RU2494220C1 - Device for treatment and recovery of formation productivity - Google Patents
Device for treatment and recovery of formation productivity Download PDFInfo
- Publication number
- RU2494220C1 RU2494220C1 RU2012114054/03A RU2012114054A RU2494220C1 RU 2494220 C1 RU2494220 C1 RU 2494220C1 RU 2012114054/03 A RU2012114054/03 A RU 2012114054/03A RU 2012114054 A RU2012114054 A RU 2012114054A RU 2494220 C1 RU2494220 C1 RU 2494220C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- jet pump
- packer
- working
- zone
- packer zone
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны пласта и восстановления продуктивности пласта в процессе эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and is intended for the treatment of bottom-hole formation zone and restoration of reservoir productivity during well operation.
Известно устройство для освоения и обработки скважины (авторское свидетельство SU №1339236, МПК Е21В 43/27, опубл. в бюл. №35 от 23. 09.1987 г.), включающее корпус с осевым каналом и седлом под бросовый клапан, пакер, установленный на корпусе над седлом, струйный насос, смесительная камера которого сообщается с осевым каналом корпуса, и запорный элемент, при этом на наружной поверхности диффузора струйного насоса выполнен обводной канал, связывающий полость над запорным элементом со смесительной камерой, при этом запорный элемент выполнен в виде шарового обратного клапана и поршня, установленных в обводном канале с возможностью осевого перемещения и перекрытия диффузора.A device for the development and processing of a well is known (copyright certificate SU No. 1339236, IPC ЕВВ 43/27, published in bulletin No. 35 dated 23.09.1987), including a housing with an axial channel and a seat for a throttle valve, a packer installed on a housing above the seat, a jet pump, the mixing chamber of which communicates with the axial channel of the housing, and a locking element, while on the outer surface of the diffuser of the jet pump a bypass channel is made connecting the cavity above the locking element with the mixing chamber, while the locking element is made in the form of a spherical the check valve and a piston mounted in the bypass channel for axial displacement and overlapping diffuser.
Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:
- во-первых, низкая надежность работы, связанная с вероятностью заклинивания поршня в надпоршневой полости в процессе работы;- firstly, low reliability associated with the likelihood of jamming of the piston in the over-piston cavity during operation;
- во-вторых, малая эффективность очистки призабойной зоны из-за ограниченности характеристик создаваемых волн давления и недостаточной управляемости процессом;- secondly, the low efficiency of the bottom-hole cleaning due to the limited characteristics of the generated pressure waves and insufficient process control;
- в-третьих, устройство не позволяет поочередно обработать несколько пластов, в случае если скважина многопластовая (два и более продуктивных пласта).- thirdly, the device does not allow to process several layers in turn if the well is multi-layer (two or more productive layers).
Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины (патент RU №2098616, МПК Е21В 43/25, Е21В 43/27, E21B 28/00, опубл. в бюл. №34 от 10.12.1997 г.), включающее рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, работающий на энергии жидкости, поступающей из рабочей трубы, струйный насос с камерой всасывания, сообщенной с подпакерной зоной, с выходом, сообщенным с затрубным пространством, и камерой, разделенной клапаном на две части, одна из которых гидравлически соединена с рабочей трубой, а другая с подпакерной зоной, при этом вместо клапана, предотвращающего переток жидкости из рабочей трубы в подпакерную зону, установлен дифференциальный клапан, срабатывающий на определенный перепад давления, который возникает между зоной, гидравлически связанной с рабочей трубой, и подпакерной зоной, при этом дифференциальный клапан выполнен в виде установленного в цилиндре подпружиненного поршня со сквозным каналом, в котором размещен подпружиненный запорный элемент, причем дифференциальный клапан выполнен регулируемым, при этом по крайней мере одна из частей камеры снабжена перегородкой с установленным в ней дроссельным элементом, причем часть камеры, сообщенной с подпакерной зоной, снабжена обратным клапаном.The closest in technical essence is a device for processing the bottom-hole formation zone and well development (patent RU No. 2098616, IPC Е21В 43/25, Е21В 43/27, E21B 28/00, published in bulletin No. 34 dated 12/10/1997 ), including a working pipe forming an annular space with a production casing, a packer separating the annular space with a sub-packer zone, working on the energy of the liquid coming from the working pipe, a jet pump with a suction chamber in communication with the sub-packer zone, with an outlet in communication with the annular space , and the camera is divided differential valve in two parts, one of which is hydraulically connected to the working pipe, and the other with the under-packer zone, while instead of the valve that prevents the flow of fluid from the working pipe into the under-packer zone, a differential valve is installed that operates on a certain pressure drop that occurs between the zone hydraulically connected with the working tube and the under-packer zone, while the differential valve is made in the form of a spring-loaded piston installed in the cylinder with a through channel in which the spring-loaded th locking element, wherein the differential valve is adjustable, while at least one of the parts of the chamber is provided with a baffle with a throttle element installed in it, and the part of the chamber in communication with the sub-packer zone is provided with a check valve.
Недостатками данного устройства является:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что устройство не позволяет предварительно перед очисткой призабойной зоны пласта закачать в пласт химический реагент (например, кислоту) и оставить скважину на реакцию;- firstly, the low efficiency associated with the fact that the device does not allow you to pre-clean the bottom-hole formation zone to pump a chemical reagent (for example, acid) into the formation and leave the well for reaction;
- во-вторых, не позволяет поочередно обработать несколько пластов, в случае если скважина многопластовая (два и более продуктивных пласта);- secondly, it does not allow to process several layers in turn, if the well is multi-layer (two or more productive layers);
- в-третьих, низкая надежность работы устройства, связанная с нестабильным срабатыванием дифференциального клапана при резком перепаде давления.- thirdly, the low reliability of the device associated with the unstable operation of the differential valve with a sharp pressure drop.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности обработки пласта и восстановление его продуктивности, а также повышение надежности работы устройства с возможностью поочередной обработки каждого из продуктивных пластов в многопластовой скважине.An object of the invention is to increase the efficiency of processing the formation and restore its productivity, as well as improving the reliability of the device with the ability to process each of the productive formations in a multilayer well.
Поставленная техническая задача решается устройством для обработки и восстановления продуктивности пласта, включающим рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, работающий на энергии жидкости, поступающей из рабочей трубы, струйный насос с камерой всасывания, сообщенной с подпакерной зоной, с выходом, сообщенным с затрубным пространством, и камерой, разделенной клапаном на две части, одна из которых гидравлически соединена с рабочей трубой, а другая - с подпакерной зоной, регулируемый дифференциальный клапан, срабатывающий на определенный перепад давления, который возникает между зоной, гидравлически связанной с рабочей трубой, и подпакерной зоной.The stated technical problem is solved by a device for processing and restoring formation productivity, including a working pipe forming an annular space with a production string, a packer separating the annular space with a sub-packer zone, working on the energy of the liquid coming from the working pipe, and a jet pump with a suction chamber in communication with a sub-packer zone, with an outlet in communication with the annulus, and a chamber divided by the valve into two parts, one of which is hydraulically connected to the working pipe th, and the other - with the packer area, steering differential valve which is triggered at a certain pressure drop, which occurs between the zone fluidly connected to the working pipe and the area below the packer.
Новым является то, что в верхней части корпуса струйного насоса выполнен канал, сообщенный с верхним и нижним рядами сквозных отверстий, перекрытых в исходном положении кольцевой втулкой, при этом рабочая труба сообщается с подпакерной зоной скважины, а кольцевая втулка снабжена сверху посадочным седлом под сбрасываемый с устья скважины шар и закреплена в корпусе струйного насоса срезным элементом, причем в рабочем положении кольцевая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом корпуса и открытия верхнего и нижнего рядов сквозных каналов корпуса струйного насоса, при этом рабочая труба через верхний ряд сквозных отверстий сообщается с соплом струйного насоса, а приемная камера струйного насоса через нижний ряд сквозных отверстий и дифференциальный клапан сообщается с подпакерной зоной, причем в многопластовой скважине снизу к корпусу струйного насоса закрепляют хвостовик, оснащенный снаружи дополнительным пакером.New is that in the upper part of the jet pump housing there is a channel connected with the upper and lower rows of through holes blocked in the initial position by an annular sleeve, while the working pipe communicates with the under-packer zone of the well, and the annular sleeve is equipped with a seating seat on top for being discharged from the wellhead is ball and secured in the housing of the jet pump by a shear element, and in the working position the annular sleeve has the possibility of limited axial movement down to interact with the inner ring the casing protrusion and the opening of the upper and lower rows of the through channels of the jet pump housing, the working pipe through the upper row of through holes communicating with the nozzle of the jet pump, and the receiving chamber of the jet pump through the lower row of through holes and the differential valve communicates with the under-packer zone, and a multilayer well from the bottom to the body of the jet pump fix the shank, equipped with an additional packer from the outside.
На фиг.1 изображена схема устройства для обработки и восстановления продуктивности пласта для однопластовой скважины.Figure 1 shows a diagram of a device for processing and restoring reservoir productivity for a single-well borehole.
На фиг.2 изображена схема устройства для обработки и восстановления продуктивности пласта для многопластовой скважины.Figure 2 shows a diagram of a device for processing and restoring reservoir productivity for a multilayer well.
Устройство для обработки и восстановления продуктивности пласта состоит из рабочей трубы 1 (см. фиг.1), например, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), струйного насоса 2, включающего сопло 3, камеру смешения 4, диффузор 5. Пакер 6 установлен на наружной поверхности корпуса струйного насоса 2 и разделяет выход диффузора 5 с приемной камерой 7 струйного насоса 2.A device for processing and restoring formation productivity consists of a working pipe 1 (see Fig. 1), for example, a tubing string (tubing), a
Камера 8 разделена на две части дифференциальным клапаном 9 с пружиной 10 и сообщена сверху с рабочей трубой 1 каналом 11, а снизу сообщена с подпакерной зоной 12 каналом 13.The chamber 8 is divided into two parts by a differential valve 9 with a spring 10 and communicated from above with the working pipe 1 channel 11, and from below communicated with the sub-packer zone 12
В верхней части корпуса струйного насоса 2 выполнены канал 14, сообщенный с верхним 15 и нижним 16 рядами сквозных отверстий перекрытых кольцевой втулкой 17, поэтому рабочая труба 1 сообщается только с подпакерной зоной 13.In the upper part of the housing of the
Кольцевая втулка 17 снабжена сверху посадочным седлом 18 под сбрасываемый с устья скважины шар 19 и закреплена в корпусе струйного насоса 2 срезным элементом 20.The annular sleeve 17 is provided with a landing saddle 18 from above for a
Кольцевая втулка 17 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом 21 корпуса струнного насоса 2 и открытия верхнего 15 и нижнего 16 рядов сквозных каналов корпуса струйного насоса 2.The annular sleeve 17 has the possibility of limited axial movement down to interact with the inner annular protrusion 21 of the housing of the
Рабочая труба 1 через верхний ряд сквозных отверстий 15 сообщается с соплом 3 струйного насоса 2. Приемная камера 7 струйного насоса 2 через нижний ряд сквозных отверстий 16 и дифференциальный клапан 9 сообщается с подпакерной зоной 13.The working pipe 1 through the upper row of through
Кольцевая втулка 17 имеет сквозные радиальные каналы 22, перекрытые герметично корпусом струйного насоса 2 в исходном положении с возможностью их гидравлического сообщения с нижним рядом сквозных отверстий 16 корпуса струйного насоса 2.The annular sleeve 17 has a through
В многопластовой скважине (см. фиг.2) снизу к корпусу струйного насоса 2 закрепляют хвостовик 23 с дополнительным пакером 24 для того, чтобы отсечь продуктивный пласт 25 (см. фиг.1 и 2) сверху и снизу.In a multilayer well (see FIG. 2), a
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
После извлечения эксплуатационного оборудования из скважины на колонне рабочих труб 1, например, колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм спускают в скважину предлагаемой устройство.After removing the production equipment from the well on the column of working pipes 1, for example, a string of tubing with a diameter of 73 mm, is lowered into the well of the proposed device.
Производят обработку продуктивного пласта 25. Для этого в зависимости от того, сколько пластов в скважине, т.е. скважина однопластовая (см. фиг.1) или многопластовая производят компоновку устройства хвостовиком 23 (см. фиг.2) и дополнительным пакером 24 для индивидуального отсечения сверху и снизу продуктивного пласта 25 в случае многопластовой скважины. Спускают и устанавливают предложенное устройство напротив продуктивного пласта 25 (см. фиг.1 и 2), подлежащего обработке и очистке.The
Производят обработку пласта 25 любым известным химическим реагентом, например, с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 г.Чебоксары, Российская Федерация.
Для этого с помощью насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано) по рабочим трубам 1 (см. фиг.1) через канал 11 и камеру 8 дифференциального клапана 9, отжимая пружину 10 через канал 13 в подпакерную зону 12, а затем через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны производят закачку 25% соляной ингибированной кислоты в продуктивный пласт 25. После закачки расчетного объема, например в объеме 2,5 м3, 25% соляной ингибированной кислоты в продуктивный пласт 25 прекращают ее подачу в скважину и оставляют скважину на реагирование.To do this, using a pump unit (not shown in Figs. 1 and 2) through working pipes 1 (see Fig. 1) through channel 11 and chamber 8 of differential valve 9, pressing spring 10 through
По прошествии определенного времени на реакцию, например, 12 часов в колонну рабочих труб 1 сбрасывают шар 19 (см. фиг.2), который садится на посадочное седло 18 кольцевой втулки 17.After a certain time after the reaction, for example, 12 hours, a
В колонну рабочих труб 1 заполняют технологической жидкостью и создают в ней избыточное давление, достаточное для разрушения срезного элемента 20, например 6,0 МПа, при этом кольцевая втулка 17 перемещается вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом 21 корпуса струнного насоса 2, при этом происходит гидравлическое сообщение верхнего ряда сквозных каналов 15 корпуса струйного насоса 2 с внутренним пространством рабочих труб 1, а нижнего ряда сквозных каналов 16 корпуса струйного насоса 2 посредством канала 11, камеры 8, дифференциального клапана 9 с подпакерной зоной 12, при этом шар 19 находится в посадочном седле 18 кольцевой втулки 17.In the column of working tubes 1 is filled with process fluid and an excess pressure is created in it sufficient to destroy the shear element 20, for example 6.0 MPa, while the annular sleeve 17 moves downward until it interacts with the inner annular protrusion 21 of the
Далее производят очистку продуктивного пласта от продуктов реагирования в призабойной зоне продуктивного пласта 25. Для этого технологическую жидкость (жидкость промывки), в качестве которой используют, например, пресную воду с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества МЛ 81 Б в расчетном объеме, например, 1,5 (полтора) объема скважины подают в колонну рабочих труб 1.Next, the productive formation is cleaned of reaction products in the bottomhole zone of the
Жидкость промывки, достигнув струйного насоса 2 (см. фиг.1 и 2), через верхний ряд сквозных каналов 15 и канал 14 попадает в сопло 3 струйного насоса 2, далее в камеру смешения 4 и через диффузор 5 попадает в затрубное пространство 26 скважины, что сопровождается снижением давления в подпакерной зоне 12.The washing liquid, having reached the jet pump 2 (see FIGS. 1 and 2), through the upper row of through
В результате продукты реакции из продуктивного пласта 25 попадают из подпакерной зоны 12 через канал 13 в приемную камеру 7 струйного насоса 2, откуда продукты реакции (грязь, шлам и прочее) всасываются в камеру смешения 4, где происходит их смешивание с потоком жидкости промывки и далее продукты реакции, смешанные в потоке промывочной жидкости через диффузор 5, попадают в затрубное пространство 26, по которому поднимаются и сливаются в специальную емкость, например желобную емкость или амбар (на фигурах 1 и 2 не показано), при этом снижение давления может происходить до тех пор, пока не установится баланс между притоком жидкости в скважину и ее откачки из скважины струйным насосом 2 (см. фиг.1 и 2) по затрубному пространству 26.As a result, the reaction products from the
Если в процессе работы струйного насоса 2 перепад давления, определяемый как разность давления в колонне рабочих труб 1 и давления в подпакерной зоне 12, превышает определенное значение, то произойдет открытие дифференциального клапана 9, так промывочная жидкость из колонны рабочих труб 1 будет перетекать из верхнего ряда сквозных отверстий 15 через канал 14 в нижний ряд сквозных отверстий 16 и далее через канал 11 в камеру 8 и через открывшийся дифференциальный клапан 9 в подпакерную зону 12.If during the operation of the
При этом к забою скважины начнет распространяться ударная волна с давлением, равным давлению в рабочей трубе 1. После выравнивания давления в колонне рабочей трубы 1 и подпакерной зоне 12, произойдет закрытие дифференциального клапана 9 и описанный выше процесс повторяется.In this case, a shock wave with a pressure equal to the pressure in the working pipe 1 will begin to propagate to the bottom of the well. After equalizing the pressure in the column of the working pipe 1 and the under-packer zone 12, the differential valve 9 will close and the process described above will be repeated.
Дифференциальный клапан 9 выполнен шариковым, а величина его закрытия-открытия регулируется жесткостью его пружины 10, поэтому значение перепада давления, при котором срабатывает дифференциальный клапан 9, можно задавать заранее, перед спуском устройства в скважину, исходя из конкретных условий при очистке скважин, что обеспечивает гарантированное срабатывание дифференциального клапана и повышает надежность работы устройства в целом.The differential valve 9 is made ball-shaped, and the value of its closing-opening is controlled by the stiffness of its spring 10, so the differential pressure value at which the differential valve 9 is activated can be set in advance, before the device is launched into the well, based on specific conditions when cleaning wells, which ensures guaranteed operation of the differential valve and increases the reliability of the device as a whole.
Работа устройства будет сопровождаться срабатыванием дифференциального клапана 9, а значит, гидроударным воздействием на призабойную зону пласта, до тех пор, пока будет создаваться необходимый перепад давления.The operation of the device will be accompanied by the actuation of the differential valve 9, and therefore, by hydroshock impact on the bottom-hole zone of the formation, until the necessary pressure drop is created.
По окончании очистки продуктивного пласта 25 промывкой технологической жидкостью от продуктов реагирования, т.е. израсходования технологической жидкости, в полуторократном объеме скважины, как указано выше, работы останавливают, восстанавливается продуктивность пласта 25. Далее извлекают рабочую колонну труб 1 с предлагаемым устройством из скважины. После чего в скважину спускают эксплуатационное оборудование и продолжают ее дальнейшую эксплуатацию.At the end of the cleaning of the
Предложенное устройство позволяет повысить эффективность обработки пласта и восстановить продуктивность пласта, так как позволяет предварительно перед очисткой призабойной зоны пласта закачать в пласт химический реагент (например, кислоту) и оставить скважину на реакцию с последующей очисткой от продуктов реакции, грязи, шлама и прочего. Кроме того, в многопластовой скважине устройство позволяет произвести поочередную обработку и очистку каждого из продуктивных пластов.The proposed device allows to increase the efficiency of the formation treatment and to restore the productivity of the formation, as it allows you to pre-clean the bottom-hole zone of the formation to pump a chemical reagent (for example, acid) and leave the well for the reaction, followed by cleaning from reaction products, dirt, sludge and other things. In addition, in a multilayer well, the device allows for the sequential treatment and cleaning of each of the productive formations.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012114054/03A RU2494220C1 (en) | 2012-04-10 | 2012-04-10 | Device for treatment and recovery of formation productivity |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012114054/03A RU2494220C1 (en) | 2012-04-10 | 2012-04-10 | Device for treatment and recovery of formation productivity |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2494220C1 true RU2494220C1 (en) | 2013-09-27 |
Family
ID=49254071
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012114054/03A RU2494220C1 (en) | 2012-04-10 | 2012-04-10 | Device for treatment and recovery of formation productivity |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2494220C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2574443C1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for well bottom zone treatment |
RU2582144C1 (en) * | 2015-02-25 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for processing and well development |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5000264A (en) * | 1990-02-26 | 1991-03-19 | Marathon Oil Company | Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation |
RU2098616C1 (en) * | 1994-11-01 | 1997-12-10 | Сергей Григорьевич Просвиров | Device for treatment of bottom-hole formation zone and well completion |
RU2225937C1 (en) * | 2002-07-01 | 2004-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for cleaning and opening up wells |
RU76968U1 (en) * | 2008-04-18 | 2008-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION FOR TWO-LIFT COLUMN OF PIPES OF TWO LAYERS IN ONE WELL |
RU2340769C1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
-
2012
- 2012-04-10 RU RU2012114054/03A patent/RU2494220C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5000264A (en) * | 1990-02-26 | 1991-03-19 | Marathon Oil Company | Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation |
RU2098616C1 (en) * | 1994-11-01 | 1997-12-10 | Сергей Григорьевич Просвиров | Device for treatment of bottom-hole formation zone and well completion |
RU2225937C1 (en) * | 2002-07-01 | 2004-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for cleaning and opening up wells |
RU2340769C1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
RU76968U1 (en) * | 2008-04-18 | 2008-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION FOR TWO-LIFT COLUMN OF PIPES OF TWO LAYERS IN ONE WELL |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2574443C1 (en) * | 2014-12-05 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for well bottom zone treatment |
RU2582144C1 (en) * | 2015-02-25 | 2016-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for processing and well development |
RU211316U1 (en) * | 2021-11-15 | 2022-05-31 | Хамит Гарипович Абдуллин | jet pump |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20110308812A1 (en) | Artificial lift system | |
US20180221789A1 (en) | Oil and Gas Well Primary Separation Device | |
RU2618548C1 (en) | Device for cleaning bottomhole of vertical well | |
RU2550119C1 (en) | Hydraulic impact device | |
RU2488689C1 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
AU2012247456B2 (en) | Downhole cleaning system | |
RU2494220C1 (en) | Device for treatment and recovery of formation productivity | |
RU146363U1 (en) | SECTIONAL HYDRO PERFORATOR | |
RU2542999C2 (en) | Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations | |
RU2303121C2 (en) | Hydraulic percussion means for sand plug removal from well | |
RU2747495C1 (en) | Device and method for selective treatment of a productive formation | |
RU2522837C1 (en) | Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection | |
RU2446271C2 (en) | Hydraulic impact device | |
RU2374429C1 (en) | Low-permiability reservoir bottomhole cleaning device | |
RU2386796C2 (en) | Device for multiple hydroimpulsive impact on bottom-hole zone of producing formation | |
RU2721041C2 (en) | Well pumping system for liquid pumping | |
RU2569526C1 (en) | Unit for dual operation of wells | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU2568457C1 (en) | Device for treatment of bottom-hole formation zone and for well development | |
RU2585299C1 (en) | Implosion pressure generator | |
RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment | |
RU2534116C1 (en) | Method and arrangement of hydram for bottomhole formation area and well development | |
RU2157886C1 (en) | Plant for hydrodynamic stimulation of formation | |
RU2814516C1 (en) | Method and device for flushing well, treating formation and completing a well in one tripping operation | |
RU2604246C1 (en) | Device for cleaning and development of formation |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190411 |