity of the delivery vehicles, therefore, it must be pushed through this complicated interval.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения доставки геофизического оборудования в составе непрерывного трубопровода через осложненный интервал горизонтального или наклонного ствола скважины и обеспечивается спуск эксплуатационного оборудования на колонне НКТ за один спуск колонны НКТ, совмещенный с проталкиванием непрерывного трубопровода через осложненный интервал горизонтальной или наклонной скважины.The proposed invention solves the problem of ensuring the delivery of geophysical equipment as part of a continuous pipeline through the complicated interval of a horizontal or deviated wellbore and ensures the production equipment is run on the tubing string in one run of the tubing string combined with pushing the continuous pipeline through the complicated interval of a horizontal or deviated well.
На чертеже схематично показан процесс реализации предлагаемого способа.The drawing schematically shows the process of implementing the proposed method.
На устье скважины 1 с горизонтальным или наклонным стволом 2 вставляют нижний конец непрерывного трубопровода 3 в углубление 4 насадки, которая выполнена в виде конуса 5, направленного вершиной вниз.At the wellhead 1 with a horizontal or inclined shaft 2, the lower end of the continuous pipeline 3 is inserted into the nozzle recess 4, which is made in the form of a cone 5 directed downward.
Перед установкой нижнего конца непрерывного трубопровода 3 в углубление 4 определяют диаметр основания - d конуса 5 выполняют меньше внутреннего диаметра - D горизонтального или наклонного ствола 2 скважины 1 на радиус - R колонны НКТ 6. Непрерывный трубопровод 3 жестко крепят в конусе 5 концентрично. Таким образом, диаметр d конуса 5 равен:Before installing the lower end of the continuous pipeline 3 into the recess 4, the diameter of the base is determined - d of the cone 5 is smaller than the internal diameter - D of the horizontal or inclined shaft 2 of the well 1 by the radius R of the tubing string 6. The continuous pipeline 3 is rigidly fixed in the cone 5 concentrically. Thus, the diameter d of the cone 5 is equal to:
где d - диаметр основания конуса 5, мм;where d is the diameter of the base of the cone 5, mm;
D - внутренний диаметр горизонтального или наклонного ствола 2 скважины 1, мм;D is the inner diameter of a horizontal or inclined shaft 2 of the well 1, mm;
R - радиус колонны НКТ 6, мм.R is the radius of the tubing string 6, mm
В непрерывном трубопроводе 3 размещают оптико-волоконный кабель 7. Оптиковолоконный кабель 7 позволяет проводить исследования в скважине, в частности выполнять термометрию скважины.Fiber optic cable 7 is placed in the continuous pipeline 3. Fiber optic cable 7 allows research in the well, in particular, to perform well thermometry.
Непрерывный трубопровод 3 с оптико-волоконным кабелем 7 спускают в горизонтальной или наклонный ствол 2 скважину 1 до ее остановки в осложненном интервале 8 горизонтального или наклонного ствола 2 скважины 1 ввиду слабой жесткости непрерывного трубопровода 3. Осложненным интервалом 8 является участок горизонтального или наклонного ствола 2 скважины 1 ствола 2 с большой кривизной либо с сужением. После чего на устье скважины 1 снабжают колонну НКТ 6 заглушкой 9 и эксплуатационным оборудованием, например насосом (не показано) и спускают колонну НКТ 6 в скважину 1 параллельно непрерывному трубопроводу 3 до упора нижнего конца колонны НКТ 6 в торец 10 основания насадки 5.Continuous pipeline 3 with fiber optic cable 7 is lowered into the horizontal or inclined shaft 2 of the well 1 until it stops in the complicated interval 8 of the horizontal or inclined well 2 of the well 1 due to the weak stiffness of the continuous pipeline 3. The complicated interval 8 is the section of the horizontal or inclined well 2 1 trunk 2 with a large curvature or narrowing. Then, at the wellhead 1, the tubing string 6 is provided with a plug 9 and operating equipment, for example, a pump (not shown), and the tubing string 6 is lowered into the well 1 parallel to the continuous pipeline 3 until the lower end of the tubing string 6 rests in the end 10 of the nozzle base 5.
Выполнение диаметра конуса меньше внутреннего диаметра D горизонтального или наклонного ствола 2 скважины 1 на радиус R колонны НКТ исключает попадание колонны НКТ 6 в зазор между конусом 5 и внутренним диамтером горизонтального или наклонного ствола 2 скважины и обеспечивает разгрузку всего веса колонны НКТ на торец 10 конуса 5.The implementation of the diameter of the cone is less than the inner diameter D of the horizontal or inclined well 2 of the well 1 by the radius R of the tubing string eliminates the tubing string 6 from entering the gap between the cone 5 and the internal diamter of the horizontal or inclined well 2 and ensures that the entire weight of the tubing string is unloaded to the end 10 of the cone 5 .
В предлагаемом способе спуск колонны НКТ 6 осуществляется сразу с эксплуатационным оборудованием, что позволяет избежать дополнительных спуско-подъемных операций с колонной НКТ 6 и сократить продолжительность работ по реализации способа.In the proposed method, the descent of the tubing string 6 is carried out immediately with operational equipment, which avoids additional tripping operations with the tubing string 6 and reduce the duration of the implementation of the method.
Разгружают колонну НКТ 6 на конус 5, с помощью которой протягивают непрерывный трубопровод 3 до выхода их из осложненного интервала 8 скважины 1.The tubing string 6 is unloaded onto the cone 5, with the help of which a continuous pipeline 3 is pulled until they exit the complicated interval 8 of the well 1.
После чего проталкивают непрерывный трубопровод 3 с конусом 5 до забоя 11 горизонтального или наклонного ствола 2 скважины 1.Then push the continuous pipeline 3 with a cone 5 to the bottom 11 of the horizontal or inclined shaft 2 of the well 1.
Колонну НКТ 6 устанавливают (поднимают или доспускают) в заданном интервале размещения эксплуатационного оборудования в горизонтальном или наклонном стволе 2 скважины 1.The tubing string 6 is installed (lifted or retreated) in a predetermined interval for the placement of production equipment in a horizontal or inclined well 2 of a well 1.
В сравнении с прототипом в предлагаемом способе компоновка, состоящая из непрерывного трубопровода 3 и колонны НКТ 6, получает гибкость, так как нижний конец колонны НКТ 6 не закреплен к конусу (насадке) 5, а непрерывный трубопровод закреплен в конусе концентрично, что позволяет колонне НКТ 6 при протаскивании непрерывного трубопровода 3 через осложненный участок воздействовать на торец 10 конуса 5 с целью протяжки непрерывного трубопровода 3 избирательно по всему периметру кольцевого сечению торца 10 основания конуса 5. Выполнение насадки в виде конуса 5, направленного вершиной вниз, облегчает скольжение непрерывного трубопровода 3 по горизонтальному или наклонному стволу 2 скважины 1. Все это облегчает протяжку непрерывного трубопровода 3 и снижает вероятность заклинивания непрерывного трубопровода 3 в осложненном интервале 8 горизонтальном или наклонном стволе 2 скважины 1, что повышает эффективность реализации способа.Compared with the prototype in the proposed method, the layout, consisting of a continuous pipeline 3 and a tubing string 6, receives flexibility, since the lower end of the tubing string 6 is not fixed to the cone (nozzle) 5, and the continuous pipeline is mounted concentrically in the cone, which allows the tubing string 6 when dragging a continuous pipeline 3 through a complicated section to act on the end face 10 of the cone 5 to pull the continuous pipeline 3 selectively around the entire perimeter of the annular cross-section of the end face 10 of the base of the cone 5. Execution of nozzles in de cone 5, directed downward apex, facilitates sliding of the continuous pipeline 3 along the horizontal or inclined wellbore 2 of the well 1. All this facilitates the drawing of the continuous pipeline 3 and reduces the likelihood of jamming of the continuous pipeline 3 in the complicated interval 8 of the horizontal or inclined wellbore 2 of the well 1, which increases the effectiveness of the method.
В предлагаемом способе нижний конец колонны НКТ 6 не закреплен к конусу (насадке) 5, в связи с чем нет необходимости разъединения колонны НКТ 6 от непрерывного трубопровода 3 для ее последующего подъема на устье скважины, а это исключает вероятность неотсоединения колонны НКТ 6 и связанных с этим возможных повторных работ, что повышает надежность реализации способа.In the proposed method, the lower end of the tubing string 6 is not fixed to the cone (nozzle) 5, and therefore there is no need to disconnect the tubing string 6 from the continuous pipeline 3 for its subsequent rise at the wellhead, and this eliminates the possibility of non-disconnection of the tubing string 6 and associated this possible repeated work, which increases the reliability of the method.
Пример конкретного примененияCase Study
В нефтедобывающей скважине 1 (см. чертеж) обсаженным наклонным стволом 2 диаметром 168 с толщиной стенки 9 мм и длиной 715 м имеется осложненный интервал 680-700 м, представляющий собой участок окончания скважины 1, направленный вверх, препятствующий проталкиванию непрерывного трубопровода 3 до забоя 10 скважины 1. Геофизическое оборудование в виде оптико-волоконного кабеля в непрерывном трубопроводе 3 в виде гибкой безмуфтовой трубы диаметром 25 мм необходимо разместить до упора в забой 10 скважины 1 в интервале 715 м для проведения термометрии по наклонному стволу 2 скважины 1.In an oil producing well 1 (see drawing) with a cased inclined shaft 2 with a diameter of 168 with a wall thickness of 9 mm and a length of 715 m, there is a complicated interval of 680-700 m, which is a section of the end of the well 1 directed upward, preventing the continuous pipeline 3 from being pushed to the bottom 10 wells 1. Geophysical equipment in the form of fiber-optic cable in a continuous pipeline 3 in the form of a flexible sleeveless pipe with a diameter of 25 mm must be placed all the way to the bottom 10 of well 1 in the interval of 715 m for conducting thermometry the bosom of the well 2 wells 1.
Определяют диаметр d основания конуса 5, который выполняют меньше внутреннего диаметра D горизонтального ствола 2 скважины 1 на радиус - R колонны НКТ 6 диаметром 73 мм. Таким образом, подставляя значения в формулу 1, получим:Determine the diameter d of the base of the cone 5, which is smaller than the inner diameter D of the horizontal wellbore 2 of the well 1 by the radius R of the tubing string 6 with a diameter of 73 mm. Thus, substituting the values in formula 1, we obtain:
На устье скважины 1 (см. чертеж) с горизонтальным стволом 2 вставляют конец непрерывного трубопровода 3 в углубление 4 конуса 5, который выполняют концентрично и заваривают.At the wellhead 1 (see drawing) with a horizontal wellbore 2, the end of the continuous pipeline 3 is inserted into the recess 4 of the cone 5, which is concentric and welded.
В непрерывном трубопроводе 3 размещают оптико-волоконный кабель 7.In a continuous pipeline 3 is placed fiber optic cable 7.
Непрерывный трубопровод 3 с оптико-волоконным кабелем 7 спускают в горизонтальной ствол 2 скважину 1 до ее остановки в осложненном интервале 685 м наклонного ствола 2 скважины 1.A continuous pipeline 3 with an optical fiber cable 7 is lowered into the horizontal wellbore 2 of the well 1 until it stops in the complicated interval of 685 m of the inclined wellbore 2 of the well 1.
После чего на устье скважины 1 снабжают колонну НКТ 6 заглушкой 9 и эксплуатационным оборудованием, например винтовым насосом, и спускают колонну НКТ 6 в скважину 1 параллельно непрерывному трубопроводу 3 до упора нижнего конца колонны НКТ 6 в торец 10 основания конуса 5.Then, at the wellhead 1, the tubing string 6 is provided with a plug 9 and operating equipment, for example, a screw pump, and the tubing string 6 is lowered into the well 1 in parallel to the continuous pipeline 3 until the lower end of the tubing string 6 rests in the end 10 of the base of the cone 5.
Разгружают колонну НКТ 6 на конус 5, с помощью которого протягивают непрерывный трубопровод 3 до выхода их из осложненного интервала 700 м наклонного стола 2 скважины 1. Далее проталкивают непрерывный трубопровод 3 с конусом 5 до достижения забоя 11 наклонного ствола 2 скважины 1 в интервале 715 м.The tubing string 6 is unloaded onto a cone 5, with which a continuous pipeline 3 is pulled until they exit the complicated interval of 700 m of the inclined table 2 of the well 1. Next, the continuous pipeline 3 with the cone 5 is pushed until the bottom 11 of the inclined shaft 2 of the well 1 is reached in the interval of 715 m .
Далее колонну НКТ 6 перемещают обратно, так чтобы заглушка 9 колонны НКТ 6 располагалась в интервале 650 м в наклонном стволе 2 скважины 1.Next, the tubing string 6 is moved back, so that the plug 9 of the tubing string 6 is located in the range of 650 m in the inclined shaft 2 of the well 1.
Предлагаемый способ доставки оборудования в горизонтальный или наклонный ствол скважины позволяет повысить эффективность и надежность реализации способа при совместном проталкивании колонны НКТ и непрерывного трубопровода, а также сократить продолжительность работ при реализации способа.The proposed method for the delivery of equipment to a horizontal or inclined wellbore allows to increase the efficiency and reliability of the implementation of the method by jointly pushing the tubing string and a continuous pipeline, as well as to reduce the duration of work during the implementation of the method.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013158361/03A RU2552484C1 (en) | 2013-12-26 | 2013-12-26 | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013158361/03A RU2552484C1 (en) | 2013-12-26 | 2013-12-26 | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2552484C1 true RU2552484C1 (en) | 2015-06-10 |
Family
ID=53294953
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013158361/03A RU2552484C1 (en) | 2013-12-26 | 2013-12-26 | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2552484C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2833012C1 (en) * | 2024-04-03 | 2025-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Method of equipment delivery to horizontal and inclined sections of well |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4082144A (en) * | 1976-11-01 | 1978-04-04 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for running and retrieving logging instruments in highly deviated well bores |
| RU2148167C1 (en) * | 1997-12-26 | 2000-04-27 | Научно-производственная фирма "Горизонталь" | Method of geophysical instruments delivery into horizontal well |
| RU31258U1 (en) * | 2003-03-24 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Device for delivering research instruments to a horizontal well |
| RU2352753C1 (en) * | 2007-09-27 | 2009-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" | Method of delivery of equipment into required interval of well |
| RU2459926C1 (en) * | 2011-11-17 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole |
| RU134983U1 (en) * | 2013-04-30 | 2013-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | HOSE CABLE FOR DELIVERY OF GEOPHYSICAL INSTRUMENTS TO HORIZONTAL WELLS |
-
2013
- 2013-12-26 RU RU2013158361/03A patent/RU2552484C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4082144A (en) * | 1976-11-01 | 1978-04-04 | Dresser Industries, Inc. | Method and apparatus for running and retrieving logging instruments in highly deviated well bores |
| RU2148167C1 (en) * | 1997-12-26 | 2000-04-27 | Научно-производственная фирма "Горизонталь" | Method of geophysical instruments delivery into horizontal well |
| RU31258U1 (en) * | 2003-03-24 | 2003-07-27 | Открытое акционерное общество "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Device for delivering research instruments to a horizontal well |
| RU2352753C1 (en) * | 2007-09-27 | 2009-04-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Инжиниринговая компания "ИНКОМП-НЕФТЬ" | Method of delivery of equipment into required interval of well |
| RU2459926C1 (en) * | 2011-11-17 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole |
| RU134983U1 (en) * | 2013-04-30 | 2013-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научное инновационное предприятие "Дельта-Т" | HOSE CABLE FOR DELIVERY OF GEOPHYSICAL INSTRUMENTS TO HORIZONTAL WELLS |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2833012C1 (en) * | 2024-04-03 | 2025-01-13 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС ТЕХНОЛОГИИ" | Method of equipment delivery to horizontal and inclined sections of well |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10533381B2 (en) | Wet connection system for downhole equipment | |
| US20140014373A1 (en) | Low Profile Clamp for a Wellbore Tubular | |
| US20090277628A1 (en) | Electric submersible pumping sensor device and method | |
| MX2013001565A (en) | Automated controls for pump down operations. | |
| US20150129240A1 (en) | Completion Systems Including an Expansion Joint and a Wet Connect | |
| US20110000683A1 (en) | Deployment of a wireline tool | |
| AU2014210419B2 (en) | Inclined conductor device | |
| RU65963U1 (en) | GARIPOV'S Borehole Installation | |
| GB201100988D0 (en) | Method and apparatus for installing and recovering fibre optic monitoring cable from a well | |
| RU130343U1 (en) | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well | |
| RU2619605C1 (en) | Method for optical fiber cable delivery to horizontal wellbore | |
| GB2525609A (en) | Riser system with gas-lift facility | |
| CN103867172A (en) | Injection-production system and injection-production method | |
| US11099584B2 (en) | Method and apparatus for stabilizing gas/liquid flow in a vertical conduit | |
| RU2473790C1 (en) | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry | |
| RU2552484C1 (en) | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole | |
| EP2540955A1 (en) | Gas lift kickover system | |
| US9353611B2 (en) | Method and apparatus for the downhole injection of superheated steam | |
| RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
| RU2348802C2 (en) | Method of geophysical instruments moving-in to boreholes | |
| RU2459926C1 (en) | Method for equipment delivery into horizontal or directed borehole | |
| RU131075U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL | |
| RU2654301C1 (en) | Bypass system of pumping unit | |
| EP3612713B1 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
| US10329887B2 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump |