EA027865B1 - Well perforation and formation hydrofracturing device - Google Patents
Well perforation and formation hydrofracturing device Download PDFInfo
- Publication number
- EA027865B1 EA027865B1 EA201600572A EA201600572A EA027865B1 EA 027865 B1 EA027865 B1 EA 027865B1 EA 201600572 A EA201600572 A EA 201600572A EA 201600572 A EA201600572 A EA 201600572A EA 027865 B1 EA027865 B1 EA 027865B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- implosion chamber
- wedge
- punch
- well
- punchers
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, к области бурения и эксплуатации скважин, а именно к устройствам для вторичного вскрытия и гидроразрыва призабойной зоны пласта в нефтегазовых скважинах.The invention relates to the oil and gas industry, to the field of drilling and operation of wells, and in particular to devices for the secondary opening and hydraulic fracturing of the bottomhole formation zone in oil and gas wells.
Широко известны устанавливаемые на геофизическом кабеле устройства кумулятивной перфорации и обработки призабойной зоны пласта методом имплозии (КИ 2211313, 27.08.2003; КИ 3131512, 10.06.1999; КИ 2072421, 27.01.1997). Недостаток всех указанных устройств заключается в том, что вскрытие и последующая обработка призабойной зоны пласта (ПЗП) отдельного интервала в скважине осуществляется только один раз, так как после каждого цикла обработки требуется замена элементов устройства. Устройства имеют техническую ограниченность по применению в сочетании с иными перфораторами, за исключением кумулятивных (взрывных) перфораторов, существенным недостатком которых является высокая опасность их использования в нефтяных и газовых скважинах.The devices of cumulative perforation and formation bottom hole treatment using the implosion method (KI 2211313, 08/27/2003; KI 3131512, 06/10/1999; KI 2072421, 01/27/1997) are widely known installed on the geophysical cable. The disadvantage of all of these devices is that the opening and subsequent processing of the bottom-hole formation zone (PZP) of an individual interval in the well is carried out only once, since after each treatment cycle it is necessary to replace the elements of the device. The devices have technical limitations in use in combination with other perforators, with the exception of cumulative (explosive) perforators, a significant drawback of which is the high risk of their use in oil and gas wells.
Также известно устройство для создания перфорационных каналов в скважине, устанавливаемое на колонне насосно-компрессорных труб, включающее корпус, клин с пазом, гидроцилиндр и по меньшей мере один рабочий орган с гидромониторным каналом, размещенным в пазу опоры и клина с возможностью радиального возвратно-поступательного перемещения, при этом клин установлен над поршнем гидроцилиндра, на котором закреплена опора рабочего органа, а подпоршневая полость сообщена посредством трубок с гидромониторным каналом рабочего органа и надклиновой полостью подачи рабочей жидкости (патент на изобретение КИ № 2521427, опубл. 27.06.2014).Also known is a device for creating perforation channels in a well, mounted on a tubing string, including a housing, a wedge with a groove, a hydraulic cylinder and at least one working body with a hydraulic monitor channel placed in the support groove and the wedge with the possibility of radial reciprocating movement while the wedge is mounted above the piston of the hydraulic cylinder, on which the support of the working body is fixed, and the piston cavity is communicated by means of tubes with a hydraulic monitor channel of the working body and nadklin howling cavity of the supply of working fluid (patent for invention KI No. 2521427, publ. 06.27.2014).
Наиболее близким техническим решением, выбранным заявителем в качестве прототипа, является устройство для гидромеханической перфорации скважин и гидроимпульсной обработки продуктивных пластов, в котором используется импульс гидроудара, создаваемый имплозионной камерой. Устройство содержит устанавливаемый в скважине и взаимодействующий с колонной насосно-компрессорных труб гидромеханический прокалывающий перфоратор, в корпусе которого установлен по меньшей мере один пробойник, выполненный с возможностью перемещения в радиальном направлении под воздействием давления рабочей жидкости, пробойник снабжен гидромониторным каналом с запорным клапаном, при этом в верхней части корпуса перфоратора установлен гидропривод, выполненный в виде имплозионной камеры (цилиндра), внутри которой имеет возможность перемещаться плунжер, в устройстве имеется переточный канал, верхняя часть имплозионной камеры выполнена с расширением (ЕА № 2013301096 (А1), 30.04.2015).The closest technical solution, selected by the applicant as a prototype, is a device for hydromechanical perforation of wells and hydro-pulse treatment of productive formations, in which the pulse of hydraulic shock created by the implosion chamber is used. The device comprises a hydromechanical piercing punch installed in the well and interacting with the tubing string, in which at least one punch is installed, made with the possibility of moving in the radial direction under the influence of the working fluid pressure, the punch is equipped with a hydraulic monitor channel with a shut-off valve, while a hydraulic actuator is installed in the upper part of the perforator body, made in the form of an implosion chamber (cylinder), inside of which it has the opportunity move the plunger, the device has a transfer channel, the upper part of the implosion chamber is made with the extension (EA No. 2013301096 (A1), 04/30/2015).
К недостаткам прототипа следует отнести то, что конструкция устройства не позволяет сформировать качественные флюидопроводящие каналы в призабойной зоне пласта (ПЗП) в связи с тем, что создание депрессии на пласт для извлечения из него кольматанта осуществляется один раз. Кроме того, для концентрации импульса гидроудара при создании репрессии на ПЗП, используется отдельный узел - пакер или пакеры, которые усложняют конструкцию устройства.The disadvantages of the prototype include the fact that the design of the device does not allow the formation of high-quality fluid-conducting channels in the bottom-hole zone of the formation (PZP) due to the fact that the creation of depression on the formation to extract from it is carried out once. In addition, to concentrate the impulse of hydroblow when creating repression on the PZP, a separate unit is used - a packer or packers, which complicate the design of the device.
Техническая задача изобретения заключается в улучшении фильтрационных свойств ПЗП и упрощении конструкции устройства.The technical task of the invention is to improve the filtration properties of the PPP and simplify the design of the device.
Достигаемый технический результат - создание депрессии на ПЗП более одного раза.Achievable technical result - the creation of depression on the PPP more than once.
Техническая задача достигается тем, что устройство для перфорации скважин и гидроразрыва пласта содержит устанавливаемый в скважине и взаимодействующий с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) гидромеханический прокалывающий перфоратор по меньшей мере с одним пробойником, снабженным по меньшей мере одним каналом, в верхней части перфоратора установлена имплозионная камера, выполненная в виде цилиндра с расширением в верхней части, внутри которой размещен плунжер с возможностью его перемещения. Особенностью заявляемого устройства является то, что дополнительно имплозионная камера имеет расширение в нижней части, вверху и внизу имплозионной камеры размещены запорные клапаны, плунжер соединен штоком со штангами, расположенными внутри колонны НКТ, перфоратор представляет собой клин, жестко связанный с имплозионной камерой и снабженный переточным каналом, в нижней части клина имеется опора в виде скважинного якоря, по меньшей мере один пробойник установлен на опоре и имеет возможность перемещения по рабочей плоскости клина до совмещения переточного канала клина с гидромониторным каналом пробойника.The technical problem is achieved by the fact that the device for well perforation and hydraulic fracturing comprises a hydromechanical piercing punch installed in the well and interacting with the tubing string (tubing) with at least one punch equipped with at least one channel in the upper part of the punch an implosion chamber made in the form of a cylinder with an extension in the upper part, inside which a plunger is placed with the possibility of its movement. A feature of the claimed device is that additionally the implosion chamber has an expansion in the lower part, shut-off valves are placed at the top and bottom of the implosion chamber, the plunger is connected by a rod to rods located inside the tubing string, the perforator is a wedge rigidly connected to the implosion chamber and equipped with a transfer channel , in the lower part of the wedge there is a support in the form of a downhole anchor, at least one punch is mounted on the support and has the ability to move along the working plane of the wedge to receiving the overflow channel with the wedge punch jetting channel.
На основании пробойника может быть расположен уплотнительный элемент.A sealing element may be located at the base of the punch.
Заявляемый перфоратор позволяет использовать основание пробойника для концентрации импульса гидроудара.The inventive punch allows you to use the base of the punch for the concentration of the pulse of water hammer.
Сравнение заявляемого технического решения с прототипом показывает, что оно отличается следующими признаками:Comparison of the claimed technical solution with the prototype shows that it differs in the following features:
дополнительно имплозионная камера имеет расширение в нижней части; вверху и внизу имплозионной камеры размещены запорные клапаны; плунжер соединен штоком со штангами, расположенными внутри колонны НКТ; перфоратор представляет собой клин;additionally, the implosion chamber has an extension in the lower part; at the top and bottom of the implosion chamber there are shut-off valves; the plunger is connected by a rod with rods located inside the tubing string; the punch is a wedge;
клин жестко связан с имплозионной камерой и снабжен переточным каналом; в нижней части клина имеется опора, выполненная в виде скважинного якоря;the wedge is rigidly connected with the implosion chamber and is equipped with a transfer channel; in the lower part of the wedge there is a support made in the form of a downhole anchor;
по меньшей мере один пробойник установлен на опоре и имеет возможность перемещения по рабочей плоскости клина до совмещения переточного канала клина с гидромониторным каналом пробойника;at least one punch is mounted on a support and has the ability to move along the working plane of the wedge until the overflow channel of the wedge is combined with the hydraulic monitor channel of the punch;
- 1 027865 на основании пробойника расположен уплотнительный элемент.- 1 027865 at the base of the punch is a sealing element.
Поэтому можно предположить, что заявляемое техническое решение соответствует критерию новизна.Therefore, we can assume that the claimed technical solution meets the criterion of novelty.
Заявляемое устройство может быть выполнено на стандартном оборудовании с использованием известных технологических процессов, поэтому оно соответствует критерию промышленная применимость.The inventive device can be performed on standard equipment using known technological processes, therefore, it meets the criterion of industrial applicability.
Производительность устройства в эксплуатации повышается за счет использования жестко соединенного со штангами штока, на котором размещен плунжер с возможностью его осевого перемещения вверх и вниз вдоль оси имплозионной камеры. Выполнение запорных клапанов с двух сторон имплозионной камеры позволяют создавать разряжение над и под плунжером, что приводит к возникновению депрессии и репрессии в ПЗП. Простота заявляемой конструкции устройства не требует использования пакеров для концентрации импульса гидроудара для гидроразрыва пласта. Указанная концентрация импульса гидроудара достигается за счет эффекта расклинивания пробойников размещенных на рабочих плоскостях клина перфоратора, что позволяет герметизировать зазор между основанием пробойников и внутренней стенкой обсадной колонны. Выполнение опоры для пробойников в виде скважинного якоря фиксирует ее от осевого перемещения вниз скважины, что позволяет использовать вес подвески НКТ для перфорации обсадной колонны.The performance of the device in operation is increased due to the use of a rod rigidly connected to the rods, on which the plunger is placed with the possibility of its axial movement up and down along the axis of the implosion chamber. The implementation of shut-off valves on both sides of the implosion chamber allows you to create a vacuum above and below the plunger, which leads to depression and repression in the PPP. The simplicity of the claimed design of the device does not require the use of packers for the concentration of the pulse of hydraulic shock for hydraulic fracturing. The indicated impulse concentration of water hammer is achieved due to the effect of wedging of the punches located on the working planes of the perforator wedge, which allows sealing the gap between the base of the punches and the inner wall of the casing. The implementation of the support for punch in the form of a borehole anchor fixes it from the axial downward movement of the well, which allows you to use the weight of the tubing suspension to perforate the casing.
При проведении патентно-информационных исследований заявляемая совокупность признаков выявлена не была, а достигаемый технический результат является неочевидным. Это позволяет сделать вывод о том, что заявляемое техническое решение соответствует критерию изобретательский уровень.When conducting patent information research, the claimed combination of features was not identified, and the achieved technical result is not obvious. This allows us to conclude that the claimed technical solution meets the criterion of inventive step.
Перфоратор может иметь один пробойник, взаимодействующий с одной рабочей поверхностью клина.The perforator may have one punch interacting with one working surface of the wedge.
На фигурах схематично изображен перфоратор с двумя пробойниками.The figures schematically depict a hammer with two punches.
На фиг. 1 изображен общий вид устройства в транспортном положении.In FIG. 1 shows a General view of the device in transport position.
На фиг. 2 изображен общий вид устройства при создании репрессии на пласт.In FIG. 2 shows a General view of the device when creating repression on the reservoir.
На фиг. 3 изображен общий вид устройства при создании депрессии на пласт.In FIG. 3 shows a general view of the device when creating depression on the formation.
На фиг. 4 изображен уплотнительный элемент на основании пробойника.In FIG. 4 shows the sealing element on the base of the punch.
Заявляемое устройство содержит соединенную с колонной НКТ, имплозионную камеру 1 многоразового действия, выполненную в виде цилиндра, имеющую расширение 2 в ее верхней части и расширение 3 в ее нижней части. В имплозионной камере 1 размещен плунжер 4, соединенный со штоком 5, взаимодействующий со штангами 6. На штоке 5 размещен запорный клапан 7, устанавливаемый в посадочное седло 8, выполненное между НКТ и расширением 2 в верхней части имплозионной камеры 1. К нижней части имплозионной камеры 1 присоединен клин 9 перфоратора, между которыми установлен запорный клапан 10 и выполнены переточные каналы 11. На рабочих плоскостях клина 9, через соединение ласточкин хвост либо Т образное соединение, размещены пробойники 12, которые установлены в пазах опоры 13, выполненной в виде скважинного якоря, плашки 14 которого фиксируют ее перемещение вниз скважины, после контакта их с внутренней стенкой обсадной колонны 15. В пробойниках 12 выполнен по меньшей мере один канат 16. На поверхности основания пробойников 12, для лучшей герметичности, могут быть выполнены уплотнительные элементы 17, например, из полиуретана, резины и т.д. (фиг. 4).The inventive device contains connected to the tubing string, an implosion chamber 1 of reusable action, made in the form of a cylinder, having an extension 2 in its upper part and an extension 3 in its lower part. In the implosion chamber 1 there is a plunger 4 connected to the rod 5, interacting with the rods 6. On the rod 5 there is a shut-off valve 7 installed in the landing seat 8, made between the tubing and the extension 2 in the upper part of the implosion chamber 1. To the lower part of the implosion chamber 1, a wedge 9 of a perforator is connected, between which a shut-off valve 10 is installed and transfer channels 11 are made. On the working planes of the wedge 9, through the dovetail or T-shaped connection, punches 12 are installed, which are installed in the support grooves 13, made in the form of a borehole anchor, the dies 14 of which fix its downward movement of the borehole after their contact with the inner wall of the casing 15. At least 12 rope is made in the punching holes 16. On the base surface of the punching holes 12, for better tightness, there can be sealing elements 17 are made, for example, of polyurethane, rubber, etc. (Fig. 4).
Работа устройства осуществляется следующим образом.The operation of the device is as follows.
Устройство на колонне НКТ спускают в скважину к заданному интервалу перфорации и обработки ПЗП, затем внутреннюю полость НКТ и имплозионной камеры 1 заполняют рабочей жидкостью (кислотные растворы, углеводородные растворители, проппант и т.д.). После чего, в нижнюю часть имплозионной камеры 1 на штоке 5, закрепленном со штангами 6, спускают плунжер 4. Запорный клапан 7, размещенный на штоке 5, садится в посадочное седло 8. Известным способом устанавливают якорь опоры 13, плашки 14 которого, взаимодействуя с внутренней стенкой обсадной колонны 15, фиксируют осевое перемещение опоры 13 вниз скважины. Затем освобождают подвеску колонны НКТ, вес которой, составляя десятки тон, воздействует на клин 9, перемещая его вниз. При перемещении клина 9, пробойники 12, скользят по его рабочим плоскостям от острия к основанию и радиально по пазам опоры 13, прокалывают обсадную колонну 15. При этом переточные каналы 11 клина 9 и каналы 16 пробойников 12 совмещаются. После чего плунжер 4 начинают перемещать вверх, создавая разряжение в его бесштоковой полости, так как приток скважинной жидкости перекрыт запорным клапаном 10. Как только плунжер 4 входит в расширение 2 имплозионной камеры 1, он, упираясь, открывает клапан 7 и под действием перепада давления над и под плунжером 4, рабочая жидкость устремляется вниз. При этом перепад давления ускоряет поток жидкости и при встрече ее с запорным клапаном К). Указанный поток жидкости обладает высокой скоростью и значительным ударным импульсом (кинетическая энергия падающего столба жидкости переходит в энергию гидроудара и достигает значений в сотни атмосфер). В результате этого запорный клапан 10 открывается и жидкость через каналы 11 и 16 с большой скоростью, устремляется в заколонное пространство, а основание пробойников 12 блокирует рассеивание импульса гидроудара от его выхода в ствол скважины и происходит гидроразрыв пласта. Затем плунжер 4 перемещают вниз, запорный клапан 7 садится в посадочное седло 8, перекрывая тем самым приток жидкости из НКТ,The device on the tubing string is lowered into the well to a predetermined interval of perforation and processing of the PPP, then the internal cavity of the tubing and the implosion chamber 1 is filled with working fluid (acid solutions, hydrocarbon solvents, proppant, etc.). Then, in the lower part of the implosion chamber 1 on the rod 5, fixed with rods 6, the plunger 4 is lowered. The shutoff valve 7, located on the rod 5, sits in the landing seat 8. In a known manner, the anchor of the support 13, the dies 14 of which, interacting with the inner wall of the casing 15, fix the axial movement of the support 13 down the well. Then release the suspension of the tubing string, the weight of which, amounting to tens of tons, acts on the wedge 9, moving it down. When moving the wedge 9, the punch 12, slide along its working planes from the tip to the base and radially along the grooves of the support 13, pierce the casing 15. At the same time, the overflow channels 11 of the wedge 9 and the channels 16 of the punch 12 are combined. After that, the plunger 4 begin to move upward, creating a vacuum in its rodless cavity, since the inflow of the borehole fluid is blocked by the shut-off valve 10. As soon as the plunger 4 enters the expansion 2 of the implosion chamber 1, it rests against the opening of the valve 7 and, under the action of a differential pressure above and under the plunger 4, the working fluid rushes down. In this case, the pressure drop accelerates the flow of fluid and when it meets the shut-off valve K). The specified fluid flow has a high speed and a significant shock impulse (the kinetic energy of the falling liquid column passes into the energy of hydroshock and reaches values of hundreds of atmospheres). As a result of this, the shut-off valve 10 opens and the fluid flows through the channels 11 and 16 at a high speed, rushes into the annulus, and the base of the punch 12 blocks the dispersion of the hydraulic shock pulse from its exit into the wellbore and hydraulic fracturing occurs. Then the plunger 4 is moved down, the shutoff valve 7 sits in the landing seat 8, thereby blocking the flow of fluid from the tubing,
- 2 027865 и в штоковой полости плунжера 4 создается разряжение. Как только плунжер входит в расширение 3 имплозионной камеры 1, он, отжимая, открывает запорный клапан 10 и пластовая жидкость вместе с кольматантом устремляется в имплозионную камеру 1 и в полость НКТ. Затем циклы по обработке ПЗП, в данном интервале, создавая репрессию и депрессию, повторяют необходимое количество раз (осуществляя, так называемый, эффект ватуза). После обработки данного интервала устройство на НКТ перемещают вверх для перфорации и обработки ПЗП в следующем интервале. При этом пробойники 12, смещаясь от основания к острию клина 9 за счет их жесткого соединения с его рабочими плоскостями, извлекаются из колонны 15, занимая исходное, транспортное положение. Плашки 14 при перемещении устройства вверх скользят по внутренней поверхности обсадной короны 15. При достижении пробойниками 12 следующего интервала перфорации и обработки ПЗП, НКТ опускают вниз. При этом плашки 14 якоря фиксируют опору от ее перемещения вниз и цикл повторяют. По окончании перфорации и обработки всех интервалов заявляемое устройство извлекают из скважины.- 2 027865 and in the rod cavity of the plunger 4 creates a vacuum. As soon as the plunger enters the expansion 3 of the implosion chamber 1, it squeezes open the shutoff valve 10 and the formation fluid, together with the co-fluid, flows into the implosion chamber 1 and into the tubing cavity. Then the cycles for processing PZP, in this interval, creating repression and depression, are repeated as many times as necessary (realizing the so-called effect of cotton wool). After processing this interval, the device on the tubing is moved up to perforate and process the PPP in the next interval. In this case, the punches 12, shifting from the base to the tip of the wedge 9 due to their rigid connection with its working planes, are removed from the column 15, occupying the initial, transport position. When moving the device upward, the dies 14 slide along the inner surface of the casing 15. When the punchers 12 reach the next perforation and processing zone, the tubing is lowered down. In this case, the dies 14 of the anchor fix the support from its movement down and the cycle is repeated. At the end of the perforation and processing of all intervals, the inventive device is removed from the well.
Простая конструкция заявляемого устройства позволяет улучшить фильтрационные свойства пласта за счет создания депрессии на его призабойную зону любое необходимое количество раз, а также исключить использования пакеров, для обеспечения концентрации импульса гидроудара при гидроразрыве пласта.The simple design of the claimed device allows to improve the filtration properties of the formation by creating a depression on its bottomhole zone any necessary number of times, and also to eliminate the use of packers to ensure the concentration of the shock pulse during hydraulic fracturing.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201600572A EA027865B1 (en) | 2016-08-18 | 2016-08-18 | Well perforation and formation hydrofracturing device |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| EA201600572A EA027865B1 (en) | 2016-08-18 | 2016-08-18 | Well perforation and formation hydrofracturing device |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA201600572A1 EA201600572A1 (en) | 2017-07-31 |
| EA027865B1 true EA027865B1 (en) | 2017-09-29 |
Family
ID=59383878
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA201600572A EA027865B1 (en) | 2016-08-18 | 2016-08-18 | Well perforation and formation hydrofracturing device |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| EA (1) | EA027865B1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2735225C2 (en) * | 2018-07-13 | 2020-10-28 | Кардымон Дмитрий Викторович | Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation |
| RU2748550C2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-05-26 | Салават Анатольевич Кузяев | Device for repairing oil /or gas wells (versions) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3712378A (en) * | 1971-10-01 | 1973-01-23 | Shell Oil Co | Wire line method and apparatus for cleaning well perforations |
| RU2229016C2 (en) * | 2002-04-24 | 2004-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for secondary opening and creating depression upon a layer |
| RU2376455C2 (en) * | 2007-11-09 | 2009-12-20 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution, pressure impulse generator |
| RU120997U1 (en) * | 2012-02-10 | 2012-10-10 | Леонид Владимирович Кузик | DEVICE FOR REPEATED IMPLOSION |
| EA201301096A1 (en) * | 2013-10-07 | 2015-04-30 | Эльмир Саттарович Кузяев | DEVICE FOR HYDROMECHANICAL PERFORATION OF WELLS AND TREATMENT OF FOR-WELDED ZONE OF THE LAYER (OPTIONS) |
-
2016
- 2016-08-18 EA EA201600572A patent/EA027865B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3712378A (en) * | 1971-10-01 | 1973-01-23 | Shell Oil Co | Wire line method and apparatus for cleaning well perforations |
| RU2229016C2 (en) * | 2002-04-24 | 2004-05-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for secondary opening and creating depression upon a layer |
| RU2376455C2 (en) * | 2007-11-09 | 2009-12-20 | Закрытое акционерное общество "РЕНФОРС" | Method of chemical reagent impulsive implosion bottom hole treatment, equipment for its execution, pressure impulse generator |
| RU120997U1 (en) * | 2012-02-10 | 2012-10-10 | Леонид Владимирович Кузик | DEVICE FOR REPEATED IMPLOSION |
| EA201301096A1 (en) * | 2013-10-07 | 2015-04-30 | Эльмир Саттарович Кузяев | DEVICE FOR HYDROMECHANICAL PERFORATION OF WELLS AND TREATMENT OF FOR-WELDED ZONE OF THE LAYER (OPTIONS) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2735225C2 (en) * | 2018-07-13 | 2020-10-28 | Кардымон Дмитрий Викторович | Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation |
| RU2748550C2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-05-26 | Салават Анатольевич Кузяев | Device for repairing oil /or gas wells (versions) |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EA201600572A1 (en) | 2017-07-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10655438B2 (en) | Downhole perforating tools and methods | |
| RU185859U1 (en) | DEVICE FOR CARRYING OUT A MULTI-STAGE HYDRAULIC GROUND RIG (MHF) FOR ONE LIFT-LIFTING OPERATION | |
| RU2667171C1 (en) | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) | |
| CA3159589A1 (en) | Method for treating intervals of a producing formation | |
| EA027865B1 (en) | Well perforation and formation hydrofracturing device | |
| RU2403380C1 (en) | Device for development of perforation channels of deep penetration in oil and gas wells | |
| RU146363U1 (en) | SECTIONAL HYDRO PERFORATOR | |
| RU2533514C1 (en) | Slot perforator | |
| EA025373B1 (en) | Device for hydromechanical well perforation and treatment of bottom-hole formation zone | |
| RU2612702C1 (en) | Method of hydromechanical punching of wells on depression | |
| RU156338U1 (en) | DEVICE FOR CREATING PERFORATION CHANNELS IN A WELL | |
| RU2736078C1 (en) | Method of selective treatment of productive formation, device for its implementation and hydraulic fracturing unit | |
| RU2735225C9 (en) | Device and method for multi-stage hydraulic fracturing (mshf) per one round-trip operation | |
| US10316630B2 (en) | Hydrocarbon extraction tool and pump assemblies | |
| EA028831B1 (en) | Device for perforation of wells and mud-pulse treatment of the bottomhole formation zone | |
| EA030269B1 (en) | Hydro-pilse formation treatment device | |
| RU2539087C2 (en) | Downhole pulsator | |
| RU222429U1 (en) | Device for creating perforation channels in a well | |
| RU2534116C1 (en) | Method and arrangement of hydram for bottomhole formation area and well development | |
| RU2316644C2 (en) | Mechanical-hydraulic perforator | |
| RU87456U1 (en) | DEVICE FOR CREATING DEEP PENETRATION PERFORMANCE CHANNELS IN OIL AND GAS WELLS | |
| RU159579U1 (en) | VALVE FOR ALIGNING PRESSURE IN WELL EQUIPMENT | |
| EA034942B1 (en) | Unilateral well perforator | |
| EA028674B1 (en) | Device for perforation of the well and treatment of the bottomhole formation zone (variants) | |
| RU2598616C1 (en) | Combined water jet perforator (cwjp) |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KZ KG TJ TM RU |