RU170983U1 - MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION - Google Patents
MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION Download PDFInfo
- Publication number
- RU170983U1 RU170983U1 RU2016142173U RU2016142173U RU170983U1 RU 170983 U1 RU170983 U1 RU 170983U1 RU 2016142173 U RU2016142173 U RU 2016142173U RU 2016142173 U RU2016142173 U RU 2016142173U RU 170983 U1 RU170983 U1 RU 170983U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- valve
- reservoir
- protection device
- formation
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title abstract description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 16
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 9
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract description 7
- 238000012545 processing Methods 0.000 abstract description 5
- 230000008439 repair process Effects 0.000 abstract description 5
- 238000013461 design Methods 0.000 abstract description 2
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 12
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 241000237519 Bivalvia Species 0.000 description 1
- 235000020639 clam Nutrition 0.000 description 1
- 238000013016 damping Methods 0.000 description 1
- 230000006866 deterioration Effects 0.000 description 1
- 230000030279 gene silencing Effects 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/12—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of casings or tubings
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K15/00—Check valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
Abstract
Использование: защита продуктивного пласта от вредного воздействия жидкости глушения.Устройство содержит пакер 2, клапан-отсекатель 3, разъединительное устройство 6, полый толкатель 9, обратный клапан 10, перфорированный патрубок 11, шламоуловитель 12, технологический клапан 15. Устройство обеспечивает изоляцию продуктивного пласта 7 от контакта с тяжелой жидкостью глушения в процессе проведения ремонтных работ на скважине. Механический комплекс защиты пласта позволяет проводить исследования и обработки продуктивного пласта 7. Работа устройства возможна в компоновке с любым насосом. Конструкция клапана-отсекателя 3, включающая запорный элемент 4 и канал 5 в корпусе, повышает надежность работы устройства.Usage: protection of the reservoir from the harmful effects of the kill fluid. The device contains a packer 2, a shutoff valve 3, a disconnecting device 6, a hollow pusher 9, a check valve 10, a perforated pipe 11, a sludge trap 12, a process valve 15. The device provides isolation of the reservoir 7 from contact with a heavy killing fluid during repair work on the well. The mechanical complex of formation protection allows research and processing of the productive formation 7. The operation of the device is possible in the layout with any pump. The design of the shut-off valve 3, including the locking element 4 and the channel 5 in the housing, increases the reliability of the device.
Description
Область техники и назначениеField of technology and purpose
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для защиты продуктивного пласта от вредного воздействия жидкости глушения.The utility model relates to the oil industry, in particular to devices for protecting the reservoir from the harmful effects of the kill fluid.
Уровень техникиState of the art
Известно изобретение «Способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины» (патент №2592903, RU, Е21В 29/00, Е21В 34/06, Е21В 34/16 опубликовано 27.07.2016 г.). Способ включает применение проходной пакерной установки с якорным механизмом. Установка включает аварийное разъединительное устройство, клапанный узел с седлом под шарик и механизм предотвращения выброса шарика в надпакерное пространство. В составе установки имеются блоки телеметрии и сброса шариков, непосредственно закрепленные к нижней части электропогружного насоса. По команде с устья для отсечения пласта сбрасывают шарик и избыточным давлением устанавливают его в седло клапанного узла. Для организации сообщения насоса с продуктивным пластом осуществляют повторное создание избыточного давления в надпакерном пространстве и продавливание шарика на забой скважины.The invention is known "Method of cutting off the reservoir for underground repairs without killing the well" (patent No. 2592903, RU, ЕВВ 29/00, ЕВВ 34/06, ЕВВ 34/16 published on July 27, 2016). The method includes the use of a continuous packer installation with an anchor mechanism. The installation includes an emergency disconnecting device, a valve assembly with a seat under the ball and a mechanism to prevent the ball from ejecting into the overpacker space. The installation includes telemetry and ball discharge units, directly attached to the bottom of the electric submersible pump. On command from the wellhead, to cut off the formation, the ball is discarded and placed in the seat of the valve assembly with excess pressure. To organize the communication of the pump with the reservoir, re-create excess pressure in the above-packer space and press the ball to the bottom of the well.
Недостатком данного изобретения является сложность реализации технологии в части расчета давления, необходимого для продавливания шариков с целью открытия и закрытия клапанного узла. Кроме того, в указанном изобретении эксплуатация компоновки возможна только с установкой электроцентробежного насоса, поскольку управление блоком сброса шариков осуществляется по силовому кабелю ЭЦН.The disadvantage of this invention is the difficulty of implementing the technology in terms of calculating the pressure required to force the balls to open and close the valve assembly. In addition, in the aforementioned invention, the operation of the arrangement is possible only with the installation of an electric centrifugal pump, since the control of the ball discharge unit is carried out through the power cable of the ESP.
Известно изобретение «Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления» (патент №2204695, RU, Е21В 34/06, опубликовано 20.05.2003). Устройство по патенту №2204695 включает соединенный с нижней частью электроцентробежного насоса толкатель, подвижный шток с проходным сечением, обеспечивающим прохождение откачиваемой жидкости, и фиксатор подвижного штока. Устройство снабжено перепускным клапаном и дополнительно содержит поршни, расположенные на подвижном штоке, фиксатор верхнего положения подвижного штока и бросовый запорный элемент, образующие силовой цилиндр. Подвижный шток соединен с электроцентробежным насосом. В верхнем зафиксированном положении подвижный шток взаимодействует с запорным узлом перепускного клапана, открывая его отверстия, сообщающие внутреннюю полость насосно-компрессорных труб с полостью скважины. С помощью силового цилиндра перемещают вверх электроцентробежный насос из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины.The invention is known "A method of closing a shutoff valve when removing an electric centrifugal pump from a fountain well and a device for its implementation" (patent No. 2204695, RU, ЕВВ 34/06, published 05/20/2003). The device according to patent No. 2204695 includes a pusher connected to the lower part of the electric centrifugal pump, a movable rod with an orifice that allows the pumped liquid to pass through, and a movable rod clamp. The device is equipped with an overflow valve and additionally contains pistons located on the movable rod, a latch for the upper position of the movable rod and a thrown shut-off element forming a power cylinder. The movable rod is connected to an electric centrifugal pump. In the upper fixed position, the movable rod interacts with the shut-off unit of the bypass valve, opening its openings communicating the internal cavity of the tubing with the cavity of the well. Using the power cylinder, the electric centrifugal pump is moved upward from the position that ensures the productive formation communicates with the well cavity to the position in which the productive formation is disconnected from the well cavity.
Недостатками данного устройства является отсутствие возможности спуска в подпакерное пространство приборов для обеспечения возможности проведения исследования по контролю за разработкой эксплуатируемого объекта, а так же технических средств для проведения обработки продуктивного пласта.The disadvantages of this device is the lack of the possibility of descent into the under-packer space of devices to enable research to monitor the development of the operated facility, as well as technical means for processing the reservoir.
Известен «Клапан-отсекатель» (патент №2094593, RU, Е21В 34/06, F16K 1/20 опубликовано 27.10.1997), содержащий корпус с проходным каналом, в котором размещен запорный орган в виде подпружиненной заслонки с осью вращения. Закрытый пружиной клапан-отсекатель открывают толкателем, установленным на нижнем конце ниппеля, спускаемого на колонне НКТ.Known "Shut-off valve" (patent No. 2094593, RU, ЕВВ 34/06,
Недостатком устройства является отсутствие возможности его эксплуатации на скважинах, где используется ЭЦН, поскольку забор жидкости ЭЦН ведется из затрубного пространства, а конструкция устройства предполагает подъем жидкости из подпакерного пространства по внутреннему каналу герметично соединенных толкателя, насоса и НКТ. Кроме того, в момент открытия клапана на него действует статическое давление жидкости глушения, вызывающее перепад давлений на запорном элементе. При определенных условиях усилие на исполнительном механизме клапана-отсекателя, необходимое для преодоления сил трения и открытия запорного элемента, может достигать значительных величин, что в совокупности с особенностями конструкции механизма может привести к преждевременному выходу его из строя.The disadvantage of this device is the lack of the possibility of its operation in wells where an ESP is used, since the ESP fluid is taken from the annulus, and the design of the device involves lifting the fluid from the sub-packer space through the inner channel of the hermetically connected pusher, pump and tubing. In addition, at the time the valve is opened, it is affected by the static pressure of the kill fluid, causing a pressure differential across the shut-off element. Under certain conditions, the force on the actuator of the shut-off valve necessary to overcome the friction forces and open the locking element can reach significant values, which, together with the structural features of the mechanism, can lead to premature failure of it.
Устройство по патенту RU 2094593 является наиболее близким по технической сущности к заявляемому и принято за прототип.The device according to patent RU 2094593 is the closest in technical essence to the claimed one and is taken as a prototype.
Сущность полезной моделиUtility Model Essence
Настоящая полезная модель направлена на сохранение продуктивности пласта после осуществления ремонтных работ на скважине, проводимых с применением тяжелой жидкости глушения, при помощи механического устройства защиты, которое герметично монтируется в скважине и имеет два рабочих положения, в одном из которых продуктивный пласт отсечен от зоны размещения насосного оборудования, а в другом они сообщены.This utility model is aimed at maintaining the productivity of the formation after repair work on the well, carried out using a heavy killing fluid, using a mechanical protection device that is hermetically mounted in the well and has two working positions, in one of which the producing formation is cut off from the pumping area equipment, and in another they are communicated.
Технической задачей заявленной полезной модели является обеспечение возможности проведения исследований и обработки продуктивного пласта с сохранением его продуктивности без извлечения устройства, повышение надежности работы устройства, расширение области его применения.The technical task of the claimed utility model is to provide the possibility of conducting research and processing of a productive formation while maintaining its productivity without removing the device, increasing the reliability of the device, expanding its scope.
Поставленная задача решается заявляемым механическим устройством защиты пласта, которое содержит корпус и запорный элемент и соединено нижним концом с пакером, а верхним с разъединительным устройством и полым толкателем.The problem is solved by the claimed mechanical device for protecting the formation, which contains a housing and a locking element and is connected to the lower end with a packer, and the upper end with a disconnecting device and a hollow pusher.
Технический результат достигается за счет того, что в известном устройстве, открытие которого осуществляется механически, т.е. «нажатием» колонной НКТ через насос и толкатель на конструктивные элементы устройства, открывающие его запорный элемент, в корпусе устройства организуют дополнительный канал, который открывается и сообщает пространства над и под устройством при взаимодействии с толкателем, что позволяет выравнивать давления на запорном элементе устройства еще до его открытия, тем самым минимизируя усилие на приводном механизме устройства и повышая надежность его работы. При этом между насосом и толкателем размещают перфорированный патрубок и обратный клапан. Перфорированный патрубок обеспечивает поступление жидкости из продуктивного пласта в затрубное пространство, откуда возможно организовать ее отбор любой насосной установкой (ЭЦН, ЭВН, ШГН, ШВН). Обратный клапан предотвращает попадание жидкости глушения в продуктивный пласт при глушении скважины для смены насосного оборудования. Полый толкатель обеспечивает сообщение надпакерного и подпакерного пространств в процессе отбора жидкости, а так же подпакерного пространства и внутренней полости НКТ при проведении исследований и обработки продуктивного пласта. Наличие пакера и устройства защиты пласта позволяет герметично разобщать продуктивный пласт с зоной размещения насосного оборудования. Разъединительное устройство позволяет производить монтаж устройства защиты для его автономной работы по разобщению пространств над и под пакером. Дополнительно при необходимости система может содержать шламоуловитель, который устанавливается на толкателе и предотвращает присыпание пакера механическими примесями, а так же технологический клапан, который устанавливается в верхней части толкателя в процессе проведения исследований и обработки продуктивного пласта и предотвращает попадание жидкости глушения в подпакерное пространство.The technical result is achieved due to the fact that in the known device, the opening of which is carried out mechanically, i.e. By “pressing” the tubing string through the pump and pusher onto the structural elements of the device that open its locking element, an additional channel is organized in the device’s body, which opens and communicates the spaces above and below the device when interacting with the pusher, which makes it possible to equalize the pressure on the locking element of the device before its opening, thereby minimizing the force on the drive mechanism of the device and increasing the reliability of its operation. In this case, a perforated pipe and a check valve are placed between the pump and the pusher. The perforated nozzle ensures the flow of fluid from the reservoir into the annulus, from where it is possible to organize its selection by any pump installation (ESP, EVN, ShGN, ShVN). The non-return valve prevents killing fluid from entering the reservoir when killing the well to change pump equipment. The hollow pusher provides communication between the above-packer and under-packer spaces in the process of fluid selection, as well as the under-packer space and the inner tubing cavity during research and treatment of the reservoir. The presence of a packer and formation protection device allows hermetically disconnecting the productive formation from the zone of placement of pumping equipment. The disconnecting device allows the installation of a protection device for its autonomous operation to separate the spaces above and below the packer. Additionally, if necessary, the system may contain a sludge trap that is installed on the pusher and prevents the packer from sprinkling with mechanical impurities, as well as a process valve that is installed in the upper part of the pusher during research and processing of the reservoir and prevents killing fluid from entering the under-packer space.
Сущность полезной модели поясняется чертежами (фиг. 1-6).The essence of the utility model is illustrated by drawings (Fig. 1-6).
Устройство защиты пласта 1 включает запорный элемент 2 и канал 3 в корпусе. Устройство защиты пласта 1 нижним концом соединено с пакером 4, а верхним концом с разъединительным устройством 5. Указанная совокупность устройств спускается на технологической колонне НКТ 6 (фиг. 1-2) и предназначена для надежного разобщения продуктивного пласта 7 и пространства над пакером 4.The
Для сообщения пространств над и под пакером 4 и организации подъема жидкости с продуктивного пласта на лифтовой колонне НКТ 8 (фиг. 3-4) в интервал установки устройства защиты пласта 1 спускают полый толкатель 9, обратный клапан 10, перфорированный патрубок 11, шламоуловитель 12, насос 13.To communicate the spaces above and below the
Для организации исследований либо обработки продуктивного пласта 7 на технологической колонне НКТ 14 (фиг. 5-6) в интервал установки устройства защиты пласта 1 спускают полый толкатель 9 и технологический клапан 15.To organize research or treatment of the
Механическое устройство защиты пласта 1 позволяет избежать попадания жидкости глушения в продуктивный пласт 7 в процессе проведения ремонтных работ, в результате которого может произойти ухудшение коллекторских свойств пласта и снижение его дебита.The mechanical device for protecting the
Механическое устройство защиты пласта работает следующим образом.A mechanical reservoir protection device operates as follows.
Первоначально на технологической колонне НКТ 6 производится спуск и установка в скважине на заданной глубине над продуктивным пластом 7 компоновки в составе: пакер 4, устройство защиты 1 и разъединительное устройство 5 (фиг. 1). При помощи разъединительного устройства 5 технологическая колонна 6 отсоединяется от компоновки и производится ее подъем (фиг. 2). Запорный элемент 2 и канал 3 в корпусе устройства защиты 1 закрыты, пространства над и под пакером 4 надежно разобщены. В качестве устройства защиты 1 может быть использован клапан с механическим устройством открытия, например с шаровым механизмом или с захлопками.Initially, the
В процессе монтажа насосного оборудования (фиг. 3) на колонне НКТ 8 производится спуск следующей компоновки: насос 13, перфорированный патрубок 11, обратный клапан 10, полый толкатель 9. При этом пространство над пакером 4 и полость внутри НКТ 8 заполнены до устья жидкостью глушения для предотвращения нефтегазопроявления. В процессе спуска обратный клапан 10 закрыт. При заходе и уплотнении полого толкателя 9 во внутренней полости устройства защиты 1 производится взаимодействие полого толкателя 9 с элементами устройства защиты 1, которые открывают канал 3 в корпусе устройства защиты 1. В результате происходит сообщение полостей над и под устройством защиты 1 и выравнивание давления на запорном элементе 2. При дальнейшем спуске толкателя 9 он взаимодействует с элементами устройства защиты 1, которые открывают запорный элемент 2, после чего толкатель 9 фиксируется в устройстве защиты 1 (фиг. 4). Поскольку давление на запорном элементе 2 выровнено для его открытия, не требуется большого усилия, что повышает надежность срабатывания устройства защиты 1. В результате через внутренний канал полого толкателя 9, обратный клапан 10 и перфорированный патрубок 11 сообщаются пространства над и под пакером 4. После запуска насоса 13 он производит отбор жидкости из пространства над пакером 4, уровень жидкости глушения падает, давление под пакером 4 становится выше давления столба жидкости глушения, открывается обратный клапан 10. Жидкость продуктивного пласта 7 через внутренние каналы пакера 4, устройства защиты 1, полого толкателя 9, обратный клапан 10 и перфорированный патрубок 11 поступает в затрубное пространство над пакером 4, откуда производится ее отбор насосом 13. В качестве насоса 13 может быть применена любая установка (ЭЦН, ЭВН, ШГН, ШВН), поскольку отбор жидкости ведется из затрубного пространства. При необходимости компоновка комплектуется шламоуловителем 12, который устанавливается на толкателе 9. Шламоуловитель 12 предназначен для улавливания тех механических примесей, которые выходят из перфорированного патрубка 11 вместе с жидкостью продуктивного пласта 7, выделяются из общего потока жидкости и оседают на пакер 4. Кроме того, шламоуловитель 12 является дополнительной степенью защиты от попадания инородных предметов (например, клямс) во внутренний канал устройства защиты 1, что может повлиять на его работоспособность.During the installation of pumping equipment (Fig. 3) on the
В случае замены насоса 13 затрубное пространство над пакером 4 доливается до устья жидкостью глушения. Обратный клапан 10 при этом закрывается, предотвращая попадание жидкости глушения в продуктивный пласт 7. После этого натяжкой колонны НКТ 8 вытягивают полый толкатель 9 из внутренней полости устройства защиты 1, при этом последовательно закрываются запорный элемент 2 и канал 3 в корпусе устройства защиты 1 (фиг. 3), разобщаются пространства над и под пакером 4. На колонне НКТ 8 производится подъем компоновки в составе: насос 13, перфорированный патрубок 11, обратный клапан 10, шламоуловитель 12, полый толкатель 9. Оставшиеся в скважине пакер 4 и закрытое устройство защиты 1 надежно разобщают подпакерное и надпакерное пространства (фиг. 2), не позволяя жидкости глушения попасть в продуктивный пласт 7. Повторный монтаж насоса 13 проводится аналогично процессу первоначального монтажа насоса.In the case of replacing the
В случае необходимости проведения исследований или обработки продуктивного пласта 7 производится подъем насоса 13 по аналогии с операцией его подъема для замены. После этого в скважину, заполненную жидкостью глушения, осуществляется спуск технологической колонны НКТ 14 с полым толкателем 9, а так же, при необходимости, с технологическим клапаном 15 (фиг. 5), расположенным над толкателем 9. Технологический клапан 15 в процессе спуска закрыт и защищает от наполнения жидкостью глушения внутреннюю полость технологической колонны 14. При заходе и уплотнении полого толкателя 9 во внутренней полости устройства защиты 1 производится взаимодействие полого толкателя 9 с элементами устройства защиты 1, которые открывают канал 3 в корпусе устройства защиты 1. В результате происходит сообщение полостей над и под устройством защиты 1 и выравнивание давления на запорном элементе 2. При дальнейшем спуске толкателя 9 он взаимодействует с элементами устройства защиты 1, которые открывают запорный элемент 2, после чего толкатель 9 фиксируется в устройстве защиты 1. После этого усилие от веса технологической колонны 14 передается на технологический клапан 15, в результате чего происходит его открытие (фиг. 6). Ввиду того, что при спуске клапан 15 был закрыт, во внутренней полости технологической колонны 14 нет жидкости глушения, которая могла бы попасть в продуктивный пласт при открытии всех клапанов. Жидкость глушения из затрубного пространства, так же не поступает в продуктивный пласт 7, поскольку внутренние каналы пакера 4, устройства защиты 1, полого толкателя 9, технологического клапана 15 и технологической колонны НКТ 14 образуют герметичный канал от пространства под пакером 4 до устья. Совокупность указанных каналов образует полнопроходной канал, который позволяет производить спуск в подпакерное пространство приборов для проведения исследования по контролю за разработкой, а так же средств для проведения обработки продуктивного пласта 7. После завершения работ производится натяжение технологической колонны 14. Происходит закрытие технологического клапана 15, после чего усилие передается на полый толкатель 9, который выходит из внутренней полости устройства защиты 1, при этом последовательно закрываются запорный элемент 2 и канал 3 в корпусе устройства защиты 1 (фиг. 5), разобщаются пространства над и под пакером 4. На технологической колонне НКТ 14 производится подъем технологического клапана 15 и полого толкателя 9. Оставшиеся в скважине пакер 4 и закрытое устройство защиты 1 надежно разобщают подпакерное и надпакерное пространства. Повторный монтаж насоса 13 проводится аналогично процессу первоначального монтажа насоса.If it is necessary to conduct research or treatment of the
Таким образом, механическое устройство защиты пласта позволяет сохранить продуктивность пласта после проведения ремонтных работ на скважине, а так же после его исследований и обработки, за счет обеспечения изоляции пласта от контакта с тяжелой жидкостью глушения.Thus, a mechanical reservoir protection device allows you to maintain reservoir productivity after repair work on the well, as well as after its research and treatment, by ensuring the formation is isolated from contact with a heavy killing fluid.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016142173U RU170983U1 (en) | 2016-10-26 | 2016-10-26 | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016142173U RU170983U1 (en) | 2016-10-26 | 2016-10-26 | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU170983U1 true RU170983U1 (en) | 2017-05-17 |
Family
ID=58716383
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016142173U RU170983U1 (en) | 2016-10-26 | 2016-10-26 | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU170983U1 (en) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2663757C1 (en) * | 2017-08-24 | 2018-08-09 | Владимир Федорович Францев | Drilling complex of formation protection |
RU2697347C1 (en) * | 2019-03-12 | 2019-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for trapping mechanical impurities |
RU2700850C1 (en) * | 2019-01-31 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole pump unit to prevent equipment falling to bottomhole |
RU200087U1 (en) * | 2020-03-06 | 2020-10-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | A device for protecting an oil reservoir from liquid absorption and clogging |
RU204950U1 (en) * | 2021-02-25 | 2021-06-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» | SHUT-OFF VALVE FOR UNDERGROUND WELL REPAIR |
RU2751295C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Bypass valve |
RU2784705C1 (en) * | 2022-04-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole pumping unit with sand filter |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1339236A1 (en) * | 1986-04-24 | 1987-09-23 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Apparatus for developing and treating well |
RU2094593C1 (en) * | 1995-03-07 | 1997-10-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Cut-off valve |
RU2330995C1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть) | Jet assembly for chemical treatment of bottomhole zone |
US20110079398A1 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
RU2576729C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-03-10 | Андрей Сергеевич Казанцев | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
-
2016
- 2016-10-26 RU RU2016142173U patent/RU170983U1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1339236A1 (en) * | 1986-04-24 | 1987-09-23 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Apparatus for developing and treating well |
RU2094593C1 (en) * | 1995-03-07 | 1997-10-27 | Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти | Cut-off valve |
RU2330995C1 (en) * | 2006-11-13 | 2008-08-10 | Общество с ограниченной ответственностью Когалымский научно-исследовательский и проектный институт нефти (ООО "КогалымНИПИнефть) | Jet assembly for chemical treatment of bottomhole zone |
US20110079398A1 (en) * | 2009-10-06 | 2011-04-07 | Schlumberger Technology Corporation | Multi-point chemical injection system for intelligent completion |
RU2576729C1 (en) * | 2014-12-30 | 2016-03-10 | Андрей Сергеевич Казанцев | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2663757C1 (en) * | 2017-08-24 | 2018-08-09 | Владимир Федорович Францев | Drilling complex of formation protection |
RU2700850C1 (en) * | 2019-01-31 | 2019-09-23 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Downhole pump unit to prevent equipment falling to bottomhole |
RU2697347C1 (en) * | 2019-03-12 | 2019-08-13 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for trapping mechanical impurities |
RU200087U1 (en) * | 2020-03-06 | 2020-10-05 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Удмуртский государственный университет" | A device for protecting an oil reservoir from liquid absorption and clogging |
RU2751295C1 (en) * | 2020-11-20 | 2021-07-13 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Bypass valve |
RU204950U1 (en) * | 2021-02-25 | 2021-06-21 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Санкт-Петербургский горный университет» | SHUT-OFF VALVE FOR UNDERGROUND WELL REPAIR |
RU2784705C1 (en) * | 2022-04-28 | 2022-11-29 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole pumping unit with sand filter |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU170983U1 (en) | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
US10364658B2 (en) | Downhole pump with controlled traveling valve | |
GB2348225A (en) | Submersible pump assembly with a shunt valve. | |
US7793733B2 (en) | Valve trigger for downhole tools | |
RU2671370C2 (en) | Crossover valve system and method for gas production | |
RU2672898C1 (en) | Cutoff valve | |
RU2519281C1 (en) | Pumping packer and cutoff system for simultaneous and separate operation of well formations (versions) | |
GB2463979A (en) | Downhole actuation tool | |
RU2651860C1 (en) | Subsurface safety valve | |
RU2533394C1 (en) | Cut-off valve | |
RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
US2565742A (en) | Fluid pressure control device | |
US20180266210A1 (en) | Downhole formation protection valve | |
RU2465438C1 (en) | Borehole gate | |
RU2531692C2 (en) | Circulation valve of pressure equalisation and well pump unit | |
RU162003U1 (en) | COUPLING CONTROL COUPLING | |
RU2620700C1 (en) | Controlled well electromechanical valve | |
RU2694652C1 (en) | Bore-piece choke shutoff valve | |
RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
CN210858711U (en) | Underground sampling device | |
RU2752804C1 (en) | Downhole hydromechanical packer | |
RU2566353C1 (en) | Hydraulically-operated shutoff valve of cartridge type | |
RU2291279C2 (en) | Valve for well equipment (variants) |