RU2439309C1 - Oil well development device - Google Patents
Oil well development device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2439309C1 RU2439309C1 RU2010122743/03A RU2010122743A RU2439309C1 RU 2439309 C1 RU2439309 C1 RU 2439309C1 RU 2010122743/03 A RU2010122743/03 A RU 2010122743/03A RU 2010122743 A RU2010122743 A RU 2010122743A RU 2439309 C1 RU2439309 C1 RU 2439309C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- shear
- housing
- possibility
- funnel
- annular groove
- Prior art date
Links
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title claims abstract description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 abstract description 3
- 238000004904 shortening Methods 0.000 abstract 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 230000007717 exclusion Effects 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000005192 partition Methods 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000004580 weight loss Effects 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вторичного вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for the secondary opening of the reservoir and development of the well.
Известно устройство для вторичного вскрытия продуктивного пласта (МПК 8 Е21В 43/11, Е21В 43/08, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), включающее скважинный фильтр, в отверстия которого вставлены стаканы из легкообрабатываемых материалов, заполненные вязкопластичным веществом и имеющие выступающие части, и корпус с разрушающим элементом, размещенный на колонне труб, при этом разрушающий элемент имеет внутреннюю полость и выполнен в виде разрушающих сегментов, равномерно размещенных по сечению корпуса, с вогнутой разрушающей кромкой и выгнутой тыльной кромкой, при этом устройство снабжено центратором.A device for the secondary opening of the reservoir (MPK 8 Е21В 43/11, ЕВВ 43/08, published in Bulletin No. 26 of 09/20/1998) is known, including a downhole filter, into the openings of which are inserted glasses of easily processed materials filled with viscoplastic material and having protruding parts, and a housing with a destructive element located on the pipe string, while the destructive element has an internal cavity and is made in the form of destructive segments evenly spaced along the section of the body, with a concave destructive edge and a curved rear to omkoy, wherein the centering device is provided.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, оно не позволяет ускоренное освоение скважины сразу же после вторичного вскрытия пласта, поскольку не обладает пакерующим элементом, устанавливаемым над кровлей осваиваемого пласта;- firstly, it does not allow accelerated well development immediately after the secondary opening of the formation, since it does not have a packing element installed above the roof of the mastered formation;
- во-вторых, низкая надежность оборудования, связанная с тем, что возможен незапланированный срез стаканов торцами разрушающих элементов в процессе спуска оборудования или заклинивания устройства в скважине, так как срез стаканов ведется снизу вверх, что может привести к аварийной ситуации в скважине.- secondly, the low reliability of the equipment, due to the fact that an unplanned cut of glasses is possible with the ends of the destructive elements during the descent of the equipment or jamming of the device in the well, since the cut of the glasses is from the bottom up, which can lead to an emergency in the well.
Наиболее близким по технической сущности является «Способ освоения нефтяной скважины (патент RU №2199658, МПК 8 Е21В 43/25, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2003 г.), который осуществляется устройством, состоящим из штока, внутри которого в верхней части находится глухая поперечная перегородка, выше и ниже которой расположены радиальные каналы, в нижней части штока выполнен вертикально-горизонтальный направляющий паз, с наружной стороны штока в зоне радиальных каналов установлена втулка с цилиндрической выборкой внутри, верхним концом втулка выполнена с возможностью упора в пружину, которая сверху опирается на кольцевой выступ, а другим - в расширяющий конус, взаимодействующий сверху с уплотнительным элементом пакера, корпус которого соединен со штоком срезаемым элементом, предохраняющим от несанкционированного проворота их относительно друг друга, и снабжен перегородкой с продольными каналами, причем корпус пакера выполнен ступенчатым и соединен с перфорированным патрубком, на уступе соединения которых находится шаровой клапан, на нижнем конце перфорированного патрубка установлена срезающая воронка с гребенкой, расширяющий конус соединен со штоком срезаемым элементом, в корпус пакера ввернуты стопорные винты (не менее двух), свободные концы которых расположены в транспортном положении в горизонтальной части направляющих пазов.The closest in technical essence is the "Method for the development of an oil well (patent RU No. 2199658, IPC 8 ЕВВ 43/25, published in Bulletin No. 6 dated 02.27.2003), which is carried out by a device consisting of a rod inside which at the top there is a blind transverse partition, above and below which there are radial channels, a vertical-horizontal guide groove is made in the lower part of the rod, a sleeve with a cylindrical inside is installed on the outside of the rod in the area of the radial channels, the upper end of the sleeve is made with the stop in the spring, which rests on top of the annular protrusion, and the other in the expansion cone, interacting from above with the sealing element of the packer, the casing of which is connected to the stem by a shear element that protects them from unauthorized rotation relative to each other, and is equipped with a partition with longitudinal channels, moreover, the packer body is stepped and connected to a perforated nozzle, on the step of the connection of which there is a ball valve, a medium is installed on the lower end of the perforated nozzle a funnel with a comb, an expanding cone connected to the stem by a shear element, locking screws (at least two) are screwed into the packer body, the free ends of which are located in the transport position in the horizontal part of the guide grooves.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей, а также дороговизна конструкции, связанная с наличием в конструкции устройства деталей дорогих в изготовлении, таких как расширяющий конус, гребенка и т.д.;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts, as well as the high cost of the design associated with the presence in the design of the device parts expensive to manufacture, such as an expanding cone, comb, etc .;
- во-вторых, полые срезаемые заглушки падают на забой скважины, что засоряет забой, что влечет за собой дополнительные спуско-подъемные операции, например, с ловильным инструментом по удалению этих стаканов из скважины;- secondly, the hollow cut-off plugs fall on the bottom of the well, which clogs the bottom, which entails additional round-trip operations, for example, with a fishing tool to remove these glasses from the well;
- в-третьих, уплотнительная манжета может сорваться в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска и, как следствие, не герметичная посадка пакера.- thirdly, the sealing collar can break if the device is stuck in the well during the descent and, as a result, the packer is not sealed.
Задачами изобретения являются упрощение конструкции, снижение себестоимости изготовления и исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины, а также исключение негерметичной посадки пакера.The objectives of the invention are to simplify the design, reduce manufacturing costs and prevent the fall of hollow cut-off glasses on the bottom of the well, as well as the exclusion of leaking packer.
Поставленная задача решается устройством для освоения нефтяной скважины, оборудованной полыми срезаемыми заглушками, включающим шток с радиальными каналами, соединенный сверху с колонной труб, патрубок со срезной воронкой внизу, пакер, состоящий из уплотнительного элемента, ступенчатого корпуса, который жестко соединен снизу с патрубком, сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом, а изнутри зафиксирован замковым механизмом относительно штока, оснащенного на наружной поверхности втулкой, которая размещена выше уплотнительного элемента, и вставленного в корпус с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз, и седло клапана.The problem is solved by a device for the development of an oil well equipped with hollow cut-off plugs, including a rod with radial channels connected from above with a pipe string, a pipe with a shear funnel at the bottom, a packer consisting of a sealing element, a stepped housing that is rigidly connected from the bottom to the pipe, on top made with the possibility of interaction with the sealing element, and internally fixed by a locking mechanism relative to the rod, equipped on the outer surface of the sleeve, which is placed to above the sealing member, and inserted into the housing for limited axial movement downwards, and the valve seat.
Новым является то, что втулка жестко соединена со штоком и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент, который размещен снаружи штока, в корпусе изнутри выполнена кольцевая выборка, а седло клапана расположено в полом цилиндре с кольцевой проточкой на наружной поверхности, который вставлен с возможностью ограниченного перемещения вниз в шток и зафиксирован относительно него срезным элементом, при этом замковый механизм выполнен в виде шариков, вставленных в радиальные каналы штока, взаимодействующих снаружи с кольцевой выборкой корпуса, а изнутри - с полым цилиндром ниже кольцевой проточки, и выполненных с возможностью взаимодействия с кольцевой проточкой полого цилиндра при его перемещении вниз с выходом из взаимодействия с кольцевой выборкой корпуса, причем ниже срезной воронки расположен полый стакан с цанговым центратором сверху, выполненный с возможностью опоры на забой, соединенный штангой со срезной воронкой так, чтобы расстояние между нижней кромкой воронки и верхней кромкой цангового центратора было не менее диаметра заглушки.What is new is that the sleeve is rigidly connected to the stem and is supported on top of the sealing element, which is located outside the stem, an annular selection is made in the housing from the inside, and the valve seat is located in a hollow cylinder with an annular groove on the outer surface, which is inserted with the possibility of limited movement down to the rod and fixed relative to it by a shear element, while the locking mechanism is made in the form of balls inserted into the radial channels of the rod interacting externally with the ring casing sampling, and from the inside with a hollow cylinder below the annular groove, and made with the possibility of interaction with the annular groove of the hollow cylinder when moving downward with the exit from the interaction with the annular sampling of the housing, and a hollow glass with a collet centralizer on top is located below the sheath funnel, made with the possibility of relying on the face, connected by a rod with a shear funnel so that the distance between the lower edge of the funnel and the upper edge of the collet centralizer is not less than the diameter of the plug.
На фигуре 1 в продольном разрезе показано предлагаемое устройство для освоения нефтяного пласта.The figure 1 in longitudinal section shows the proposed device for the development of the oil reservoir.
На фигуре 2 изображено поперечное сечение цангового центратора.The figure 2 shows a cross section of a collet centralizer.
Устройство для освоения нефтяной скважины 1 (см. фиг.1), оборудованной полыми срезаемыми заглушками 2; 2'…2n, включает в себя шток 3 с радиальными каналами 4, соединенный сверху с колонной труб 5, например, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). На нижнем конце штока 3 установлен патрубок 6 со срезной воронкой 7 внизу.A device for the development of an oil well 1 (see figure 1), equipped with hollow cut-
На штоке 3 установлен пакер 8, состоящий из уплотнительного элемента 9 и ступенчатого корпуса 10, который жестко соединен снизу с патрубком 6, сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом 9, а изнутри зафиксирован замковым механизмом 11 относительно штока 3, оснащенного на наружной поверхности втулкой 12, которая размещена выше уплотнительного элемента 9, и вставленного в корпус 10 с возможностью ограниченного осевого перемещения вниз.A
Втулка 12 жестко соединена со штоком 3 и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент 9, который размещен снаружи штока 3.The
В корпусе 10 изнутри выполнена кольцевая выборка 13, а седло 14 клапана 15 расположено в полом цилиндре 16 с кольцевой проточкой 17 на наружной поверхности, который вставлен с возможностью ограниченного перемещения вниз в шток 3 и зафиксирован относительно него срезным элементом 18.An
Замковый механизм 19 выполнен в виде шариков, вставленных в радиальные каналы 4 штока 3, взаимодействующих снаружи с кольцевой выборкой 13 корпуса 10, а изнутри - с полым цилиндром 16 ниже кольцевой проточки 17, и выполненных с возможностью взаимодействия с кольцевой проточкой 17 полого цилиндра 16 при его перемещении вниз с выходом из взаимодействия с кольцевой выборкой 13 корпуса 10.The
Ниже срезной воронки 7 (см. фиг.1) расположен полый стакан 18 с цанговым центратором 19 (см. фиг.1 и 2) сверху, выполненный с возможностью опоры на забой (на фиг.1 и 2 не показано), соединенный штангой 20 со срезной воронкой 7 так, чтобы расстояние между нижней кромкой 21 срезной воронки 7 и верхней кромкой 22 цангового центратора 19 было не менее диаметра D полой срезаемой заглушки 2.Below the shear funnel 7 (see Fig. 1) there is a
Устройство для освоения скважины работает следующим образом.A device for well development works as follows.
На устье скважины 1 собирают компоновку устройства, как показано на фигуре 1, с условием, что при опоре устройства на забой скважины 1 пакер 8 в любом случае располагается выше верхней полой срезаемой заглушки 2.At the
В скважину устройство спускают на колонне труб 5, как показано на фигуре 1. В процессе спуска устройства находящаяся в скважине жидкость свободно перетекает снизу вверх через отверстия 23 полого стакана и сквозные каналы 24 срезной воронки 7 во внутреннее пространство колонны труб 5, заполняя его.The device is lowered into the well on the
В процессе спуска пакера 8 возможны его прихваты в скважине 1 вследствие сужения проходного сечения скважины 1, при этом конструкция пакера 8 не позволяет сорвать уплотнительный элемент 9 с устройства в случае прихвата.During the descent of the
В процессе спуска устройства в скважину 1 при его прохождении цангового центраторы 19 через полые срезаемые заглушки 2, цанговые центраторы 19 сжимаются и свободно проходят вниз, после чего цанговые центраторы 19 вновь раскрываются (см. фиг.1 и 2) и цанговые центраторы 19 вновь прижимаются к внутренним стенкам скважины 1.During the descent of the device into the
Благодаря тому, что расстояние S между нижней кромкой 21 срезной воронки 7 и верхней кромкой 22 цангового центратора 19 больше диаметра D полой срезаемой заглушки 2, последний оказывается между нижней кромкой 21 срезной воронки 7 и верхней кромкой 22 цангового центратора 19.Due to the fact that the distance S between the
Спуск колонны труб 5 продолжают и срезная воронка 7 нижней кромкой 21 упирается в головку 25 полой срезаемой заглушки 2, выступающую внутрь и производится разгрузка колонны труб 5 на полую срезаемую заглушку 2, при этом ее головка 25 по кольцевой проточке 26 срезается от полой срезаемой заглушки 2.The descent of the
Вязкопластичное вещество 27 (например, гудрон) остается в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.Viscoplastic substance 27 (for example, tar) remains in the body of the destroyed
Головка 25 полой срезаемой заглушки 2 под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 28 полого стакана 18.The
Спуск устройства продолжают и аналогичным образом разрушают полую срезаемую заглушку 2' (см. фиг.1) и все последующие полые срезаемые заглушки 2n (на фиг.1, 2 и 3 не показано), при этом головка 25' полой срезаемой заглушки 2' под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 28 полого стакана 18.The descent of the device continues and similarly destroy the hollow cut-off plug 2 '(see FIG. 1) and all subsequent hollow cut-off plugs 2 n (not shown in FIGS. 1, 2 and 3), while the head 25' of the hollow cut-off plug 2 ' under the influence of its own gravity falls into the
Срезанные головки 25; 25'…25n полых срезаемых заглушек 2; 2'…2'' падают во внутреннюю полость 28 полого стакана 18 устройства и скапливаются там, причем вязкопластичные вещества 27; 27'; … 27n остаются в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2; 2; 2'…2n, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.Cut
По окончании разрушения всех полых срезаемых заглушек 2; 2'…2n разгружают колонну труб 5 с устройством на забой скважины 1, что контролируют по потере веса на индикаторе, установленном на устье скважины 1, после чего приступают к посадке пакера 8, который в любом случае располагается выше верхней полой срезаемой заглушки 2.At the end of the destruction of all hollow cut-off
Для этого с устья скважины 1 сбрасывают клапан 15, выполненный в виде шара, который садится на седло 14 полого цилиндра 16. Доливают колонну труб 5 жидкостью и с помощью насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано) создают в ней избыточное давление, например 6 МПа, при этом сначала разрушается срезной элемент 18 и полый цилиндр 16 под действием избыточного давления перемещается вниз до упора во внутреннюю ступенчатую проточку 29 штока 3.To do this, the
В результате замковый механизм 11, выполненный в виде шариков, выпадает из кольцевой выборки 13 корпуса 10 в кольцевую проточку 17 на наружной поверхности полого цилиндра 16, а шток 3 получает возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно корпуса 10 до взаимодействия внутренней ступенчатой проточки 29 штока 3 с внутренним выступом 30 корпуса 10, при этом втулка 12 сжимает уплотнительный элемент 9 пакера 8, который расширяется радиально и герметично прижимается к внутренней стенке скважины 1.As a result, the
Далее производят освоение скважины 1 путем спуска свабирующего устройства на кабеле-канате в колонну труб 5 (на фиг.1, 2 не показано), при этом снижают уровень жидкости в колонне труб 5, при этом создается гидравлический канал перетока между пластом (на фиг.1, 2 не показано) и внутренним пространством скважины 1, вскрывая тем самым продуктивный пласт.Then, the
Вязкопластичные вещества 27; 27'; …27'' под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 28 полого стакана 18.Visco-
Свабирование по колонне труб 5 производят требуемое количество раз до появления ожидаемого притока нефти.Swabbing on the
После чего свабирующее устройство с кабель-канатом извлекают на поверхность и производят распакеровку пакера 8. Для этого приподнимают колонну труб 5, при этом уплотнительный элемент 9 пакера 8 освобождается от осевой нагрузки, создаваемой втулкой 12 и сжимаясь радиально внутрь отходит от внутренней стенки скважины 1, в результате чего происходит разгерметизация пакера 8, шток 3 перемещается вверх относительно корпуса и занимает первоначальное положение (см. фиг.1).After that, the swabbing device with the cable rope is removed to the surface and the
Далее устройство извлекают на поверхность, а скважину 1 оснащают глубиннонасосным оборудованием (на фиг.1, 2 не показано).Next, the device is removed to the surface, and the
Устройство для освоения нефтяной скважины имеет простую конструкцию и стоимость, поскольку не имеет сложных деталей в изготовлении, а исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины позволяет избежать дополнительных спуско-подъемных операций по их удалению (извлечению) с забоя скважины. Кроме того, возможность предварительно отключать межтрубное пространство пакером позволяет ускорить процесс освоения нефтяной скважины, а конструкция уплотнительной манжеты исключает ее повреждение в процессе спуска устройства в скважину, что гарантирует герметичную посадку пакера.The device for the development of an oil well has a simple design and cost, since it does not have complex parts to manufacture, and the exclusion of falling hollow sheared cups on the bottom of the well avoids additional tripping operations to remove (remove) them from the bottom of the well. In addition, the ability to pre-disconnect the annular space by the packer allows you to accelerate the process of developing an oil well, and the design of the sealing sleeve prevents its damage during the descent of the device into the well, which ensures a tight fit of the packer.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010122743/03A RU2439309C1 (en) | 2010-06-03 | 2010-06-03 | Oil well development device |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010122743/03A RU2439309C1 (en) | 2010-06-03 | 2010-06-03 | Oil well development device |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2439309C1 true RU2439309C1 (en) | 2012-01-10 |
Family
ID=45784125
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010122743/03A RU2439309C1 (en) | 2010-06-03 | 2010-06-03 | Oil well development device |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2439309C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2540728C2 (en) * | 2013-11-21 | 2015-02-10 | Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Сибирский Федеральный Университет" | Pig |
| CN104989318A (en) * | 2015-05-22 | 2015-10-21 | 燕山大学 | Sand draining packer |
| RU2568617C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for simulated operation of horizontal well |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3712656A (en) * | 1971-03-15 | 1973-01-23 | W Godshall | Locking device for sliding closure |
| SU1160010A1 (en) * | 1983-10-19 | 1985-06-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Arrangement for opening-up producing formations |
| SU1716108A1 (en) * | 1989-06-14 | 1992-02-28 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Hydraulic hammer for bottomhole treatment |
| SU1754886A1 (en) * | 1989-04-06 | 1992-08-15 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Drilling-in method |
| RU2108447C1 (en) * | 1995-12-20 | 1998-04-10 | Габдуллин Рафагат Габделвалеевич | Method for development of oil deposit |
| RU2131023C1 (en) * | 1998-02-17 | 1999-05-27 | Шлеин Геннадий Андреевич | Method of well completion, research and stimulation of oil-gas inflows and device for its embodiment |
| RU2199658C2 (en) * | 2001-04-23 | 2003-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Technique of completion of oil well |
| RU2312981C2 (en) * | 2005-11-28 | 2007-12-20 | Равиль Фатыхович Гайсин | Method for reservoir penetration and treatment |
-
2010
- 2010-06-03 RU RU2010122743/03A patent/RU2439309C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3712656A (en) * | 1971-03-15 | 1973-01-23 | W Godshall | Locking device for sliding closure |
| SU1160010A1 (en) * | 1983-10-19 | 1985-06-07 | Татарский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности | Arrangement for opening-up producing formations |
| SU1754886A1 (en) * | 1989-04-06 | 1992-08-15 | Всесоюзный нефтяной научно-исследовательский институт по технике безопасности | Drilling-in method |
| SU1716108A1 (en) * | 1989-06-14 | 1992-02-28 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Hydraulic hammer for bottomhole treatment |
| RU2108447C1 (en) * | 1995-12-20 | 1998-04-10 | Габдуллин Рафагат Габделвалеевич | Method for development of oil deposit |
| RU2131023C1 (en) * | 1998-02-17 | 1999-05-27 | Шлеин Геннадий Андреевич | Method of well completion, research and stimulation of oil-gas inflows and device for its embodiment |
| RU2199658C2 (en) * | 2001-04-23 | 2003-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Technique of completion of oil well |
| RU2312981C2 (en) * | 2005-11-28 | 2007-12-20 | Равиль Фатыхович Гайсин | Method for reservoir penetration and treatment |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2540728C2 (en) * | 2013-11-21 | 2015-02-10 | Федеральное Государственное Автономное Образовательное Учреждение Высшего Профессионального Образования "Сибирский Федеральный Университет" | Pig |
| RU2568617C1 (en) * | 2014-11-25 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for simulated operation of horizontal well |
| CN104989318A (en) * | 2015-05-22 | 2015-10-21 | 燕山大学 | Sand draining packer |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104011320B (en) | Downhole bridge plug running tool | |
| RU2362002C1 (en) | Core sampler | |
| RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
| RU2447256C1 (en) | Bridge plug | |
| RU2595122C1 (en) | Method for cementing shank in well and device therefor | |
| US10472925B2 (en) | Well tool device with actuation device in through opening of frangible disc | |
| RU2439309C1 (en) | Oil well development device | |
| RU164723U1 (en) | PACKER DRILLED | |
| RU2446281C1 (en) | Oil well development device | |
| RU2343272C2 (en) | Cementing valve of casing string | |
| RU2568615C1 (en) | Reservoir cleaning and completion device | |
| RU2431734C1 (en) | Device for development of reservoirs in well | |
| RU2455451C1 (en) | Device to cement tail in well | |
| RU2259466C1 (en) | Packer plug | |
| RU2613405C1 (en) | Device for interval formation treatment in open horizontal shaft of well | |
| RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
| RU2398957C1 (en) | Facility for operation and clean-up of well | |
| RU2584428C1 (en) | Device for stage cementing of casing strings | |
| RU52607U1 (en) | HYDROMECHANICAL PACKER | |
| RU2425946C1 (en) | Bore-hole disconnector | |
| RU2687834C1 (en) | Column shoe | |
| RU2305173C2 (en) | Method and device for production string sealing during sandy well flushing | |
| RU2434121C1 (en) | Device for payout bed secondary exposure | |
| RU2421601C1 (en) | Packer-plug | |
| RU2749664C1 (en) | Well wall sealing device |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160604 |