RU2067164C1 - Well gas-lift unit - Google Patents
Well gas-lift unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2067164C1 RU2067164C1 RU94002566A RU94002566A RU2067164C1 RU 2067164 C1 RU2067164 C1 RU 2067164C1 RU 94002566 A RU94002566 A RU 94002566A RU 94002566 A RU94002566 A RU 94002566A RU 2067164 C1 RU2067164 C1 RU 2067164C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- bellows
- diameter
- valve
- gas
- landing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к технике добычи нефти и может быть использовано при запуске и эксплуатации скважин газлифтным способом. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the technique of oil production and can be used when starting and operating wells by a gas lift method.
Известен газлифтный клапан (Авт. св. СССР N 1717796, М. кл. Е 21 В 34/06, 1992), включающий полый корпус с пропускными каналами, верхние и нижние разобщающие элементы в виде сильфона или поршня, каждый из которых образует с корпусом камеру, заполненную частично демпфирующей жидкостью и сжатым газом, узел зарядки, седло и затвор. Known gas lift valve (Aut. St. USSR N 1717796, M. CL E 21
Известно газлифтная скважинная установка (Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти, М. Недра, 1986 с.118, 129, 130), включающая колонну труб с башмачным обратным клапаном, ниппели с неосевыми, радиальными и осевыми проходными каналами для установки и фиксирования пусковых и рабочих клапанов выполненных в виде полого корпуса с седлом и наружным диаметром под диаметр осевого канала ниппеля, установленного в полости корпуса сильфона, жестко связанного со штоком затвора, установленного с возможностью посадки в седло корпуса. В данной установке смена всех клапанов в скважине с одним канатным инструментом не возможна, а также она имеет низкую вероятность по запуску скважины с выводом газа через нижний рабочий клапан. Также сами газлифтные клапаны при необходимости не могут быть использованы в качестве глухой пробки для опрессовки колонны труб. Кроме того во всех случаях они требуют зарядки сильфонной камеры сжатым газом, что снижает их надежность при негерметичности узла зарядки, требует специального стенда и дополнительных трудозатрат для их тарировки. Также при заполнении камеры сильфона демпфирующей жидкостью создается воздушное неэффективное пространство между направляющей и стенкой сильфона. Эти же клапаны имеют малое пропускное сечение при ограниченном наружном диаметре. Known gas lift well installation (Mirzadzhanzade A.Kh. Technology and technique for oil production, M. Nedra, 1986 p.118, 129, 130), including a pipe string with a shoe check valve, nipples with non-axial, radial and axial passage channels for installation and fixation of starting and working valves made in the form of a hollow body with a seat and an outer diameter for the diameter of the axial channel of the nipple installed in the cavity of the bellows body, rigidly connected with the valve stem installed with the possibility of landing in the body seat. In this installation, the change of all valves in the well with one wireline tool is not possible, and it also has a low probability of starting the well with a gas outlet through the lower working valve. Also, the gas lift valves themselves, if necessary, cannot be used as a blind plug for crimping a pipe string. In addition, in all cases, they require charging the bellows chamber with compressed gas, which reduces their reliability when the charging unit is leaking, requires a special stand and additional labor costs for calibration. Also, when the bellows chamber is filled with damping fluid, an air ineffective space is created between the guide and the bellows wall. The same valves have a small cross-section with a limited outer diameter.
Цель изобретения повышение надежности и эффективности работы газлифтной установки. Положительный эффект выражается в увеличении добычи нефти и повышении срока службы установки. The purpose of the invention is to increase the reliability and efficiency of a gas lift installation. The positive effect is expressed in an increase in oil production and an increase in the service life of the installation.
Цель достигается за счет следующих решений:
радиальные каналы ниппеля выполнены наклонными, а по высоте колонны труб снизу вверх диаметр каждого последующего осевого канала ниппеля больше, чем диаметр предыдущего, а расстояние между последующими двумя ниппелями больше, чем предыдущее. Это позволяет осуществить последовательную смену клапанов из ниппеля и обеспечить надежный запуск скважины;
нижний конец пусковых и рабочих (газлифтных) клапанов жестко связан с посадочным узлом, выполненным со сквозным осевым каналом, на нижнем конце которого оппозитно установлен дополнительный клапан, что повышает его пропускное сечение;
клапан снабжен демпфером, выполненным в виде полой цилиндрической ступенчатой направляющей, размещенной в полости коpпуса и сильфона с возможностью в исходном положении образования зазора между корпусом и направляющей с уменьшением зазора в рабочем положении при перемещении ступенчатой направляющей в корпусе;
на корпусах газлифтных клапанов установлены кожухи с уплотнениями, разобщающие гидравлические связи между внутренней и наружной полостью газлифтных клапанов, что позволяет опрессовать колонны НКТ с установкой на герметичность;
клапаны снабжены дополнительным сильфоном, установленным в коpпусе, при этом сильфоны образуют с корпусом герметичную нейтральную камеру, а эффективный диаметр дополнительного сильфона меньше, чем диаметр затвора, который определяется из следующего соотношения:
dPп/dPг 1 (Dc/Dз)2
dPп диапазон изменения давления потока жидкости, МПа;
dPг диапазон изменения давления нагнетаемого газа, МПа;
Dc эффективный диаметр сильфона, м;
Dз диаметр затвора.The goal is achieved through the following solutions:
the radial channels of the nipple are made oblique, and the diameter of each subsequent axial channel of the nipple is larger than the diameter of the previous one along the height of the pipe string from bottom to top, and the distance between the next two nipples is greater than the previous one. This allows for a consistent change of valves from the nipple and to ensure reliable start of the well;
the lower end of the starting and working (gas-lift) valves is rigidly connected to the landing unit made with a through axial channel, at the lower end of which an additional valve is installed opposite, which increases its throughput section;
the valve is equipped with a damper made in the form of a hollow cylindrical step guide located in the housing of the housing and the bellows with the possibility in the initial position of the formation of a gap between the body and the guide with a decrease in the gap in the working position when moving the step guide in the body;
casings with seals are installed on the bodies of gas-lift valves, disconnecting the hydraulic connections between the internal and external cavities of the gas-lift valves, which allows pressure testing of tubing strings with installation for tightness;
the valves are equipped with an additional bellows installed in the housing, while the bellows form a sealed neutral chamber with the body, and the effective diameter of the additional bellows is less than the diameter of the shutter, which is determined from the following ratio:
dPp / dPg 1 (Dc / Dз) 2
dPp range of variation of fluid flow pressure, MPa;
dPg range of pressure changes of the injected gas, MPa;
Dc is the effective diameter of the bellows, m;
Dz is the diameter of the shutter.
Этот признак исключает зарядку клапана и обеспечивает его работу от разницы сил, действующих сверху и снизу;
камера между сильфонами газлифтного клапана выполнена нейтральной и герметичной, при этом диаметр затвора равен эффективному диаметру нижнего сильфона, и в свою очередь, больше диаметра верхнего сильфона, который определяется из следующего соотношения:
dPп/dPг (Dвc/Dз)2
где Dвс эффективный диаметр сильфона, м.This feature excludes valve charging and ensures its operation from the difference in forces acting from above and from below;
the chamber between the bellows of the gas lift valve is neutral and sealed, while the diameter of the shutter is equal to the effective diameter of the lower bellows, and in turn, is larger than the diameter of the upper bellows, which is determined from the following ratio:
dPp / dPg (Dвc / Dз) 2
where Dвс is the effective diameter of the bellows, m.
Этот признак также исключает зарядку клапана сжатым газом и обеспечивает его работу от разницы сил, действующих снизу на затвор и сверху на эффективную площадь верхнего сильфона;
посадочные узлы выполнены со сквозными прорезями, в которых установлены упорные лепестки стопорной цанги, соединяющейся с нижними концами посадочных узлов срезными штифтами (винтами) или опирающейся на спиральную пружину;
цанга установлена в нижней части кольца и размещена лепестками вверх с внутренними буртами, опирающимися сверху на срезное кольцо;
фиксатор в виде цанги жестко связан с нижним концом посадочного узла, что исключает использование срезных штифтов при небольших усилиях срыва клапана;
фиксатор в виде стопорного пружинного кольца может быть установлен на корпусе посадочного узла с радиальным зазором;
фиксатор может быть выполнен в виде подпружиненного по оси корпуса посадочного узла кольца, имеющего в радиальных каналах стопорные шарики или кулачки.This feature also eliminates the charging of the valve with compressed gas and ensures its operation from the difference in forces acting from below on the valve and from above on the effective area of the upper bellows;
the landing nodes are made with through slots in which the thrust lobes of the locking collet are mounted, which connects to the lower ends of the landing nodes with shear pins (screws) or resting on a spiral spring;
the collet is installed in the lower part of the ring and placed with its petals upward with inner collars resting on top of the shear ring;
a collet-shaped latch is rigidly connected to the lower end of the landing unit, which eliminates the use of shear pins for small valve stall forces;
a latch in the form of a retaining spring ring can be installed on the housing of the landing unit with a radial clearance;
the latch can be made in the form of a ring-mounted spring assembly spring-loaded along the axis of the housing, having locking balls or cams in radial channels.
На фигуре 1 приводится общий вид газлифтной установки; на фиг. 2 - ниппель с газлифтным клапаном; на фиг. 3 разрез А-А на фиг. 2; на фиг. 4 - газлифтный клапан с одним сильфоном; на фиг. 5 газлифтный клапан с двумя сильфонами; на фиг. 6 10 фиксаторы; на фиг. 11 узел состоящий из двух клапанов; на фиг. 12 сильфонная камера с демпфером в исходном положении; на фиг. 13 двухзатворный сильфонный клапан с демпфером (демпфер в рабочем положении). The figure 1 shows a General view of a gas lift installation; in FIG. 2 - nipple with gas lift valve; in FIG. 3, section AA in FIG. 2; in FIG. 4 - gas lift valve with one bellows; in FIG. 5 gas lift valve with two bellows; in FIG. 6 10 latches; in FIG. 11 node consisting of two valves; in FIG. 12 bellows chamber with a damper in the initial position; in FIG. 13 two-way bellows valve with damper (damper in working position).
Установка включает колонны НКТ 1 с ниппелями 2, газлифтные клапаны 3 и обратный клапан 4 (фиг. 1). Ниппели 2 для газлифтных клапанов 3 имеют неосевые 5 и не связанные с ними радиальные наклонные сквозные каналы 6 (фиг. 2), причем внутренний диаметр осевого проходного канала каждого последующего нижнего ниппеля 2 меньше, чем предыдущего, и соответственно внутренним осевым каналам ниппелей 2 выполнены наружные диаметры посадочных узлов 7 газлифтных клапанов 3. При спуске НКТ в скважину расстояние между ниппелями 2 по направлению сверху вниз уменьшают, чтобы обеспечить переход точки инжекции газа на нижележащий клапан при ограниченном давлении нагнетаемого газа для надежного запуска скважины. The installation includes tubing string 1 with
Газлифтные (пусковые и рабочие) клапаны 3 состоят из полого корпуса 8 с радиальными 9 и осевым 10 каналами, сильфона 11, жестко связанного со штоком 12 и установленного в верхней части корпуса 8, образуя при этом герметичную камеру 13. Шток 12, жестко связан с затвором 14 над седлом 15 (фиг. 2). Gas-lift (starting and working) valves 3 consist of a
Посадочный узел 7 с фиксатором 16 имеет уплотнение, разобщающее каналы 6 ниппеля 2. Радиальные 17 и осевые 18 каналы посадочного узла 7 гидравлически сообщаются каналом 10 клапана 3 и каналами 6 ниппеля 2. The
На корпусах газлифтных клапанов 3 могут быть установлены кожухи 19 с уплотнениями 20, разобщающие гидравлические связи между внутренней полостью корпусов 8 газлифтных клапанов 3 и внутренней полостью НКТ 1 для опрессовки на герметичность колонны труб в скважине (фиг. 2). В клапанах 3 могут быть установлены узлы зарядки 21 для заполнения камер 13 газом под высоким давлением.
Сильфон 11 газлифтного клапана может образовать с корпусом 8 герметичную нейтральную камеру 22 (в этом случае узел зарядки 21 исключается), при этом его эффективный диаметр (Dc) меньше, чем диаметр затвора 14 (Dз), который
определяется из уравнения баланса сил (фиг. 4):
Pг.max•(Sз-Sc) Fг.max (1)
Pг.min•(Sз-Sc) Fг.min (2)
Pп.max•Sз Fп.max (3)
Pп.min•Sз Fп.min (4)
Из равенства (1) (4) получим
dFг Fг.max Fг.min dFп Fп.max Fп.min (5)
dPг•(Sз-Sc) dPп•Sз (6)
Отсюда
dPп/dPг 1 (Dc/Dз)2 (7)
где dPп Рп.max Pп.min диапазон изменения давления потока жидкости;
dРг Рг.max Pг.min диапазон изменения давления нагнетаемого газа;
Sc 0,785•Dc2 эффективная поперечная площадь сильфона;
Sз 0,785•Dз2 поперечная площадь затвора.The
determined from the equation of the balance of forces (Fig. 4):
Pg.max • (Sz-Sc) Fg.max (1)
Pg.min • (Sz-Sc) Fg.min (2)
Pp.max • Sz Fp.max (3)
Ppmin • Sz Fpmin (4)
From equality (1) (4) we obtain
dFg Fg.max Fg.min dFp Fp.max Fpmin (5)
dPg • (Sz-Sc) dPp • Sz (6)
From here
dPp / dPg 1 (Dc / Dз) 2 (7)
where dPp Pp.max Pp.min range of pressure change of the fluid flow;
dРг Рг.max Пг.min range of pressure change of the injected gas;
Sc 0.785 • Dc 2 effective transverse area of the bellows;
Sz 0.785 • Dz 2 transverse shutter area.
Если усилие от жесткости сильфона недостаточно, то на затвор 14 может быть установлена спиральная сжимающая пружина для дожатия затвора. If the force from the rigidity of the bellows is not enough, then a spiral compression spring can be installed on the
Камера 21 (фиг. 5) между сильфонами 22 и 23 корпуса 8 газлифтного клапана 3 может быть выполнена нейтральной и герметичной, при этом диаметр затвора 14 равен эффективному диаметру нижнего сильфона 23 (Dнс) и, в свою очередь, больше диаметра верхнего сильфона 22 (Dвс), находящегося под воздействием давления газа. Это соотношение определяется также из уравнения баланса сил, действующих на рабочее состояние клапана 3:
Pг.max•Sв.с Fг.max (8)
Pг.min•Sв.с Fг.min (9)
Pп.max•Sз Fп.max (10)
Pп.min•Sз Fп.min (11)
Из равенства (8) (11) получим
dPг•Sв.с dPп•Sз (12)
Отсюда
dPп/dPг (Dвс/Dз)2 (13)
где Sв.с 0,785•Dвс2 эффективная площадь верхнего сильфона.The chamber 21 (Fig. 5) between the
Pg.max • Sv.s Fg.max (8)
Pg.min • Sv.s Fg.min (9)
Pp.max • Sz Fp.max (10)
Ppmin • Sz Fpmin (11)
From equality (8) (11) we obtain
dPg • Sv.s dPp • Sz (12)
From here
dPp / dPg (Dвс / Dз) 2 (13)
where Sv.s with 0.785 • Dvs 2 is the effective area of the upper bellows.
Корпус 24 посадочного узла 7 может быть выполнен со сквозными прорезями 25, в которых установлены упорные лепестки стопорной цанги 26 (фиксатор 16), соединяющийся с наконечником посредством срезного штифта (винта) 27 или опирающийся на спиральную пружину 28 (фиг. 5). The
Фиксатор 16 в виде цанги 29 может быть установлен внизу срезного кольца 30 и размещен лепестками вверх с внутренними буртами, опирающимися сверху на срезное кольцо 30 (фиг. 6). The
Фиксатор 16 в виде цанги 29 может быть жестко связан с корпусом 24 посадочного узла 7, имеющий зазор между лепестками цанги 29, что исключает использования срезных штифтов 27 при небольших усилиях срыва клапана (фиг. 7). The
Фиксатор 16, в виде стопорного пружинного кольца 31, может быть установлен на корпусе 24 посадочного узла 7 с радиальным зазором (фиг. 9). The
Фиксатор 16 может быть выполнен в виде подпружиненного по оси корпуса 24 посадочного узла 7, кольца 32, имеющий в радиальных каналах стопорные шарики или кулачки 33 (фиг. 10). The
Корпус посадочного узла (фиг. 11) может быть выполнен со сквозным осевым каналом 34, а на нижнем его конце оппозитно установлен дополнительный (второй) газлифтный клапан для повышения его пропускного сечения по газу. The housing of the landing unit (Fig. 11) can be made with a through
Демпфер (фиг. 12) может быть выполнен в виде полой цилиндрической ступенчатой направляющей 35, входящий в корпус 36 сильфона 11, причем в исходном состоянии между корпусом 36 сильфона 11 и направляющей 35 имеется зазор 37 для свободного перетока демпфирующий жидкости, а в рабочем состоянии сильфона 11 (фиг. 13) ступенька с большим диаметром 38, направляющей 35 входит в корпус 36 сильфона, уменьшая зазор, создает эффект демпфирования, что исключает появления воздушной подушки в камере сильфона, так как имеется выход воздуха через зазор 37 при заполнении камеры жидкостью. The damper (Fig. 12) can be made in the form of a hollow cylindrical stepped
Сильфон 11 может быть жестко связан в средней части с корпусом 7 (например, штифтами 39). Сильфон 11 может быть закреплен сверху и снизу затворами 40 и 41, опирающимися на седла 42 и 43. При этом седла 42 и 43 могут быть жестко связаны с корпусом 7 штифтами 44. The bellows 11 can be rigidly connected in the middle part with the housing 7 (for example, pins 39). The bellows 11 can be fixed at the top and bottom with
Клапан (фиг. 4) работает от разницы усилий, возникающих от действия давления газа на затвор 14 сверху и от давления потока жидкости снизу на него. Вследствие разницы площадей, находящихся под воздействием давлений жидкости и газа, затвор 14 открывается, несмотря на то, что давление газа больше, чем давление потока жидкости. При этом газ, проходя через каналы клапана, поступает в трубу. The valve (Fig. 4) works from the difference in forces arising from the action of gas pressure on the
Клапан (фиг. 5) работает от разницы усилий, возникающих от действия давления газа на сильфон 22 и от давления потока жидкости снизу на затвор 14. Вследствие разницы площадей, находящихся под воздействием давлений жидкости и газа, затвор 14 открывается. The valve (Fig. 5) operates from the difference in forces arising from the action of gas pressure on the
Клапаны, показанные на фиг. 3 и 4, могут обеспечить разные давления их открытия и закрытия от потока жидкости при разных значениях устьевого давления газа без извлечения клапанов из скважины. То есть, когда изменяется давления газа на устье скважины с помощью регулятора, это давление на уровня клапана действует сверху на затвор 14 (фиг. 4) или на сильфон 22 (фиг. 5). При этом изменяя величину силы сопротивления на перемещение затвора 14 вверх изменяются давления открытия или закрытия клапанов от давления потока жидкости. Это, в свою очередь, позволяет расширить диапазон регулирования забойного давления скважины. The valves shown in FIG. 3 and 4, can provide different pressures for their opening and closing from the fluid flow at different wellhead gas pressures without removing the valves from the well. That is, when the gas pressure at the wellhead is changed with the help of a regulator, this pressure on the valve level acts from above on the shutter 14 (Fig. 4) or on the bellows 22 (Fig. 5). While changing the magnitude of the resistance force to move the
Фиксатор при установке и извлечении клапанов работает следующим образом. The latch during installation and removal of the valves operates as follows.
На корпусе 24 посадочного узла 7 при спуске клапана лепестки цанги 26 утопляются во внутрь корпуса 24 вследствие соприкосновения с внутренней поверхностью ниппеля 2. При полной установке клапана 3 в ниппеле 2 лепестки цанги 26 возвращаются в исходное положение и препятствуют смещению клапана 3 вверх при движении газа и жидкости в скважине. При извлечении клапана 3 из ниппеля 2 лепестки цанги 26 упираются на ниппель (например, на нижний торец) и происходит срез штифта 27 или сжатие пружины 28 (фиг. 5). On the
Фиксатор в виде цанги 29 при посадке клапана 3 перемещается вверх и утопляется за буртом корпуса 24. При полной установке клапана 3 в ниппеле 2 цанга 29 возвращается в исходное положение и упирается на срывное кольцо 30. При извлечении клапана 3 из ниппеля 2 цанга 29 упирается внутренним буртом лепестков на срывное кольцо 30 и происходит срез штифта 27 (фиг. 7). The retainer in the form of a
Фиксатор в виде цанги 29 (фиг. 8) или пружинного кольца 31 (фиг. 9) при посадке клапана 3 прижимается стенками ниппеля 2 и утопляется в зазор. При полной установке клапана 3 в ниппеле 2 цанга 29 или пружинное кольцо 31 возвращаются в исходное положение и упираются наружными буртами на торец ниппеля 2. The latch in the form of a collet 29 (Fig. 8) or a spring ring 31 (Fig. 9) when landing valve 3 is pressed by the walls of the
При извлечении клапана 3 из ниппеля 2 цанга 29 или кольцо 31 упираются внешним буртом на фаску в торце ниппеля 2 и прижимается вовнутрь в зазор (фиг. 8). When the valve 3 is removed from the
При установке клапана 3 (фиг. 10) в ниппель шары 33 кольца 32 упираются в верхний торец ниппеля 2, при этом спиральная пружина прижимается и кольцо 32 смещается вверх и шары 33 скатываются с бурта корпуса 24 и уходят во внутрь кольца 32. После посадки клапана пружина выдвигает кольцо 32 на бурт корпуса 24 и шары 33 фиксируют клапан в ниппеле 2. При извлечении клапана 3 из ниппеля 2 шары 33 упираются в торец ниппеля 2 и происходит срыв штифта 27. Далее кольцо 32 выдвигается вниз за бурт корпуса и шары 33 уходит вниз, освобождая клапан (фиг. 9). When installing the valve 3 (Fig. 10) in the nipple, the
Газлифтная установка работает следующим образом. Gas lift installation operates as follows.
Газлифтные клапаны находятся в открытом состоянии под статическим давлением жидкости и избыточным давлением газа на устье скважины. Газ высокого давления поступает с устья скважины в колонны НКТ 1, снижает уровень жидкости и достигает первого клапана 3 (фиг. 1). При этом газ, проходя через каналы 18 и 17 клапана 3 и каналы 6 ниппеля 2 (фиг. 2), поступает в пространство между трубами (например, "2" и "4" НКТ) скважины и уменьшает давление жидкости на уровне первого клапана, а значит, и снижает давление на забое скважины. При снижение забойного давления до требуемого значения газ проходит через канал 17 посадочного узла 7 и каналы 5, 6 ниппеля 2 и достигает второго клапана 3, далее поступает через него в пространство между трубами. Таким образом, снижается уровень жидкости между трубами и, соответственно, уменьшается давление на забое скважины, что обеспечивает закачку газа через нижний рабочий клапан. При этом верхние пусковые клапаны закрываются за счет снижения давления потока жидкости и газа. ЫЫЫ2 ЫЫЫ4 ЫЫЫ6 ЫЫЫ8 ЫЫЫ10 ЫЫЫ12 Gas lift valves are open under static fluid pressure and overpressure at the wellhead. High pressure gas enters from the wellhead into the tubing string 1, reduces the liquid level and reaches the first valve 3 (Fig. 1). When this gas, passing through the
Claims (9)
dPп/dPг 1 (Dс/Dз)2,
где dPп диапазон изменения давления потока жидкости, МПа;
dPг диапазон изменения давления нагнетаемого газа, МПа;
Dс эффективный диаметр сильфона, м;
Dз диаметр затвора, м.5. Installation according to paragraphs. 1, 3 and 4, characterized in that the valves are equipped with an additional bellows installed in the housing, while the bellows form a sealed neutral chamber with the housing, and the effective diameter of the additional bellows is less than the diameter of the shutter, which is determined from the following ratio:
d Pp / d Pg 1 (D s / D s ) 2 ,
where d Pп range of pressure changes in the fluid flow, MPa;
d Pg range of pressure changes of the injected gas, MPa;
D with the effective diameter of the bellows, m;
D s shutter diameter, m.
dPп/dPг (Dвс/Dз)2,
где Dвс эффективный диаметр сильфона, м.6. Installation according to paragraphs. 1, 3 and 4, characterized in that the chamber between the bellows of the valve is made neutral and sealed, while the diameter of the shutter is equal to the effective diameter of the lower bellows and larger than the diameter of the upper bellows, which is determined from the following ratio:
d Pp / d Pg (D sun / D s ) 2 ,
Sun D where the effective diameter of the bellows, m.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94002566A RU2067164C1 (en) | 1994-01-26 | 1994-01-26 | Well gas-lift unit |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU94002566A RU2067164C1 (en) | 1994-01-26 | 1994-01-26 | Well gas-lift unit |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU94002566A RU94002566A (en) | 1995-07-20 |
RU2067164C1 true RU2067164C1 (en) | 1996-09-27 |
Family
ID=20151752
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU94002566A RU2067164C1 (en) | 1994-01-26 | 1994-01-26 | Well gas-lift unit |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2067164C1 (en) |
-
1994
- 1994-01-26 RU RU94002566A patent/RU2067164C1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Авторское свидетельство СССР N 1717796, кл. Е 21 В 34/06, 1992. Мирзаджанзаде А.Х. Технология и техника добычи нефти. - М.: Недра, 1986, с. 118, 129 - 130. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4519456A (en) | Continuous flow perforation washing tool and method | |
RU2636066C2 (en) | Borehole tool to extend casing and method for casing extension with its use | |
CA2302538C (en) | Production tubing shunt valve | |
US5988282A (en) | Pressure compensated actuated check valve | |
US5335731A (en) | Formation testing apparatus and method | |
US9057255B2 (en) | Dual flow gas lift valve | |
AU735560B2 (en) | Pressure responsive well tool with intermediate stage pressure position | |
US4473122A (en) | Downhole safety system for use while servicing wells | |
CA1137868A (en) | Oil well testing string bypass valve | |
CN108474242A (en) | Annular barrier and downhole system for area of low pressure | |
USRE32345E (en) | Packer valve arrangement | |
RU2067164C1 (en) | Well gas-lift unit | |
RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
RU2101463C1 (en) | Packer-type device for selective testing of beds | |
RU78514U1 (en) | DEVICE FOR OVERLAPPING THE COMPLICATION AREA FOR DRILLING A WELL | |
RU2325508C2 (en) | Circulating valve | |
RU2021486C1 (en) | Packer | |
EP0378040A1 (en) | Casing hanger running and retrieval tools | |
RU2601886C1 (en) | Bypass valve for downhole hydraulic jack | |
RU2131017C1 (en) | Well remedial unit | |
CN113846990B (en) | Stage cementing device | |
RU2761234C1 (en) | Downhole valve | |
RU2101465C1 (en) | Device for cementation of casing string in well | |
US20220154561A1 (en) | Well production methods and tubing systems | |
CN220133930U (en) | Underground circulating device with fixed water injection pipe column backwashing function |