RU2202035C2 - Downhole drift for pipes - Google Patents
Downhole drift for pipes Download PDFInfo
- Publication number
- RU2202035C2 RU2202035C2 RU2001117254A RU2001117254A RU2202035C2 RU 2202035 C2 RU2202035 C2 RU 2202035C2 RU 2001117254 A RU2001117254 A RU 2001117254A RU 2001117254 A RU2001117254 A RU 2001117254A RU 2202035 C2 RU2202035 C2 RU 2202035C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- rod
- working
- space
- cylinder
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к строительству и ремонту нефтяных, газовых и других скважин и может использоваться для сообщения полости обсадной трубы в скважине с окружающей средой для получения притока продукции пласта, закачки различных жидкостей и растворов при воздействии на призабойную зону, при проведении изоляционных и прочих работ в тех случаях, когда для указанных целей необходимо пробить множество отверстий в стенке обсадной колонны на участке, имеющем значительную протяженность. The invention relates to the construction and repair of oil, gas and other wells and can be used to communicate a casing cavity in a borehole with the environment to obtain an inflow of formation products, injection of various fluids and solutions when exposed to the bottomhole zone, during insulation and other works in those cases when for these purposes it is necessary to punch a lot of holes in the wall of the casing in a section having a significant length.
Широко известны и находят всеобщее применение скважинные перфораторы многозарядного исполнения, использующие энергию взрывчатого вещества (ВВ), которые залповым выстрелом пробивают за один спуск устройства в скважину множество отверстий в стенке обсадной колонны или кумулятивными струями, или пулями, или разрывными снарядами ("торпедой"). Указанные перфораторы внутри скважины обычно транспортируются на гибком кабель-канате с помощью лебедки каротажной бригадой. Multiply charged borehole drills using explosive energy (BB) are widely known and are widely used, which, with a salvo, punch many holes in the casing wall with cumulative jets, or bullets, or explosive shells ("torpedoes") during one descent of the device into the well. . These perforators inside the well are usually transported on a flexible cable-rope using a logging winch.
Недостатки таких устройств заключаются в том, что их сложно доставить в горизонтальные участки забоев скважин, кроме того, часть пуль не пробивает стенки обсадной колонны и падает на забой. Кумулятивные перфораторы обеспечивают получение более надежного сообщения, но при этом диаметры отверстий составляют по некоторым данным только около 5 мм, что не всегда достаточно. И наконец устройства, использующие ВВ, небезопасны для персонала и иногда приводят к нарушениям целостности обсадной колонны ударной волной взрывов. The disadvantages of such devices are that it is difficult to deliver them to horizontal sections of the bottom of the wells, in addition, part of the bullets does not penetrate the walls of the casing and falls on the bottom. Cumulative perforators provide a more reliable message, but the diameter of the holes is, according to some reports, only about 5 mm, which is not always enough. And finally, devices using explosives are unsafe for personnel and sometimes lead to violations of the casing string by the explosive shock wave.
Известны перфораторы, спускаемые в скважину на силовом электрическом кабеле-канате, содержащие сверло с электроприводом для вращения, подачи и отвода его из отверстия [1]. Known perforators, lowered into the well on a power electric cable-rope, containing a drill with an electric drive for rotation, supply and removal of it from the hole [1].
Их недостаток - сложность доставки инструмента на кабель-канате в горизонтальные участки забоев скважин. Their disadvantage is the difficulty of delivering the tool on the cable to the horizontal sections of the bottom faces of the wells.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по техническому исполнению и принципу действия является скважинный пробойник для труб, спускаемый в скважину на рабочей колонне, содержащий полый заполненный жидкостью корпус с боковыми каналами, сообщающимися с полостью корпуса, установленный в боковом канале поршень с рабочим органом, жестко связанный с корпусом полый цилиндр, шток, установленный в полости корпуса и цилиндра с возможностью осевого перемещения, образующий с цилиндром штоковую камеру, плунжер, установленный в цилиндре и связанный со штоком с помощью срезного элемента и образующий с цилиндром рабочую камеру, которая через отверстие в переводнике сообщается с пространством скважины через обратный клапан, выполненный в виде разрушаемой при взаимодействии с рабочей колонной заглушки [2]. Closest to the proposed invention in terms of technical design and principle of operation is a downhole drill for pipes, lowered into the well on a working string, containing a hollow fluid-filled housing with side channels communicating with the cavity of the housing, a piston installed in the side channel with a working body rigidly connected to housing a hollow cylinder, a rod installed in the cavity of the housing and cylinder with the possibility of axial movement, forming a rod chamber with the cylinder, a plunger installed in the cylinder and coupled to the rod via shear member and defining with the cylinder a working chamber, which through an opening in communication with the space-sub borehole via a check valve configured as a frangible interaction with workstring plug [2].
Основной недостаток данного устройства - однократность действия, в результате чего за каждый его спуск в скважину можно получить практически не более 1-3 отверстий (определяется числом радиальных боковых каналов в его корпусе). Другой недостаток - для приведения его в действие путем разрушения заглушки под воздействием рабочей колонны устройство должно быть посажено на какой-нибудь упор в скважине. Кроме того, промысловая практика показала, что однократного воздействия его рабочего органа на пробиваемую трубу иногда недостаточно для получения необходимого отверстия в стенке трубы и по этой причине операцию по пробивке приходится выполнять повторно, для чего устройство требуется извлекать из скважины, собрать его с новыми заглушкой и штифтом и снова спускать в скважину. The main disadvantage of this device is the one-shot action, as a result of which, for each of its descent into the well, practically no more than 1-3 holes can be obtained (determined by the number of radial side channels in its casing). Another disadvantage is that in order to bring it into action by destroying the plug under the influence of the working string, the device must be seated on some stop in the well. In addition, field practice has shown that a single exposure of its working body to a pipe to be punched is sometimes not enough to obtain the required hole in the pipe wall and for this reason, the punching operation has to be repeated, for which the device needs to be removed from the well, assembled with a new plug and with a pin and lower it into the well again.
Целью изобретения является пробивка множества отверстий в обсадной колонне за один спуск скважинного пробойника для труб на рабочей колонне, чтобы использовать его в качестве перфоратора для вскрытия протяженного интервала ствола скважины, притом в скважинах, где не имеется упора. Другая цель изобретения - обеспечение более надежного сообщения полости пробиваемой трубы с окружающей средой через отверстия путем многократного воздействия рабочего органа устройства на пробиваемые отверстия, т.е. обеспечение многократного внедрения рабочего органа в одно и то же отверстие в процессе пробивки. The aim of the invention is the punching of many holes in the casing for one descent of the borehole punch for pipes on the working string, to use it as a perforator to open an extended interval of the wellbore, moreover in wells where there is no stop. Another objective of the invention is the provision of a more reliable communication of the cavity of the punched pipe with the environment through the holes by repeatedly exposing the working member of the device to the punched holes, i.e. ensuring multiple implementation of the working body in the same hole in the punching process.
Поставленная цель достигается тем, что в качестве рабочей использована колонна труб с гидравлическим каналом для подачи силовой жидкости-энергоносителя от насоса, полость которой гидравлически связана с рабочей камерой и пространством скважины через дроссели, штоковая камера через отверстия в цилиндре сообщена с пространством скважины, плунжер выполнен со сквозным каналом, сообщающим рабочую и штоковую камеры, на котором установлен нормально открытый клапан, шток и плунжер соединены между собой жестко и подпружинены для обеспечения штоку положения, выдвинутого из корпуса и для обеспечения закрытия клапана. На канале плунжера шток снабжен поршнем для взаимодействия с жидкостью, содержащейся в корпусе, при выдвижении штока из него, а в переводнике установлен сообщающий рабочую камеру с пространством скважины нормально закрытый золотник, запорный элемент которого связан с поршнем гидравлического реле выдержки времени, причем последнее снабжено обратным клапаном, каналами и возвратной пружиной для обеспечения открывания золотника после выдержки некоторого заданного времени и ускоренного закрывания с возвратом реле в исходное состояние. This goal is achieved by the fact that a pipe string with a hydraulic channel is used as a working channel for supplying a power energy carrier fluid from a pump, the cavity of which is hydraulically connected to the working chamber and the space of the well through throttles, the rod chamber is in communication with the space of the well through openings in the cylinder, the plunger is made with a through channel communicating the working and stem chambers, on which a normally open valve is installed, the stem and plunger are rigidly interconnected and spring-loaded to ensure current position, extended out of the case and to ensure closing of the valve. On the plunger channel, the stem is equipped with a piston for interacting with the fluid contained in the housing when the stem is pulled out of it, and a normally closed spool communicating the working chamber with the well space is installed in the sub, the shut-off element of which is connected to the piston of the hydraulic time delay relay, the latter provided with a reverse a valve, channels and a return spring to ensure the opening of the spool after holding a certain predetermined time and accelerated closing with the reset of the relay to its original state.
На фиг.1а изображен предложенный пробойник - продольный разрез от рабочей колонны до сечения I-I через плунжер; на фиг.1б - продолжение устройства от сечения I-I до нижнего конца; на фиг.2 - поперечное сечение А-А на фиг. 1а; на фиг.3 - поперечное сечение Б-Б фиг.1б. On figa shows the proposed punch - a longitudinal section from the working column to section I-I through the plunger; on figb is a continuation of the device from section I-I to the lower end; figure 2 is a cross section aa in fig. 1a; figure 3 is a cross section bB fig.1b.
Устройство пробойника следующее. The device of the punch is as follows.
Пробойник опускается в скважину на рабочей колонне труб 1, которая через переводник 2 соединена с цилиндром 3. Полость рабочей колонны 1 через дроссель 4 имеет сообщение с пространством скважины, а через дроссель 5 сообщается с рабочей камерой 6 через каналы 7 в переводнике 2. В переводнике 2 установлен подпружиненный запорный элемент 8 золотника, который перекрывает сообщение рабочей камеры 6 с пространством скважины, выполненное через каналы 7, полости 9 золотника и окна 10 в переводнике 2. Запорный элемент 8 золотника через шток 11 связан с поршнем 12 гидравлического реле 13 выдержки времени, полость которого 14 заполнена жидкостью. В поршне 12 реле 13 имеется обратный клапан 15, перекрывающий канал 16, сообщающий полости реле 13. Другим каналом, сообщающим полости 9 золотника, является радиальный зазор между поршнем 12 и корпусом реле 13. Поршень 12 снабжен толкателем 17. В цилиндре 3 установлен плунжер (поршень) привода 18, снабженный уплотнительным элементом 19, который образует под плунжером 18 штоковую камеру 20. The punch is lowered into the borehole on the working string of pipes 1, which is connected through the
Рабочая камера 6 со штоковой 20 сообщена через каналы 21 и 22 в плунжере 18. Канал 21 перекрыт клапаном 23, который стремится находится в нормально открытом состоянии под действием пружины 24, установленной под толкателем 25. Приводной плунжер 18 соединен со штоком 26 жестко и они подпружинены силовой пружиной 27, которая в нормальном (исходном) состоянии устройства должна обеспечивать выход штока 26 из полости корпуса 28, заполненной жидкостью. Шток 26 снабжен поршнем 29. Осевая полость корпуса 28 выполнена двухступенчатым сечением, т. е. в верхней части 30 имеет размер, обеспечивающий малый радиальный зазор для поршня 29. The working chamber 6 with the rod 20 is communicated through channels 21 and 22 in the
В корпусе 28 выполнен боковой канал 31, где размещены силовой поршень 32 с рабочим органом 33 - колющим наконечником. Боковой канал 31 и полость корпуса 28 сообщены каналом 34. Штоковая камера 20 свободно сообщается с пространством скважины через отверстия 35 в цилиндре. A side channel 31 is made in the housing 28, where a power piston 32 with a working body 33, a piercing tip, is placed. The lateral channel 31 and the cavity of the housing 28 are communicated by the channel 34. The rod chamber 20 freely communicates with the space of the well through holes 35 in the cylinder.
Работа пробойника. Work punch.
Во время спуска устройства в скважину его элементы находятся в положении, изображенном на фиг.1а и б, т.к. силовая пружина 27 развивает в несколько раз большую силу, чем пружина 24 клапана 23, поэтому последний закрыт, т. к. он прижат к торцу реле 13. Запорный элемент 8 золотника находится в изображенном состоянии под действием своей пружины 36 и удерживается еще и под действием толкателя 17 реле 13, т.к. на толкатель 17 действует и сила пружины 27, передаваемая через клапан 23. Во время погружения устройства под уровень жидкости в скважине сообщение полости рабочей колонны 1 с пространством скважины происходит через отверстие 4, а детали пробойника находятся в равновесии в описанном (изображенном) состоянии, т.к. все его проточные полости, каналы (кроме постоянно закрытых полостей корпуса 18 и реле 13) свободно сообщаются с окружающей средой - пространством скважины через каналы, полости и отверстия 4, 5, 7, 6, 9, 10, а так же через отверстие 35, штоковую камеру 20, каналы 21 и 22. После достижения пробиваемого интервала устройство останавливается и в рабочую колонну труб 1 закачивается силовая жидкость, часть которой вытекает через дроссель 4 в пространство скважины, а другая часть поступает через дроссель 5 в пробойник, а далее через канал 7 поступает в рабочую камеру 6 и действует на закрытый клапан 23 и на плунжер (поршень) привода 18, перемещает его вместе со штоком 26, отжимая пружину 27, в результате чего силовой поршень 32 с рабочим наконечником 33 вытесняются из корпуса 28 и наконечник внедряется в стенку скважины частично или полностью. Поскольку из-за сопротивления наконечника 33 внедрению и силы, необходимой для сжатия силовой пружины 27, описанный рабочий ход происходит при избыточном давлении в рабочей камере 6, которое на 60-140 атм превышает давление окружающей среды (по результатам экспериментов), запорный элемент 8 золотника так же нагружается этим перепадом, т.к. его противоположный торец через окна 10 сообщается со скважиной. Однако из-за сопротивления поршня 12 реле 13, наполненного маслом, связанный с реле 13 штоком 11 запорный элемент 8 золотника перемещается вниз медленно (за 4-8 с). При этом жидкость из под поршня 12 реле перетекает вверх через радиальный зазор между поршнем 12 и реле 13. В момент выхода поршня 12 реле 13 в расточенный участок 37 корпуса запорный элемент 8 золотника резко сообщает полость рабочей камеры 6 с пространством скважины через окна 10, полость 9 и каналы 7. В этот момент исчезает перепад давления на плунжер (поршень) 18 привода и на его клапан 23, поэтому вся сборка - поршень 18, клапан 23, шток 26 с тормозным поршнем 29 - подбрасывается резко вверх под действием силы сжатия пружины 27. В момент входа поршня 29 штока 26 в суженную часть 30 в полости корпуса 28 происходит резкое торможение системы "шток 26 - плунжер 18 - клапан 23". Сила инерции, связанная с указанным торможением, и сила пружины 24 клапана отрывают его от плунжера 18 (поршня), т.к. в указанный момент отсутствует перепад давления на них, т.к. и рабочая камера 6, и штоковая 20 сообщены с пространством скважины. During the descent of the device into the well, its elements are in the position shown in figa and b, because the power spring 27 develops several times greater force than the spring 24 of the valve 23, so the latter is closed, because it is pressed against the end of the relay 13. The shut-off element 8 of the spool is in the shown state under the action of its spring 36 and is also retained by pusher 17 of the relay 13, because the pusher 17 is also affected by the force of the spring 27 transmitted through the valve 23. During immersion of the device under the liquid level in the well, the cavity of the working string 1 communicates with the space of the well through the hole 4, and the details of the punch are in equilibrium in the described (pictured) state, t .to. all its flowing cavities, channels (except for constantly closed cavities of the
Далее происходит замедленное перемещение всей системы штока 26 вверх под действием пружины 27 - указанное замедление обеспечивается демпфирующим действием поршня 29, взаимодействующего с жидкостью корпуса 28. За это время жидкость из рабочей камеры 6 вытесняется вниз через каналы 21, 22 в штоковую камеру 20, далее через отверстие 35 - в скважину. В указанном движении жидкости участвует и силовая жидкость, которая продолжает поступать в рабочую камеру 6 через дроссель 5. Размер дросселя 5 выбирают таким, чтобы общий поток не смог закрыть клапан 23 (около 700-1700 см3/с). В период времени, когда клапан 23 открытый, запорный элемент золотника 8, снова занимает исходное (закрытое положение), при этом он преодолевает незначительное избыточное давление под дросселем 5 (и в камере 6), вызванное гидравлическими сопротивлениями в каналах устройства. Соответственно выбирается и сила пружины 36 реле, и параметры обратного клапана 15 в поршне 12 реле 13. Заметим, что возврату реле 13 в исходное (нарисованное) положение способствует и силовая пружина 27, которая прижимает клапан 23 с плунжером 18 к корпусу 13 реле и через толкатель 17 действует на подвижную систему "золотник 8 - реле 13". Обратный вход в корпус поршня 32 с рабочим органом 33 происходит под действием избыточного давления в пространстве скважины (в окружающей среде), так как шток 26, выталкиваемый из полости корпуса 28 силовой пружины 27, создает в полости корпуса 28 пониженное давление. После прижатия клапана 23 к плунжеру 18 он закрывается. И при этом в рабочей камере 6 повышается давление и весь рабочий процесс внедрения наконечника - рабочего органа 33 в стенку скважины повторяется с частотой около 4-12 операций в минуту (по результатам расчетов). Таким образом, за время остановки пробойника на одном месте получается одно отверстие в результате нескольких внедрений наконечника в одно место, что способствует образованию трещин и крошению цементного кольца за пробиваемой обсадной трубой. Для перехода к пробивке другого отверстия прокачку силовой жидкости через рабочую колонну 1 и дроссели 4 и 5 прекращают. После прекращения прокачки силовой жидкости давления в скважинном пространстве, в рабочей камере 6 и штоковой камере 20 выравниваются и пробойник немедленно занимает исходное, изображенное на фиг.1а и б, положение под действием силовой пружины 27 несмотря на то, в какой фазе цикла действия была прекращена подача жидкости к устройству. Далее колонна рабочей трубы с пробойником перемещается на другую глубину или поворачивается на месте или эти два движения выполняются вместе. Контроль за работой устройства ведется по циклам скачка давлений на устье скважины, т.к. в период открытого золотника 8 давление на устье снижается.Then there is a slow movement of the entire system of the rod 26 upward under the action of the spring 27 - the specified deceleration is provided by the damping effect of the piston 29 interacting with the fluid of the housing 28. During this time, the liquid from the working chamber 6 is forced down through the channels 21, 22 into the rod chamber 20, then through hole 35 - into the well. A force fluid also takes part in this fluid movement, which continues to enter the working chamber 6 through the throttle 5. The size of the throttle 5 is chosen so that the total flow cannot close valve 23 (about 700-1700 cm 3 / s). In the period of time when the valve 23 is open, the shutoff element of the spool 8 again occupies the initial (closed position), while it overcomes a slight excess pressure under the throttle 5 (and in the chamber 6), caused by hydraulic resistance in the channels of the device. Accordingly, both the spring force 36 of the relay and the parameters of the non-return valve 15 in the piston 12 of the relay 13 are selected. Note that the return of the relay 13 to its original (drawn) position is also facilitated by the power spring 27, which presses the valve 23 with the
По вопросу о соответствии предложенного устройства критерию "изобретательский уровень" сообщаем следующее. On the issue of compliance of the proposed device with the criterion of "inventive step" we report the following.
Несмотря на то, что авторы более чем четверть века интенсивно работают над разработками пробойников различного типа и назначения, а так же новых технологий, основанных на их использовании (наше первое А. С. 673724 относится к 1975 г.), - им не известны устройства, аналогичные описанному в настоящей заявке, в частности пробойники непрерывного действия, как предложенный. Как известно, в последние годы широкое развитие получает разработка и доразработка нефтяных и газовых месторождений с помощью проходки в пласте горизонтальных участков скважин, которые имеют при этом протяженность горизонтального забоя в сотни метров. Нередко эти "горизонтальные" скважины имеют даже восходящие участки. Как правило, они выполняются с использованием новейших технологий, например, основанных на применении гибких колонн труб, сворачиваемых на устье в рулоны (Колтюбинговых агрегатов). На такие участки забоя трудно доставить традиционные перфораторные устройства, спускаемые на кабель-канате. В связи с этими обстоятельствами авторам представляется весьма перспективным использование описанного устройства и при заканчивании скважин с применением гибких колонн труб, в том числе с созданием циркуляции с помощью газообразного азота, когда вскрытие пласта производится с обеспечением (поддержанием) необходимой депрессии на призабойную зону. Важно отметить, что авторы не противопоставляют описанный инструмент традиционным перфораторам, т.к. чем богаче арсенал технических средств, тем успешнее решение тех или иных технологических проблем. Тем не менее, здесь считаем возможным указать, что согласно нашим проработкам уже сегодня для обсадных труб 168•10 мм и более можно разработать пробойники описанной конструкции и развивающие на наконечнике до 50-70 тонн. Простейшие расчеты показывают, что работа воздействия инструмента при таких показателях даже за одно внедрение превышает кинетическую энергию пули калибра 12,7 мм (0,5 дюйма) скважинного перфоратора. Принимая во внимание, что предложенный пробойник пробивает каждое отверстие путем нескольких внедрений своего рабочего наконечника, можно ожидать высокую эффективность патентуемого заявляемого устройства в ряде условий его использования. В настоящее время предложенный (непрерывного действия) пробойник разработан авторами для труб 89•6,5, в т.ч. высоких групп прочности (конкретные цифры по некоторым параметрам устройства, приведенные по ходу описания, относятся именно к пробойнику указанного размера). Опыт разработки, изготовления и эксплуатации пробойников "разового" действия для труб 48•4,0-114•7,0 (различного типа и принципа привода) дает основания ожидать, что нет принципиальных трудностей и при разработке предложенных пробойников для труб 73•5,5, а в последующем после уточнения некоторых вопросов "ноу-хау" и для труб 60•5,0 (при необходимости). Despite the fact that the authors have been working intensively over a quarter of a century on the development of punches of various types and purposes, as well as new technologies based on their use (our first A. S. 673724 refers to 1975), they do not know the device , similar to those described in this application, in particular continuous punches, as proposed. As you know, in recent years, the development and further development of oil and gas fields has been widely developed by drilling horizontal sections of wells in the reservoir, which at the same time have a horizontal bottom hole length of hundreds of meters. Often these "horizontal" wells have even ascending sections. As a rule, they are carried out using the latest technologies, for example, based on the use of flexible pipe columns that are rolled at the mouth into coils (coiled tubing units). It is difficult to deliver traditional punching devices that are lowered onto the cable to such sections of the face. In connection with these circumstances, the authors find it very promising to use the described device when completing wells using flexible pipe columns, including creating circulation with the help of gaseous nitrogen, when the formation is opened to ensure (maintaining) the necessary depression on the bottom-hole zone. It is important to note that the authors do not contrast the described tool with traditional perforators, as the richer the arsenal of technical means, the more successful the solution of certain technological problems. Nevertheless, we consider it possible to indicate here that according to our studies even today for casing pipes of 168 • 10 mm and more it is possible to develop punches of the described design and developing up to 50-70 tons on the tip. The simplest calculations show that the operation of the tool with such indicators, even for one implementation, exceeds the kinetic energy of a 12.7 mm (0.5 inch) bullet of a downhole perforator. Considering that the proposed punch punches each hole by several implementations of its working tip, we can expect high efficiency of the patented inventive device in a number of conditions for its use. Currently, the proposed (continuous operation) punch is developed by the authors for pipes 89 • 6.5, incl. high strength groups (specific figures for some parameters of the device, given along the description, relate specifically to the punch of the specified size). The experience in the development, manufacture and operation of single-shot punches for 48 • 4.0-114 • 7.0 pipes (of various types and drive principles) gives reason to expect that there are no fundamental difficulties in the development of the proposed punches for pipes 73 • 5, 5, and subsequently, after clarification of certain “know-how” issues, for pipes 60 • 5.0 (if necessary).
Источники информации
1. Сверлящий перфоратор типа "ППС 112-60", НПП "Азимут" при Уфимском государственном нефтяном техническом университете.Sources of information
1. Drilling punch type "PPS 112-60", NPP "Azimut" at the Ufa State Oil Technical University.
2. Патент РФ 2057894. 2. RF patent 2057894.
3. Патент РФ 673724. 3. RF patent 673724.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001117254A RU2202035C2 (en) | 2001-06-19 | 2001-06-19 | Downhole drift for pipes |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001117254A RU2202035C2 (en) | 2001-06-19 | 2001-06-19 | Downhole drift for pipes |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2202035C2 true RU2202035C2 (en) | 2003-04-10 |
Family
ID=20251010
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001117254A RU2202035C2 (en) | 2001-06-19 | 2001-06-19 | Downhole drift for pipes |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2202035C2 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2373382C1 (en) * | 2008-04-03 | 2009-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть- Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method for mechanical perforation and device for its realisation |
| RU2420656C1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-10 | Игорь Александрович Гостев | Perforator with multiplier for secondary exposure of beds |
| RU2679235C1 (en) * | 2018-05-03 | 2019-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Punch |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3062294A (en) * | 1959-11-13 | 1962-11-06 | Gulf Research Development Co | Apparatus for fracturing a formation |
| RU2057894C1 (en) * | 1993-08-10 | 1996-04-10 | Юнир Гафурович Вагапов | Borehole punch for pipes |
| RU2087685C1 (en) * | 1994-02-16 | 1997-08-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method and device for mechanical perforation of oil and gas wells |
| SU1391204A1 (en) * | 1986-08-25 | 1998-06-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Perforator for pump-compressor pipes |
| RU2126496C1 (en) * | 1998-03-19 | 1999-02-20 | Дябин Александр Геннадьевич | Method of operation of well and perforator for oil well tubing |
-
2001
- 2001-06-19 RU RU2001117254A patent/RU2202035C2/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3062294A (en) * | 1959-11-13 | 1962-11-06 | Gulf Research Development Co | Apparatus for fracturing a formation |
| SU1391204A1 (en) * | 1986-08-25 | 1998-06-27 | Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт | Perforator for pump-compressor pipes |
| RU2057894C1 (en) * | 1993-08-10 | 1996-04-10 | Юнир Гафурович Вагапов | Borehole punch for pipes |
| RU2087685C1 (en) * | 1994-02-16 | 1997-08-20 | Акционерное общество открытого типа "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method and device for mechanical perforation of oil and gas wells |
| RU2126496C1 (en) * | 1998-03-19 | 1999-02-20 | Дябин Александр Геннадьевич | Method of operation of well and perforator for oil well tubing |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2373382C1 (en) * | 2008-04-03 | 2009-11-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть- Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method for mechanical perforation and device for its realisation |
| RU2420656C1 (en) * | 2009-12-21 | 2011-06-10 | Игорь Александрович Гостев | Perforator with multiplier for secondary exposure of beds |
| RU2679235C1 (en) * | 2018-05-03 | 2019-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Punch |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2401936C1 (en) | Procedure and device for intrawell selective communication by means of fluid medium | |
| RU2411352C2 (en) | Systems and methods for forming cavities and perforation channels in well | |
| US4339000A (en) | Method and apparatus for a bridge plug anchor assembly for a subsurface well | |
| EP2006486A2 (en) | Single trip well abandonment with dual permanent packers and perforating gun | |
| US20210108475A1 (en) | Impact Resistant Material in Setting Tool | |
| US6712158B2 (en) | Apparatus and method for coring and/or drilling | |
| US9228413B2 (en) | Multi-stage setting tool with controlled force-time profile | |
| SA111320192B1 (en) | Expandable Ball Seat | |
| WO2021113758A1 (en) | Impact resistant material in setting tool | |
| US11834939B2 (en) | Method for treating intervals of a producing formation | |
| US7766087B2 (en) | Methods and apparatus for placement of well equipment | |
| RU2202035C2 (en) | Downhole drift for pipes | |
| RU2069740C1 (en) | Piercing perforator for formation of channels in casing strings of oil-gas wells | |
| US10781677B2 (en) | Pyrotechnic initiated hydrostatic/boost assisted down-hole activation device and method | |
| US10753177B2 (en) | Method and apparatus for actuating downhole tools | |
| US11448025B2 (en) | Impact resistant material in setting tool | |
| RU2211310C1 (en) | Well punch-perforator | |
| RU19086U1 (en) | DEVICE FOR DEEP PUNCHING OF CUTTING WELLS AND EXECUTIVE PUNCH BODY | |
| RU2299316C2 (en) | Method and device for deep well perforation | |
| RU2206707C2 (en) | Downhole pipe punch | |
| RU2316644C2 (en) | Mechanical-hydraulic perforator | |
| RU2777043C1 (en) | Downhole electrovalve (options) | |
| RU2817925C1 (en) | Method and device for destruction of cement stone behind casing pipe | |
| RU2539087C2 (en) | Downhole pulsator | |
| CN112855092B (en) | Downhole operation method and perforation short joint for separate production and separate injection |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080620 |