RU215773U1 - Device for complex treatment of a productive formation - Google Patents
Device for complex treatment of a productive formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU215773U1 RU215773U1 RU2022110041U RU2022110041U RU215773U1 RU 215773 U1 RU215773 U1 RU 215773U1 RU 2022110041 U RU2022110041 U RU 2022110041U RU 2022110041 U RU2022110041 U RU 2022110041U RU 215773 U1 RU215773 U1 RU 215773U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- jet pump
- check valve
- channel
- sealing sleeve
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 22
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title claims abstract description 21
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 6
- JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N iron(III) oxide Inorganic materials O=[Fe]O[Fe]=O JEIPFZHSYJVQDO-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 abstract description 4
- 238000005452 bending Methods 0.000 abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 18
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 5
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 description 4
- NLZUEZXRPGMBCV-UHFFFAOYSA-N Butylhydroxytoluene Chemical compound CC1=CC(C(C)(C)C)=C(O)C(C(C)(C)C)=C1 NLZUEZXRPGMBCV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 235000010354 butylated hydroxytoluene Nutrition 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 241000731961 Juncaceae Species 0.000 description 1
- 238000011001 backwashing Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Полезная модель относится к устройству для комплексной обработки продуктивного пласта. Устройство для комплексной обработки продуктивного пласта спускается в скважину на насосно-компрессорной трубе и состоит из струйного насоса, проходного пакера, шаблона и скрепера с ножами, предназначенных для очистки внутренней поверхности эксплуатационной колонны от буровой грязи, цемента, ржавчины, парафина, перфорационных заусенцев и прочих загрязнений. Между пакером и шаблоном установлено сферическое шарнирное соединение, снижающее жесткость компоновки на изгиб. Струйный насос содержит полый цилиндрический корпус, в котором с возможностью осевого перемещения размещена герметизирующая втулка. Внешняя поверхность герметизирующей втулки снабжена проточкой, в пределах которой выполнены радиальные отверстия. В корпусе струйного насоса установлены обратный клапан в составе шарика, седла и канала обратного клапана. Также в корпусе установлены сопло с каналом к соплу, диффузор и камера смешения. Канал обратного клапана связан с камерой смешения каналом. Втулка удерживается в корпусе разрушаемым элементом, а в нижней части корпуса выполнен выступ. Техническим результатом является снижение риска возникновения прихватов и заклинивания, повреждения скважинного оборудования при перемещении в скважинах с горизонтальными и наклонными участками и с участками со значительной кривизной ствола. 4 з.п. ф-лы, 6 ил.
Description
Полезная модель относится к горному делу, а именно к способам и устройствам для освоения скважин различной конструкции, в том числе для обработки призабойной зоны пласта (далее ОПЗ), с использованием технологии обработки продуктивного пласта в несколько стадий за одну спускоподъемную операцию и с применением струйных насосов. The utility model relates to mining, namely to methods and devices for the development of wells of various designs, including the treatment of the bottomhole formation zone (hereinafter BHT), using the technology of processing the productive formation in several stages in one round-trip operation and using jet pumps .
В связи с растущей потребностью в освоении глубоких вертикальных, горизонтальных/наклонно-направленных скважин, а также скважин со сложной геометрией особое значение имеет оптимизация технологических мероприятий при обработке призабойной зоны продуктивного пласта, а также модернизации скважинного оборудования.In connection with the growing need for the development of deep vertical, horizontal / directional wells, as well as wells with complex geometry, optimization of technological measures in the treatment of the bottomhole zone of the productive formation, as well as the modernization of downhole equipment, is of particular importance.
При эксплуатации таких скважин приходится сталкиваться с разными осложнениями, наиболее частыми из которых являются прихваты из-за шламов или/и заклинивания на участках со сложной геометрией ствола. Прихваты со шламом создают угрозу потери дорогостоящего оборудования и, возможно, к необходимости забуривать боковой ствол. Причиной таких прихватов является некачественная очистка. Заклинивание на участках со сложной геометрией ствола происходит там, где форма скважинного оборудования не соответствует форме ствола. Иногда компоновка не может свободно пройти через такой участок. Если же оборудование перемещают в таком участке вверх или вниз по стволу или под большой нагрузкой, возникает высокий риск прихвата. Такие осложнения, ведущие к аварийным ситуациям, снижают эффективность работы с трудно извлекаемыми запасами нефти.During the operation of such wells, one has to face various complications, the most common of which are sticking due to cuttings and/or jamming in areas with complex hole geometry. Cuttings sticking creates the risk of losing expensive equipment and possibly the need to drill a sidetrack. The reason for such sticking is poor cleaning. Jamming in areas with complex wellbore geometry occurs where the shape of the downhole equipment does not match the shape of the wellbore. Sometimes the arrangement cannot freely pass through such a section. If the equipment is moved up or down the hole in this area, or under heavy load, there is a high risk of sticking. Such complications, leading to emergency situations, reduce the efficiency of work with hard-to-recover oil reserves.
Повышение технологической и экономической эффективности ОПЗ может обеспечить использование современных технологий разработки в протяженных горизонтальных, многозабойных или разветвленных скважинах, в сочетании с использованием забойного оборудования, позволяющего удалять шламы из скважины, особенно в скважинах со сложной геометрией.Increasing the technological and economic efficiency of the BHT can be ensured by the use of modern development technologies in long horizontal, multilateral or branched wells, in combination with the use of downhole equipment that allows cuttings to be removed from the well, especially in wells with complex geometry.
Для качественного выполнения полного технологического цикла по обработке продуктивного пласта, в частности безаварийного спуска скважинного оборудования, особенно пакера, необходимо оценить возможности беспрепятственного спуска оборудования. Это связано с тем, что на внутренней поверхности обсадной трубы скапливается ржавчина, окалина и различный мусор и возникает необходимость в очистке обсадной трубы. Для этих целей перед спуском в скважину оборудования проводят операции шаблонирования и очистки эксплуатационной колонны с помощью шаблона и скрепера.For the high-quality implementation of the full technological cycle for processing the productive formation, in particular, the trouble-free descent of downhole equipment, especially the packer, it is necessary to assess the possibility of unhindered descent of the equipment. This is due to the fact that rust, scale and various debris accumulate on the inner surface of the casing pipe and it becomes necessary to clean the casing pipe. For these purposes, before lowering the equipment into the well, the operations of gauging and cleaning of the production string are carried out using a template and a scraper.
Выполнение отдельных спускоподъемных операций приводит к уменьшению производительности обработки ОПЗ за счет временных затрат на их проведение.The performance of individual tripping operations leads to a decrease in the processing productivity of the BHT due to the time spent on their implementation.
В качестве прототипа выбрано устройство для комплексной обработки продуктивных пластов, обеспечивающее комплексную обработку скважины за одну спускоподъемную операцию, совмещенную с очисткой эксплуатационной колонны в пределах призабойной зоны пласта и, содержащий струйный насос и обратный клапан (патент РФ на полезную модель №158059, публ. 20.12.2015, бюл. 35).As a prototype, a device was chosen for complex treatment of productive formations, which provides complex treatment of a well in one round-trip operation, combined with cleaning the production string within the bottomhole formation zone and containing a jet pump and a check valve (RF patent for utility model No. 158059, publ. 20.12 .2015, Bull. 35).
Скважинная струйная установка содержит верхнюю часть колонны НКТ, струйный аппарат, пакер, нижнюю часть НКТ, скребок с ножами, контейнер с регистрирующими приборами, воронку. Скребок с ножами предназначен для очистки эксплуатационной колонны от буровой грязи, цемента, осколков, ржавчины, накипи, парафина, перфорационных заусенцев и прочих предметов, находящихся на внутренних стенках труб. Очистка сопровождается движением всей установки вверх или вниз. После очистки производится промывка по затрубному пространству, при этом пакер находится в транспортном положении.The downhole jet unit comprises the upper part of the tubing string, the jet apparatus, the packer, the lower part of the tubing, the scraper with knives, the container with the recording devices, the funnel. The scraper with knives is designed to clean the production string from drilling mud, cement, fragments, rust, scale, paraffin, perforation burrs and other objects located on the inner walls of the pipes. Cleaning is accompanied by the movement of the entire installation up or down. After cleaning, flushing is carried out through the annulus, while the packer is in the transport position.
Струйный аппарат не имеет сообщения с затрубным пространством, т.е. выполнен герметично по отношению к внутренней полости колонны НКТ. Струйная установка герметична от устья до воронки, что позволяет производить промывку скважины. По окончании промывки производится подъем струйной установки до места посадки пакера и установка его в рабочее положение, тем самым осуществляется разобщение затрубного пространства, что не позволяет жидкости с верхней части поступать в нижнюю подпакерную зону. Далее при сбрасывании функциональной вставки с активным соплом и камерой смешения с диффузором в струйный аппарат обеспечивают сообщение внутренней части колонны НКТ с затрубным пространством выше струйного аппарата. Это позволяет создать циркуляцию рабочей жидкости через активное сопло, камеру смешения с диффузором, верхнюю часть затрубья и разобщение внутренней части колонны НКТ с нижней частью струйной установки - подпакерной зоны. Это позволяет производить отбор из подпакерной зоны. Жидкость поступает в камеру смешения с диффузором, верхнюю часть затрубного пространства.The jet apparatus has no communication with the annulus, i.e. made hermetically in relation to the inner cavity of the tubing string. The jet unit is sealed from the mouth to the funnel, which allows flushing the well. At the end of flushing, the jet unit is lifted to the packer landing site and set in the working position, thereby separating the annular space, which does not allow fluid from the upper part to flow into the lower under-packer zone. Further, when dropping the functional insert with an active nozzle and a mixing chamber with a diffuser into the jet apparatus, the internal part of the tubing string is connected to the annulus above the jet apparatus. This allows you to create circulation of the working fluid through the active nozzle, the mixing chamber with a diffuser, the upper part of the annulus and the separation of the inner part of the tubing string from the lower part of the jet unit - the under-packer zone. This allows for extraction from the sub-packer zone. The liquid enters the mixing chamber with a diffuser, the upper part of the annulus.
По окончании работ производится снятие пакера, перевод его в транспортное положение и последующий подъем компоновки. Все вышеописанные технологические операции фиксируются регистрирующими приборами, установленными в контейнер.Upon completion of the work, the packer is removed, transferred to the transport position, and the assembly is subsequently lifted. All of the above technological operations are recorded by recording devices installed in the container.
Механический скребок с ножами устанавливается на нижней границе интервала скреперования. Устройство работает следующим образом. Очистка участка эксплуатационной колонны для установки пакера производится механическим скребком в заданном планом работ интервале. Скреперование производят путем подъема и спуска всей компоновки на величину равную интервалу скреперования. При этом ножи скребка соскребают налет (буровая грязь, цемент, осколки, ржавчина, накипь, парафин и прочие предметы) с внутренней поверхности эксплуатационной колонны. Скважина промывается жидкостью глушения по затрубному пространству до отсутствия в поступающей из скважины жидкости механических примесей. Затем производится посадка пакера и монтируется фонтанная арматура.A mechanical scraper with knives is installed at the lower boundary of the scraping interval. The device works as follows. Cleaning of the production casing section for setting the packer is carried out with a mechanical scraper in the interval specified by the work plan. Scraping is carried out by raising and lowering the entire assembly by an amount equal to the scraping interval. At the same time, the scraper blades scrape off deposits (drill mud, cement, fragments, rust, scale, paraffin and other objects) from the inner surface of the production casing. The well is flushed with the killing fluid through the annulus until there are no mechanical impurities in the fluid coming from the well. Then the packer is set and the Christmas tree is installed.
Используя насосный агрегат, скважина заполняется рабочей жидкостью, производится опрессовка пакера, вызывается циркуляция. Повышая давление нагнетания на насосном агрегате, добиваются максимального стабильного притока из пласта. Далее производится отбор необходимого объема жидкости.Using a pumping unit, the well is filled with working fluid, the packer is pressure tested, and circulation is initiated. By increasing the discharge pressure on the pumping unit, the maximum stable inflow from the formation is achieved. Next, the required volume of liquid is selected.
Недостаток известного технического решения заключается в высоком риске возникновения аварийной ситуации из-за прихватов или заклинивания при передвижении устройства в процессе выполнения технологических операций в условиях работы в горизонтальных и наклонных участках скважины, а также в скважинах с участками со значительной кривизной ствола.The disadvantage of the known technical solution lies in the high risk of an emergency due to sticking or jamming when moving the device in the process of performing technological operations in working conditions in horizontal and inclined sections of the well, as well as in wells with areas with significant curvature of the wellbore.
Задачей полезной модели является повышение безопасности проведения комплексной обработки продуктивного пласта.The objective of the utility model is to increase the safety of complex processing of a productive formation.
Техническим результатом является снижение риска возникновения прихватов и заклинивания и, связанного с ними повреждения скважинного оборудования, при перемещении в скважинах с горизонтальными и наклонными участками, и с участками со значительной кривизной ствола.The technical result is to reduce the risk of sticking and jamming and associated damage to downhole equipment when moving in wells with horizontal and inclined sections, and with sections with significant curvature of the wellbore.
Технический результат достигается тем, что устройство для комплексной обработки продуктивного пласта содержит струйный насос, выполненный с возможностью сообщения и разобщения с затрубным пространством с использованием герметизирующей втулки и сбрасываемого элемента, пакер, размещенный под струйным насосом, и узел для очистки участка эксплуатационной колонны для посадки пакера. Герметизирующая втулка установлена в полом цилиндрическом корпусе струйного насоса с возможностью осевого перемещения посредством сбрасываемого элемента. Устройство дополнительно снабжено устройством для шаблонирования эксплуатационной колонны, соединенным с пакером через сферическое шарнирное соединение. На нижнем конце узла для шаблонирования установлен узел для очистки участка эксплуатационной колонны для посадки пакера.The technical result is achieved by the fact that the device for complex treatment of the productive formation contains a jet pump configured to communicate and disconnect with the annulus using a sealing sleeve and a drop element, a packer located under the jet pump, and a unit for cleaning the section of the production string for setting the packer . The sealing sleeve is installed in the hollow cylindrical body of the jet pump with the possibility of axial movement by means of a reset element. The device is additionally equipped with a device for gauging the production string, connected to the packer through a spherical swivel joint. At the lower end of the gauge unit, a unit is installed for clearing a section of the production string for setting the packer.
Струйный насос содержит установленные в его корпусе обратный клапан, сопло и камеру смешения с диффузором, при этом обратный клапан соединен с камерой смешения каналом. Герметизирующая втулка снабжена проточкой, в пределах которой выполнены радиальные отверстия. В качестве сбрасываемого элемента используется шар.The jet pump contains a check valve, a nozzle and a mixing chamber with a diffuser installed in its housing, while the check valve is connected to the mixing chamber by a channel. The sealing sleeve is provided with a groove within which radial holes are made. A ball is used as the drop element.
Диаметр шаблона соответствует диаметру очищенной от буровой грязи внутренней поверхности эксплуатационной колонны».The diameter of the template corresponds to the diameter of the inner surface of the production string cleaned from drilling mud.”
На фиг. 1 представлен общий вид устройства для комплексной обработки продуктивного пласта при осуществлении шаблонирования и скреперования участка эксплуатационной колонны под посадку пакера; на фиг. 2 - поперечный разрез по В-В струйного насоса с отображением канала от обратного клапана к камере смешения; на фиг. 3 - устройство, установленное в подготовленном участке скважины для осуществления обработки продуктивного пласта; на фиг. 4 - продольный разрез по А-А устройства в процессе шаблонирования и скреперования и с изображением движения рабочей жидкости во время обратной промывки; на фиг. 5 - продольный разрез по Б-Б устройства в процессе обработки продуктивного пласта с иллюстрацией движения жидкости во время закачки в пласт; на фиг. 6 - продольный разрез по Б-Б устройства в процессе отбора пластовой жидкости с изображением направления движения жидкости.In FIG. 1 shows a general view of the device for the complex processing of the productive formation when gauging and scraping a section of the production string for setting the packer; in fig. 2 is a cross-section along the B-B of the jet pump showing the channel from the check valve to the mixing chamber; in fig. 3 - device installed in the prepared section of the well for processing the productive formation; in fig. 4 is a longitudinal section along A-A of the device in the process of gauging and scraping and showing the movement of the working fluid during backwashing; in fig. 5 is a longitudinal section along B-B of the device in the process of processing a productive formation with an illustration of the movement of fluid during injection into the formation; in fig. 6 is a longitudinal section along B-B of the device in the process of withdrawing reservoir fluid with an image of the direction of fluid movement.
Устройство для комплексной обработки продуктивного пласта спускается в скважину на насосно-компрессорной трубе 1 и состоит из струйного насоса 2, проходного пакера 3, шаблона 4 и скрепера 5 с ножами 6, предназначенными для очистки внутренней поверхности эксплуатационной колонны от буровой грязи, цемента, ржавчины, парафина, перфорационных заусенцев и прочих загрязнений. Между пакером 3 и шаблоном 4 установлено сферическое шарнирное соединение 7, снижающее жесткость компоновки на изгиб (фиг. 1). Струйный насос содержит полый цилиндрический корпус 8, в котором с возможностью осевого перемещения размещена герметизирующая втулка 9. Внешняя поверхность герметизирующей втулки 9 снабжена проточкой 10, в пределах которой выполнены радиальные отверстия 11. В корпусе 8 струйного насоса 2 установлены обратный клапан 12, в составе шарика 13, седла 14 и канала обратного клапана 15. Кроме того, в корпусе 8 установлены сопло 16 с каналом 17 к соплу, диффузор 18 и камера смешения 19. Канал обратного клапана 15 связан с камерой смешения 19 каналом 20 (фиг. 2). Втулка 9 удерживается в корпусе 8 разрушаемым элементом 21, а в нижней части корпуса 8 выполнен выступ 22.The device for the complex treatment of the productive formation is lowered into the well on the
Устройство для комплексной обработки продуктивного пласта работает следующим образом.The device for complex processing of the reservoir works as follows.
Устройство в составе из струйного насоса 2, проходного пакера 3, шаблона 4 и скрепера 5 спускают в скважину, при этом пакер 3 находится в транспортном положении, герметизирующая втулка 9 находится в верхнем положении, перекрывая канал 17 к соплу 16, струйный насос 2 не имеет сообщения с затрубным пространством. Устройство герметично изолировано от устья скважины до ножей 6, что позволяет проводить промывку скважины (фиг. 1 и фиг. 4). Продвигаясь по скважине вверх и вниз, ножи 6 скрепера 5 воздействуют на внутреннюю поверхность эксплуатационной колоны, очищая ее от буровой грязи, до свободного продвижения шаблона. При очистке участков скважины со значительной кривизной сферическое шарнирное соединение 7 снижает жесткость устройства на изгиб и предотвращает прихват и заклинивание устройства. Механическая очистка скважины осуществляется с одновременной промывкой скважины путем подачи в затрубное пространство рабочей жидкости 25 и обратной циркуляцией через внутреннюю полость устройства (фиг. 1 и фиг. 4). По завершении очистки эксплуатационной колонны производят подъем устройства до места посадки пакера 3 в интервале «Н» и устанавливают пакер в рабочее положение (фиг. 3). Разобщение затрубного пространства не позволяет жидкости из надпакерной зоны поступать в подпакерную зону. Далее через НКТ и внутренние полости устройства осуществляют подачу жидкости обработки 26 в подпакерную зону и в пласт 23 (фиг. 4 и фиг. 6). По окончании закачки жидкости обработки 26 в НКТ 1 сбрасывают шар 28, который через центральное отверстие проникает в корпус 8, взаимодействует с герметизирующей втулкой 9, смещает ее до выступа 22 и перекрывает внутреннюю полость устройства (фиг. 6). В результате смещения герметизирующей втулки 9 приобретено сообщение через каналы 15 и 17 внутренней части НКТ 1 с затрубным пространством, что создает условия для циркуляции рабочей жидкости 25 через сопло 16, камеру смешения 19. диффузор 18 и надпакерным затрубным пространством. Кроме того, смещение герметизирующей втулки 9 изолировало внутреннюю полость НКТ с подпакерным пространством.The device consisting of a
Для отбора пластовой жидкости в НКТ 1 осуществляют подачу под давлением рабочей жидкости 25, которая поступает в канал 17, сопло 16 через камеру смешения 19. диффузор 18 и далее через надпакерное затрубное пространство на устье скважины. Поток рабочей жидкости 25, находящейся под давлением, создает в камере смешения 19 область пониженного давления, в которую устремляется через подпакерное затрубное пространство выходящая из продуктивного пласта 23 пластовая жидкость 27. Продвигаясь через внутреннюю полость устройства, пластовая жидкость смешивается с рабочей жидкостью и поднимается по надпакерному затрубному пространству на поверхность.To select the reservoir fluid in the
По окончании обработки продуктивного пласта производят деактивацию пакера 3, перевод его в транспортное положение и последующий подъем устройства.At the end of the treatment of the productive formation, the
Предлагаемое к патентованию техническое решение позволяет обеспечить эффективную и безопасную обработку продуктивного пласта за счет качественной очистки эксплуатационной колонны, которая снижает риск заклинивания и прихвата скважинного оборудования, работающего в скважинах с горизонтальными, наклонными участками и участками со значительной кривизной ствола.The technical solution proposed for patenting makes it possible to ensure efficient and safe treatment of the productive formation due to high-quality cleaning of the production string, which reduces the risk of jamming and sticking of downhole equipment operating in wells with horizontal, inclined sections and sections with significant curvature of the wellbore.
Claims (5)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU215773U1 true RU215773U1 (en) | 2022-12-26 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2246048C1 (en) * | 2003-07-14 | 2005-02-10 | Ярослав Васильевич Шановский | Well fluidic installation |
| RU2392503C1 (en) * | 2009-05-25 | 2010-06-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method of operation of well jet facility in case of influx intensification and well development |
| RU110146U1 (en) * | 2011-04-19 | 2011-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "РАИФ" | JET PUMP |
| CN105134111A (en) * | 2015-08-25 | 2015-12-09 | 宝鸡石油机械有限责任公司 | Multifunctional borehole cleaning tool |
| RU158059U1 (en) * | 2014-04-09 | 2015-12-20 | Салават Анатольевич Кузяев | DEVICE FOR COMPREHENSIVE PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS |
| CN109296325A (en) * | 2018-10-10 | 2019-02-01 | 东北石油大学 | Jetting type wellbore cleaning means |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2246048C1 (en) * | 2003-07-14 | 2005-02-10 | Ярослав Васильевич Шановский | Well fluidic installation |
| RU2392503C1 (en) * | 2009-05-25 | 2010-06-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method of operation of well jet facility in case of influx intensification and well development |
| RU110146U1 (en) * | 2011-04-19 | 2011-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "РАИФ" | JET PUMP |
| RU158059U1 (en) * | 2014-04-09 | 2015-12-20 | Салават Анатольевич Кузяев | DEVICE FOR COMPREHENSIVE PROCESSING OF PRODUCTIVE LAYERS |
| CN105134111A (en) * | 2015-08-25 | 2015-12-09 | 宝鸡石油机械有限责任公司 | Multifunctional borehole cleaning tool |
| CN109296325A (en) * | 2018-10-10 | 2019-02-01 | 东北石油大学 | Jetting type wellbore cleaning means |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2432451C1 (en) | Device and procedure for transfer of tool for reservoir treatment for inflow intensification by means of ratchet gear | |
| US9822615B2 (en) | Apparatus and method for jet perforating and cutting tool | |
| US4474243A (en) | Method and apparatus for running and cementing pipe | |
| RU2005113714A (en) | FINISHING A WELL FOR ONE DOWN OF A PUMP AND COMPRESSOR COLUMN | |
| US3892274A (en) | Retrievable self-decentralized hydra-jet tool | |
| CN110424912B (en) | Method for replacing filling layer without changing pipe column, flowback service device and well completion structure | |
| WO2015105427A2 (en) | Method and device for cutting, perforating, washing and pulling of casing pipes in a well | |
| GB2417745A (en) | Expandable bit with pressure activated release member | |
| US10662728B2 (en) | Method and apparatus for stuck pipe mitigation | |
| US5158140A (en) | Apparatus and method for cleaning out an underground well | |
| CN109372491B (en) | Underground self-releasing logging instrument for petroleum and natural gas exploitation | |
| RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
| US5139089A (en) | Well cleanout tool and method | |
| RU215773U1 (en) | Device for complex treatment of a productive formation | |
| US2179033A (en) | Method and apparatus for performing fishing operations | |
| RU2282714C1 (en) | Method for secondary productive formation exposing by slot hydraulic jet perforation and well putting in operation | |
| US4716970A (en) | Oil or gas well workover technique | |
| US20230332485A1 (en) | Device and method of productive formation selective processing | |
| US3561534A (en) | Method and apparatus for cleaning oil wells | |
| US2268010A (en) | Method of and means for cementing well formations | |
| RU2571966C1 (en) | Method for recovery of permeability for open horizontal borehole | |
| CN116066000A (en) | Casing sand blasting, slotting and cavity making tubular column and shaping operation method thereof | |
| AU2021287917A1 (en) | Wellbore segmented operation method and rubber plug for said method | |
| RU2393341C2 (en) | Hydromechanical slit perforator | |
| RU2770451C1 (en) | Method for synchronous hydromonitor construction of sets of draining trunks of small diameter and the device for its implementation |