RU2211310C1 - Well punch-perforator - Google Patents
Well punch-perforator Download PDFInfo
- Publication number
- RU2211310C1 RU2211310C1 RU2002106285A RU2002106285A RU2211310C1 RU 2211310 C1 RU2211310 C1 RU 2211310C1 RU 2002106285 A RU2002106285 A RU 2002106285A RU 2002106285 A RU2002106285 A RU 2002106285A RU 2211310 C1 RU2211310 C1 RU 2211310C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- cavity
- plunger
- working
- rod
- cylinder
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 11
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000004080 punching Methods 0.000 abstract description 8
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 239000002360 explosive Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241000251729 Elasmobranchii Species 0.000 description 1
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 238000005352 clarification Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 230000035939 shock Effects 0.000 description 1
- 230000002277 temperature effect Effects 0.000 description 1
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, кроме того, 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 hole diameters, according to some sources, are only about 5 mm, which is not always enough. And, finally, devices using explosives are unsafe for personnel and, in addition, lead to violations of the casing string by the shock wave of explosions.
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].
Его недостаток - трудность доставки инструмента на кабель-канате в горизонтальные участки забоев скважин, сложность в эксплуатации и обслуживании и связанная с этим недостаточная надежность в работе. Its disadvantage is the difficulty of delivering the tool on the cable to the horizontal sections of the bottom faces of the wells, the difficulty in operation and maintenance and the associated lack of reliability in operation.
Наиболее близким к предполагаемому 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, плунжер, установленный в цилиндре и связанный со штоком и образующий с цилиндром штоковую и рабочую камеры, из которых последняя 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 performance and principle of operation is a downhole drill for pipes, lowered into the well on a working string, comprising a hollow fluid-filled housing with side channels communicating with the body cavity, a piston installed in the side channel with a working body, rigidly connected with housing a hollow cylinder, a rod installed in the cavity of the body and cylinder with the possibility of axial movement, a plunger installed in the cylinder and connected to the rod and forming with cylindrical rum spindle and the working chamber, of which the latter 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 отверстия. (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-time 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 housing). 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 устройства на рабочей колонне, чтобы использовать его в качестве перфоратора для вскрытия протяженного интервала ствола скважины, 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 (место) в процессе пробивки. The aim of the invention is the punching of many holes in the casing for one descent of the borehole device on the working string, to use it as a perforator to open an extended interval of the wellbore, where there is no emphasis. 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 (place) in the process of punching.
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 через дроссель - с пространством скважины, штоковая камера также сообщена с пространством скважины, а между плунжером и переводником установлена вспомогательная плунжерная пара, составляющие которой соединены соответственно с переводником и плунжером, причем полость, образованная указанной парой, является замкнутой и изолирована от окружающей среды. 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 fluid-energy carrier from a pump, the cavity of which is hydraulically connected to the working chamber and through the throttle to the borehole space, the rod chamber is also in communication with the borehole space, and between the plunger and an auxiliary plunger pair is installed by the sub, the components of which are connected respectively with the sub and the plunger, the cavity formed by the indicated pair being closed and isolated from the environment.
На чертеже изображен предложенный пробойник-перфоратор, продольный разрез. The drawing shows the proposed punch-puncher, a longitudinal section.
Устройство пробойника-перфоратора следующее. The device of the punch-puncher is as follows.
Пробойник-перфоратор спускается в скважину на рабочей колонне труб 1, которая через переводник 2 соединена с цилиндром 3. Полость 4 переводника 2 через дроссель 5 имеет сообщение с пространством скважины, а через канал 6 сообщается с рабочей камерой 7 устройства. В переводнике 2 установлен подпружиненный запорный элемент 8 в виде обратного клапана, который перекрывает сообщение полости рабочей колонны 1 с полостью 4 переводника 2. Запорный элемент 8 подпружинен с силой, достаточной для перекрытия (отсечения) избыточного давления веса столба жидкости в рабочей колонне 1. В цилиндре 3 установлен плунжер 9 привода, взаимодействующий с уплотнительным элементом 10, которые образуют под плунжером штоковую камеру 11. Штоковая камера 11 через отверстия 12 сообщена с внешней средой - пространством скважины. На торце плунжера 9 установлен шток 13, который через сальник 14 входит в осевую полость 15 корпуса 16, заполненную жидкостью. The punch-puncher is lowered into the well on the working string of pipes 1, which is connected through the sub 2 to the cylinder 3. The cavity 4 of the sub 2 through the throttle 5 is in communication with the space of the well, and through the channel 6 communicates with the working chamber 7 of the device. In the sub 2, a spring-loaded shut-off element 8 is installed in the form of a check valve, which blocks the communication of the cavity of the working column 1 with the cavity 4 of the sub 2. The locking element 8 is spring-loaded with a force sufficient to block (cut off) the excess pressure of the weight of the liquid column in the working column 1. B a cylinder 3 has a drive plunger 9 interacting with a sealing element 10, which form a rod chamber 11 under the plunger. The rod chamber 11 is connected through openings 12 with the external environment — the space of the well. At the end of the plunger 9, a rod 13 is installed, which through the gland 14 enters the axial cavity 15 of the housing 16 filled with liquid.
В корпусе 16 выполнен боковой канал 17, где размещен силовой поршень 18 с рабочим органом 19 - колющим наконечником. Боковой канал 17 и полость 15 корпуса 16 сообщены каналом 20. A side channel 17 is made in the housing 16, where a power piston 18 with a working body 19, a piercing tip, is placed. The lateral channel 17 and the cavity 15 of the housing 16 are communicated by the channel 20.
В рабочей камере 7 устройства установлена еще одна - вспомогательная плунжерная пара, цилиндр которой образован внутренней полостью плунжера 9, где размещен уплотнительный элемент 21. Плунжер 22 данной пары фиксирован на переводнике 2. Полость 23, образованная внутренней частью плунжера 9, плунжером 22 и уплотнением 21, является замкнутой и содержит воздух под атмосферным давлением, оставшийся в процессе сборки устройства на поверхности. In the working chamber 7 of the device, another one is installed - an auxiliary plunger pair, the cylinder of which is formed by the internal cavity of the plunger 9, where the sealing element 21 is located. The plunger 22 of this pair is fixed on the sub 2. The cavity 23 formed by the internal part of the plunger 9, the plunger 22 and the seal 21 , is closed and contains air at atmospheric pressure, remaining during the assembly of the device on the surface.
Работа пробойника-перфоратора. Work punch-puncher.
Во время спуска устройства в скважину его элементы находятся в положении, изображенном на фиг. 1, так как давление окружающей среды удерживает плунжер 9 со штоком 13 в крайнем верхнем положении, поскольку оно (окружающее давление), действующее на плунжер 9 снизу через отверстия 12 и сверху через дроссель 5 и канал 6, превышает атмосферное давление воздуха в полости 23 вспомогательной плунжерной пары. После достижения пробиваемого интервала устройство останавливается и в рабочую колонну 1 закачивается силовая жидкость, которая, открыв запорный элемент 8, поступает в полость 4 переводника. Поскольку по пути истечения силовой жидкости из полости 4 в скважину установлен дроссель 5, в полости 4 создается избыточное давление по сравнению с полостью скважины. В результате этого избыточное давление рабочей жидкости через канал 6 действует на кольцевую площадь плунжера 9 и перемещает его вместе со штоком 13 вниз, вытесняя жидкость из штоковой камеры 11 в скважину через отверстие 12. During the descent of the device into the well, its elements are in the position shown in FIG. 1, since the ambient pressure holds the plunger 9 with the rod 13 in its highest position, since it (ambient pressure) acting on the plunger 9 from below through the openings 12 and from above through the throttle 5 and channel 6 exceeds the atmospheric air pressure in the auxiliary cavity 23 plunger couples. After reaching the breakdown interval, the device stops and a power fluid is pumped into the working column 1, which, having opened the locking element 8, enters the cavity 4 of the sub. Since a throttle 5 is installed along the path of the power fluid from the cavity 4 to the well, an excess pressure is created in the cavity 4 compared to the well cavity. As a result of this, the excess pressure of the working fluid through the channel 6 acts on the annular area of the plunger 9 and moves it together with the rod 13 downward, displacing the fluid from the rod chamber 11 into the well through the hole 12.
При внедрении штока 13 в сальник 14 и осевую полость 15 жидкость из последней через канал 20 перетекает под поршень 18 и происходит внедрение рабочего органа 19 в стенку пробиваемой колонны труб. В процессе перемещения плунжера 9 вниз плунжер 22 вспомогательной пары остается неподвижным, т.к. он фиксирован на переводнике 2. По этой причине происходит увеличение объема замкнутой полости 23, где в воздухе, имеющем начальное атмосферное давление, еще более снижается давление. (Температурные влияния на давление воздуха в полости 23 малы). Далее закачка жидкости в рабочую колонну 1 прекращается и на устье из рабочей колонны стравливается избыточное давление. После этого запорный элемент 8 перекрывает сообщение полости рабочей колонны 1 с полостью 4 переводника 2. По этой причине давление в рабочей камере 7, в полости 4 снижается до давления, имеющегося в окружающей среде, т.к. указанные три полости сообщаются через канал 6 и дроссель 5 между собой. Поскольку давление окружающей среды через отверстия 12 действует и на нижний торец плунжера 9, последний под действием разности давлений в полости 23 и в штоковой полости 11 перемещается вверх, сжимая воздух в полости 23 до исходного (атмосферного) давления. При этом жидкость из рабочей камеры 7 над кольцевой площадью плунжера 9 вытесняется в скважину через канал 6 и дроссель 5. Устройство, таким образом, возвращается в исходное положение. Для пробивки следующего отверстия описанные манипуляции повторяют, предварительно переместив пробойник-перфоратор на другую глубину. В случае необходимости получения одного отверстия несколькими внедрениями наконечника работу устройства повторяют на том же месте. When the rod 13 is introduced into the stuffing box 14 and the axial cavity 15, the liquid from the latter flows through the channel 20 under the piston 18 and the working body 19 is introduced into the wall of the punched pipe string. In the process of moving the plunger 9 down, the plunger 22 of the auxiliary pair remains stationary, because it is fixed on sub 2. For this reason, there is an increase in the volume of the closed cavity 23, where in air having an initial atmospheric pressure, the pressure decreases even more. (The temperature effects on air pressure in cavity 23 are small). Next, the injection of liquid into the working column 1 is stopped and excess pressure is vented from the working column at the mouth of the working column. After that, the locking element 8 overlaps the message of the cavity of the working column 1 with the cavity 4 of the sub 2. For this reason, the pressure in the working chamber 7, in the cavity 4 is reduced to the pressure available in the environment, because these three cavities communicate through channel 6 and choke 5 to each other. Since the ambient pressure through the holes 12 acts on the lower end of the plunger 9, the latter moves upward under the action of the pressure difference in the cavity 23 and in the rod cavity 11, compressing the air in the cavity 23 to the initial (atmospheric) pressure. In this case, the liquid from the working chamber 7 above the annular area of the plunger 9 is displaced into the well through the channel 6 and the throttle 5. The device, thus, returns to its original position. To punch the next hole, the described manipulations are repeated, having previously moved the punch-puncher to another depth. If it is necessary to obtain one hole with several penetrations of the tip, the operation of the device is repeated in the same place.
Заметим, что запорный элемент 8, отсекающий вес столба жидкости от устройства, не является обязательной частью устройства. При его отсутствии работа устройства происходит так же, как описано выше. Однако при его отсутствии после пробивки и прекращения закачки силовой жидкости в рабочую колонну 1 столб жидкости из последней может сливаться в скважину через дроссель 5 до тех пор, пока не произойдет выравнивание давления в полостях 1, 4 и в скважине. Это обстоятельство при низких забойных давлениях может быть иногда нежелательным. Кроме того, в рассматриваемом случае при пробивке очередного отверстия в колонну труб 1 каждый раз придется снова доливать жидкость. По указанной причине подпружиненный клапан 8 желательно использовать, тем более что он одновременно предупреждает попадание продукции скважины в рабочую колонну. Note that the locking element 8, cutting off the weight of the liquid column from the device, is not a mandatory part of the device. In its absence, the operation of the device occurs as described above. However, if it is absent after punching and termination of the pumping of the power fluid into the working column 1, the column of fluid from the latter can merge into the well through the throttle 5 until pressure equalization in cavities 1, 4 and in the well occurs. This circumstance at low bottomhole pressures can sometimes be undesirable. In addition, in the case under consideration, when punching another hole into the pipe string 1, each time it will be necessary to add fluid again. For this reason, it is desirable to use a spring-loaded valve 8, especially since it simultaneously prevents the well production from entering the work string.
По вопросу соответствия 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 мы более чем четверти века интенсивно работаем над разработками пробойников различного типа и назначения, а также новых технологий, основанных на их использовании (наше первое а.с. 673724 относится к 1975 г.), нам не известны устройства, совпадающие или эквивалентные описанному в настоящей заявке; так, в частности, нам неизвестны пробойники неограниченно многократного действия, как предложенный. Despite the fact that for more than a quarter of a century we have been intensively working on the development of punches of various types and purposes, as well as new technologies based on their use (our first AS 673724 refers to 1975), we do not know devices that match or equivalent to those described in this application; so, in particular, we are not aware of infinitely repeated punches, as proposed.
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 (колтюбинговые технологии). На такие участки забоя трудно доставить традиционные перфораторные устройства, спускаемые на кабель-канате. В связи с этими обстоятельствами нам представляется весьма перспективной 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 мы, авторы, не противопоставляем 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-перфораторы описанной конструкции, и развивающие на наконечнике усилия до 50-70 тонн. Наши предварительные расчеты показывают, что работа воздействия его рабочего органа на трубу 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-перфоратор может пробивать каждое отверстие путем нескольких внедрений своего рабочего наконечника, можно ожидать хорошую эффективность патентуемого заявляемого устройства в ряде условий его использования. В настоящее время предложенный (непрерывного действия) пробойник-перфоратор разработан нами 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). Наш 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-перфораторов для труб 73•5,5, а в последующем, после уточнения некоторых вопросов "ноу-хау", и для труб 60•5,0 (при необходимости). 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 up at the mouth (coiled tubing technology). 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, it seems to us very promising to use the described device when completing wells using flexible pipe columns, including creating circulation using nitrogen gas, when the formation is opened to ensure (maintaining) the necessary depression on the bottom-hole zone. It is important to note that we, 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 for casing pipes of 168 • 10 mm and more, punch-drills of the described design can be developed, and developing forces on the tip of up to 50-70 tons. Our preliminary calculations show that the work of the impact of his working body on the pipe 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-puncher can punch each hole by several implementations of its working tip, we can expect good efficiency of the patented inventive device in a number of conditions for its use. At present, the proposed (continuous operation) punch-puncher was developed by us 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). Our 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 punched punches for pipes 73 • 5.5, and subsequently, after clarification of some questions of “know-how”, and for pipes 60 • 5.0 (if necessary).
На наш взгляд, предложенное устройство может найти некоторое применение и в необсаженных скважинах, продуктивная часть ствола которых проходит через плотные породы. В таких скважинах оно может быть использовано для создания первоначальных трещин и каверн на стенке ствола скважины перед проведением операций по гидроразрыву призабойной зоны. In our opinion, the proposed device can find some application in open-hole wells, the productive part of the trunk of which passes through dense rocks. In such wells, it can be used to create initial cracks and caverns on the wall of the wellbore before hydraulic fracturing of the bottom hole zone.
Литература
1. Сверлящий перфоратор типа "ППС 112-60", ГНПП "Азимут" при УГНТУ.Literature
1. Drilling punch type "PPS 112-60", GNPP "Azimut" at UGNTU.
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 |
|---|---|---|---|
| RU2002106285A RU2211310C1 (en) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Well punch-perforator |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002106285A RU2211310C1 (en) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Well punch-perforator |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2211310C1 true RU2211310C1 (en) | 2003-08-27 |
Family
ID=29246468
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002106285A RU2211310C1 (en) | 2002-03-11 | 2002-03-11 | Well punch-perforator |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2211310C1 (en) |
Cited By (5)
| 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 |
| RU2379486C1 (en) * | 2008-10-09 | 2010-01-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Perforator |
| CN103797212A (en) * | 2011-09-30 | 2014-05-14 | 韦尔泰克有限公司 | A punching tool |
| RU2533514C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Slot perforator |
| CN108119108A (en) * | 2018-02-08 | 2018-06-05 | 盘锦勇盛利石油科技开发有限公司 | A kind of oil pipe hydraulic pressure perforating device |
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 |
-
2002
- 2002-03-11 RU RU2002106285A patent/RU2211310C1/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 (6)
| 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 |
| RU2379486C1 (en) * | 2008-10-09 | 2010-01-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Perforator |
| CN103797212A (en) * | 2011-09-30 | 2014-05-14 | 韦尔泰克有限公司 | A punching tool |
| RU2533514C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Slot perforator |
| CN108119108A (en) * | 2018-02-08 | 2018-06-05 | 盘锦勇盛利石油科技开发有限公司 | A kind of oil pipe hydraulic pressure perforating device |
| CN108119108B (en) * | 2018-02-08 | 2022-02-11 | 盘锦勇盛利石油科技开发有限公司 | Oil pipe hydraulic pressure perforating device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2401936C1 (en) | Procedure and device for intrawell selective communication by means of fluid medium | |
| US4330039A (en) | Pressure actuated vent assembly for slanted wellbores | |
| EP3397835B1 (en) | System and method for perforating a wellbore | |
| US4339000A (en) | Method and apparatus for a bridge plug anchor assembly for a subsurface well | |
| CA2251639C (en) | Apparatus and method for perforating and stimulating a subterranean formation | |
| WO2016046521A1 (en) | Perforating gun assembly and method of use in hydraulic fracturing applications | |
| US20210108475A1 (en) | Impact Resistant Material in Setting Tool | |
| RU2432460C2 (en) | Procedures for formation fracturing and extraction of hydrocarbon fluid medium from formation | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| WO2014168699A2 (en) | Controlling pressure during perforating operations | |
| US3130784A (en) | Secondary recovery of earth fluids | |
| RU2211310C1 (en) | Well punch-perforator | |
| CN115234207B (en) | A Method of In-Situ Methane Explosion Fracturing Considering Wellbore Drainage | |
| 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 | |
| US9759048B2 (en) | Perforating gun for underbalanced perforating | |
| US11448025B2 (en) | Impact resistant material in setting tool | |
| US3311178A (en) | Apparatus for performing well operations | |
| RU2091564C1 (en) | Device for well completion | |
| GB2138925A (en) | Firing of well perforation guns | |
| RU2186950C2 (en) | Device for perforation and treatment of producing formation | |
| RU2202035C2 (en) | Downhole drift for pipes | |
| RU2316644C2 (en) | Mechanical-hydraulic perforator | |
| RU2416022C2 (en) | Procedures and system for perforating reservoir in underground well | |
| CN113445977B (en) | Production increasing pup joint, pipe string and well completion method |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130312 |
|
| NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150527 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160312 |