RU2252339C1 - Horizontal well logging jet plant - Google Patents
Horizontal well logging jet plant Download PDFInfo
- Publication number
- RU2252339C1 RU2252339C1 RU2004102727/06A RU2004102727A RU2252339C1 RU 2252339 C1 RU2252339 C1 RU 2252339C1 RU 2004102727/06 A RU2004102727/06 A RU 2004102727/06A RU 2004102727 A RU2004102727 A RU 2004102727A RU 2252339 C1 RU2252339 C1 RU 2252339C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- cup
- casing
- well
- pipe string
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным струйным установкам для добычи нефти из скважин.The invention relates to the field of pumping technology, mainly to downhole jet installations for oil production from wells.
Известна скважинная струйная установка, включающая установленный в скважине на колонне насосно-компрессорных труб струйный насос и размещенный ниже струйного насоса перфоратор (см. авторское свидетельство SU 1146416, Е 21 В 43/116, 23.03.1985).A well-known jet installation including a jet pump installed in a well on a tubing string and a perforator located below the jet pump (see copyright certificate SU 1146416, Е 21 В 43/116, 03/23/1985).
Данная установка позволяет проводить перфорацию скважины и за счет этого интенсифицировать откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти, однако данная установка не позволяет проводить исследование прискважинной зоны пластов, что в ряде случаев приводит к снижению эффективности работ по интенсификации эксплуатации скважины, что связано с тем, что отсутствует информация о том, где наиболее целесообразно проводить перфорацию пластов. Таким образом, эффективность проводимой работы по дренированию скважины не дает ожидаемых результатов.This installation allows you to perforate the well and thereby intensify the pumping of various produced media, for example oil, from the well, however, this installation does not allow the study of the near-wellbore zone of formations, which in some cases leads to a decrease in the efficiency of work to intensify well operation, which is associated with that there is no information on where it is most advisable to perforate the layers. Thus, the efficiency of the well drainage work does not give the expected results.
Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная струйная установка, содержащая установленные на колонне насосно-компрессорных труб пакер с центральным каналом и струйный насос с активным соплом, камерой смешения и проходным каналом с посадочным местом для установки герметизирующего узла с осевым каналом, при этом установка снабжена излучателем и приемником-преобразователем физических полей, размещенным в подпакерной зоне со стороны входа в струйный насос откачиваемой из скважины среды и установленным на каротажном кабеле, пропущенном через осевой канал герметизирующего узла, выход струйного насоса подключен к пространству, окружающему колонну труб, вход канала подвода откачиваемой среды струйного насоса подключен к внутренней полости колонны труб ниже герметизирующего узла, а вход канала подачи жидкой рабочей среды в активное сопло подключен к внутренней полости колонны труб выше герметизирующего узла (см. патент RU 2121610, F 04 F 5/02, 10.11.1998).The closest to the invention in terms of technical nature and the achieved result is a downhole jet installation comprising a packer with a central channel mounted on a tubing string and an jet pump with an active nozzle, a mixing chamber and a passage with a seat for installing a sealing unit with an axial channel, the installation is equipped with a transmitter and a receiver-converter of physical fields located in a sub-packer area from the side of the entrance to the jet pump pumped from the well the medium and installed on the logging cable passed through the axial channel of the sealing unit, the outlet of the jet pump is connected to the space surrounding the pipe string, the input of the channel for supplying the pumped medium of the jet pump is connected to the inner cavity of the pipe string below the sealing unit, and the input of the liquid supply channel to the active nozzle is connected to the inner cavity of the pipe string above the sealing unit (see patent RU 2121610, F 04 F 5/02, 10.11.1998).
Данная скважинная струйная установка позволяет проводить различные технологические операции в скважине ниже уровня установки струйного насоса, в том числе путем снижения перепада давлений над и под герметизирующим узлом. Однако данная установка позволяет проводить исследование продуктивных пород только вертикальных стволов, что сужает область использования данной скважинной струйной установки.This downhole jet installation allows for various technological operations in the well below the installation level of the jet pump, including by reducing the pressure drop above and below the sealing unit. However, this installation allows the study of productive rocks of only vertical shafts, which narrows the scope of this downhole jet installation.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является интенсификация работ по исследованию и испытанию скважин с открытым и обсаженным стволом, в первую очередь с криволинейным или горизонтальным стволом, оптимизация размеров пакера при его работе совместно со струйным насосом и автономным каротажным комплексом и за счет этого повышение надежности работы скважинной струйной установки.The problem to which the present invention is directed, is the intensification of research and testing of open and cased hole wells, primarily with a curved or horizontal well, optimization of the size of the packer when it is working in conjunction with a jet pump and an autonomous well logging complex and due to this improving the reliability of the downhole jet installation.
Указанная задача решается за счет того, что скважинная струйная установка содержит установленные на колонне труб пакер, струйный насос, в корпусе которого установлены сопло и камера смешения с диффузором, а также выполнен ступенчатый проходной канал, причем в последнем предусмотрена возможность установки функциональных вставок, например функциональной вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления, а ниже пакера на колонне труб установлен автономный каротажный комплекс для измерения физических величин, например удельного электрического сопротивления горных пород, при этом струйный насос размещен в обсадной колонне над продуктивными пластами скважины, ниже пакера на колонне труб расположено центрующее пакер в обсадной колонне кольцо, пакер выполнен из эластичного материала в виде открытого сверху стакана с конусообразной боковой стенкой, причем дно стакана герметично закреплено на колонне труб, а пакер в его положении до распакеровки выполнен со следующими соотношениями размеров: максимальный наружный диаметр боковой стенки пакера D2 составляет от 0,75 до 0,99 от внутреннего диаметра D1 обсадной колонны, длина пакера L составляет от 0,5 до 3 диаметров D4 дна стакана пакера, максимальный внутренний диаметр D3 боковой стенки стакана пакера составляет от 0,6 до 0,96 макимального наружного диаметра D2 стакана пакера, а наружный диаметр центрующего кольца D5 составляет от 0,8 до 1,05 диаметра D4 дна стакана пакера.This problem is solved due to the fact that the downhole jet installation contains a packer installed on the pipe string, a jet pump in the housing of which a nozzle and a mixing chamber with a diffuser are installed, and a step-through passage is made, and the latter provides the possibility of installing functional inserts, for example, functional inserts for registering reservoir pressure recovery curves, and below the packer, an autonomous logging complex for measuring physical quantities is installed on the pipe string, for example, the electrical resistivity of the rocks, while the jet pump is placed in the casing above the producing strata of the well, below the packer on the pipe string is a centering packer in the casing ring, the packer is made of elastic material in the form of a glass open with a cone with a conical side wall, and the bottom of the glass sealingly secured to the pipe string and the packer is in its position until the packer releasing performed with the following ratios of the dimensions: the maximum outer diameter of the sidewall of the packer D 2 was is from 0.75 to 0.99 of the internal diameter D of casing 1, the length L of the packer is from 0.5 to 3 diameters D 4 bottom packer cup, maximum internal diameter D 3 of the packer cup side wall is from 0.6 to 0 , 96 of the maximum outer diameter D 2 of the packer cup, and the outer diameter of the centering ring D 5 is from 0.8 to 1.05 of the diameter D 4 of the bottom of the packer cup.
В центрующем кольце могут быть выполнены сквозные отверстия.Through holes can be made in the centering ring.
Анализ работы скважинной струйной установки показал, что надежность работы установки можно повысить как путем оптимального расположения в скважине струйного насоса относительно других элементов конструкции установки, так и путем выполнения пакера из эластичного материала со строго определенными размерами и расположенным ниже него на колонне труб центрующим его в обсадной колонне кольцом.Analysis of the operation of the downhole jet installation showed that the reliability of the installation can be improved both by optimally positioning the jet pump in the well relative to other structural elements of the installation, and by making a packer of elastic material with strictly defined dimensions and centering it in the casing below it on the pipe string column ring.
Было выявлено, что указанное выше расположение струйного насоса в скважине позволяет наиболее эффективно использовать оборудование, которое установлено на колонне труб, при проведении работ по исследованию и испытанию продуктивных пластов горных пород, при этом созданы условия для получения полной и достоверной информации о состоянии продуктивных пластов. Установка позволяет создавать ряд различных депрессий с помощью струйного насоса с заданной величиной перепада давления, а с помощью функциональной вставки, в частности функциональной вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления и автономного каротажного комплекса, проводится исследование и испытание скважины. Одновременно предоставляется возможность контролировать величину депрессии путем управления скоростью прокачки жидкой рабочей среды. При проведении испытания пластов можно регулировать режим откачки посредством изменения давления жидкой рабочей среды, подаваемой в сопло струйного насоса. Возможна установка в ступенчатом проходном канале струйного насоса и других функциональных вставок, в частности блокирующей вставки. Перекрытие блокирующей вставкой как канала подачи жидкой рабочей среды, так и канала подвода откачиваемой из скважины среды при проведении работ по разобщению затрубного и внутритрубного пространства скважины позволяет предотвратить попадание в струйный насос посторонних предметов, которые могут засорить струйный насос, что также позволяет повысить надежность работы установки. Возможно выполнение функциональной вставки для регистрации кривых восстановления пластового давления с обратным клапаном и перепускным клапаном, что позволяет повысить точность получаемых данных при регистрации указанных выше кривых, что в свою очередь позволяет провести более качественную обработку скважины и подготовку ее к эксплуатации, также позволяет ускорить и упростить процесс выравнивания давления между подпакерным и надпакерным пространством скважины. Таким образом, данная струйная скважинная установка имеет широкие функциональные возможности, что позволяет проводить качественное исследование и испытание скважин после бурения с проведением всестороннего исследования и испытания в различных режимах.It was found that the above location of the jet pump in the well allows the most efficient use of the equipment installed on the pipe string when conducting research and testing of productive rock formations, while conditions were created for obtaining complete and reliable information about the state of the productive formations. The installation allows you to create a number of different depressions using a jet pump with a given pressure drop, and with the help of a functional insert, in particular a functional insert for registering reservoir pressure recovery curves and an autonomous logging complex, a well is examined and tested. At the same time, it is possible to control the magnitude of depression by controlling the rate of pumping of the liquid working medium. During the formation test, it is possible to adjust the pumping mode by changing the pressure of the liquid working medium supplied to the jet pump nozzle. It is possible to install a jet pump and other functional inserts, in particular a blocking insert, in a stepped passage channel of the jet pump. Overlapping with a blocking insert of both the channel for supplying a liquid working medium and the channel for supplying the medium pumped out of the well during separation of the annular and in-annular space of the well prevents foreign objects from entering the jet pump that can clog the jet pump, which also improves the reliability of the installation . It is possible to carry out a functional insert for recording reservoir pressure recovery curves with a non-return valve and a bypass valve, which allows to increase the accuracy of the data obtained when registering the above curves, which in turn allows for better processing of the well and its preparation for operation, also allows you to speed up and simplify the process of equalizing the pressure between the sub-packer and over-packer space of the well. Thus, this jet well installation has wide functional capabilities, which allows for high-quality exploration and testing of wells after drilling with comprehensive research and testing in various modes.
В ходе исследования было установлено, что для получения достоверной информации и обеспечения надежной работы возникает необходимость выполнить пакер определенным образом с определенными соотношениями размеров для обеспечения возможности перемещения струйного насоса и автономного каротажного комплекса в скважине без депакеровки пакера. Выполнение пакера из эластичного материала в виде стакана с коническими стенками и указанными выше размерами позволило без повреждения доставлять пакер до места его расположения в обсадной колонне и быстро переводить его в рабочее положение. Удалось добиться надежного разобщения пространства скважины вокруг колонны труб, причем данный пакер позволяет перемещать колонну труб совместно со струйным насосом и автономным каротажным комплексом относительно обсадной колонны и продуктивных пластов без депакеровки пакера и повторной распакеровки. Центрующее кольцо, расположенное ниже пакера, фиксирует колонну труб в обсадной колонне и при этом не создает значительного гидравлического сопротивления при спуске и подъеме колонны труб. В конечном итоге удалось добиться получения исчерпывающей объективной информации о состоянии продуктивных пород продуктивных пластов.In the course of the study, it was found that in order to obtain reliable information and ensure reliable operation, it becomes necessary to perform the packer in a certain way with certain size ratios in order to ensure the possibility of moving the jet pump and the autonomous logging complex in the well without depacking the packer. The implementation of the packer from an elastic material in the form of a glass with conical walls and the above dimensions made it possible to deliver the packer to its location in the casing without damage and quickly translate it into working position. It was possible to achieve reliable separation of the space of the well around the pipe string, and this packer allows you to move the pipe string together with the jet pump and autonomous logging complex relative to the casing and production strata without depacking the packer and re-unpacking. The centering ring located below the packer fixes the pipe string in the casing and does not create significant hydraulic resistance when lowering and lifting the pipe string. Ultimately, it was possible to obtain comprehensive objective information about the state of productive rocks of productive formations.
Таким образом, указанная выше совокупность взаимозависимых параметров обеспечивает достижение выполнения поставленной в изобретении задачи - интенсификации работ по исследованию и испытанию криволинейных и горизонтальных скважин с открытым и обсаженным стволом, а также оптимизации работы пакера при его работе совместно со струйным насосом и автономным каротажным комплексом и за счет этого повышения надежности работы скважинной струйной установки.Thus, the above set of interdependent parameters ensures the achievement of the task set in the invention - the intensification of research and testing of curvilinear and horizontal wells with open and cased holes, as well as the optimization of the packer when it works in conjunction with a jet pump and an autonomous logging complex and beyond due to this increase in the reliability of the downhole jet installation.
На чертеже представлен продольный разрез скважинной струйной установки с установленной функциональной вставкой для регистрации кривых восстановления пластового давления,The drawing shows a longitudinal section of a downhole jet unit with a functional insert installed to record the recovery curves of reservoir pressure,
Скважинная струйная установка содержит установленные на колонне труб 1 пакер 2, струйный насос 3, в корпусе 4 которого установлены сопло 5 и камера смешения 6 с диффузором 7, а также выполнен ступенчатый проходной канал 8. В ступенчатом проходном канале 8 могут быть установлены функциональные вставки, в частности функциональная вставка 9 для регистрации кривых восстановления пластового давления. Ниже пакера 2 на колонне труб 1 установлен автономный каротажный комплекс 10 для измерения физических величин, например удельного электрического сопротивления горных пород.The downhole jet installation comprises a packer 2 installed on a pipe string 1, an inkjet pump 3, in the housing 4 of which a nozzle 5 and a mixing chamber 6 with a diffuser 7 are installed, and a stepped passage channel 8 is made. Functional inserts can be installed in the stepped passage channel 8, in particular, a functional insert 9 for recording reservoir pressure recovery curves. Below the packer 2, an autonomous logging complex 10 is installed on the pipe string 1 for measuring physical quantities, for example, the electrical resistivity of rocks.
Струйный насос 3 установлен в обсадной колонне 11 над продуктивным пластом скважины. Ниже пакера 2 на колонне труб 1 расположено центрующее пакер 2 в обсадной колонне 11 кольцо 12. В центрующем кольце 12 выполнены сквозные отверстия 13, а в колонне труб 1 над автономным каротажным комплексом 10 выполнены отверстия 14.The jet pump 3 is installed in the casing 11 above the reservoir. Below the packer 2 on the pipe string 1, a centering packer 2 in the casing 11 of the ring 12 is located. Through holes 13 are made in the centering ring 12, and the holes 14 are made in the pipe string 1 above the autonomous logging complex 10.
Пакер 2 выполнен из эластичного материала в виде открытого сверху стакана с конусообразной боковой стенкой. Дно стакана герметично закреплено на колонне труб 1, а пакер 2 в его положении до распакеровки выполнен со следующими соотношениями размеров: максимальный наружный диаметр D2 боковой стенки пакера 2 составляет от 0,75 до 0,99 от внутреннего диаметра D1 обсадной колонны 11, длина L пакера 2 составляет от 0,5 до 3 диаметров D4 дна стакана пакера 2, максимальный внутренний диаметр D3 боковой стенки стакана пакера 2 составляет от 0,6 до 0,96 макимального наружного диаметра D2 стакана пакера 2, а наружный диаметр D5 центрующего кольца 12 составляет от 0,8 до 1,05 диаметра D4 дна стакана пакера 2.The packer 2 is made of elastic material in the form of a glass open from above with a conical side wall. The bottom of the cup is hermetically fixed to the pipe string 1, and the packer 2 in its position before unpacking is made with the following size ratios: the maximum outer diameter D 2 of the side wall of the packer 2 is from 0.75 to 0.99 from the inner diameter D 1 of the casing 11, the length L of the packer 2 is from 0.5 to 3 diameters D 4 the bottom of the cup of the packer 2, the maximum inner diameter D 3 of the side wall of the cup of the packer 2 is from 0.6 to 0.96 of the maximum outer diameter D 2 of the cup of the packer 2, and the outer diameter D 5 of the centering ring 12 is from 0.8 to 1.05 diam etra D 4 the bottom of the cup packer 2.
Работа скважинной струйной установки заключается в том, что спускают в скважину на насосно-компрессорных трубах 1 струйный насос 3 со ступенчатым проходным каналом 8 в его корпусе 4, расположенный ниже струйного насоса 3 пакер 2 и, расположенный на нижнем конце колонны труб 1 автономный каротажный комплекс 10. В процессе спуска в открытом стволе посредством автономного каротажного комплекса 10 проводят регистрацию фоновых значений физических параметров прискважинной зоны продуктивных пластов. Затем на каротажном кабеле или проволоке опускают по колонне труб 1 и устанавливают в проходном канале 8 функциональную вставку 9 для регистрации кривых восстановления пластового давления в подпакерном пространстве. В последней может быть установлен перепускной клапан, а ниже функциональной вставки могут быть установлены обратный клапан и автономный манометр. При достижении заданной глубины подают в сопло 5 струйного насоса 3 жидкую рабочую среду и создают в подпакерном пространстве скважины ряд различных по величине депрессий. Это приводит к повышению давления в затрубном пространстве колонны труб 1 и автоматической распакеровке пакера 2 за счет давления столба жидкости на боковые стенки эластичного стакана пакера 2 и их прижатия к стенке обсадной колонны 11, при этом пакер 2 установлен выше исследуемых продуктивных пластов. При каждой величине депрессии измеряют дебит скважины, после этого резко прекращают подачу жидкой рабочей среды в сопло 5 струйного насоса 3 с отсечением за счет этого обратным клапаном функциональной вставки 9 надпакерного пространства скважины от подпакерного и производят автономным манометром регистрацию восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины. Если функциональную вставку 9 устанавливать в проходном канале 8 с помощью каротажного кабеля, то имеется возможность передачи на поверхность по каротажному кабелю информации из подпакерного пространства скважины, что позволяет более оперативно принимать решения по ходу дальнейших работ в скважине. Затем подают в сопло 5 струйного насоса 3 жидкую рабочую среду, создавая таким образом депрессию на продуктивные пласты, и проводят измерение физических параметров в прискважинной зоне продуктивных пластов автономным каротажным комплексом 10. В ходе исследования проводят перемещение автономного каротажного комплекса 10 относительно продуктивных пластов без депакеровки пакера 2. После этого открывают во вставке 9 путем натяжения каротажного кабеля или проволоки перепускной клапан, сообщая таким образом надпакерное и подпакерное пространство скважины и выравнивая таким образом давление между ними. Извлекают функциональную вставку 9 для регистрации кривых восстановления пластового давления. За счет выравнивания давления в колонне труб над и под пакером 2 происходит депакеровка пакера 2, что дает возможность произвести подъем колонны труб 1 со струйным насосом 3, пакером 2 и автономным каротажным комплексом 10. При этом во время подъема последним регистрируют физические параметры прискважинной зоны продуктивных пластов.The operation of the downhole jet installation consists in lowering 1 jet pump 3 with a step-through passage channel 8 in its casing 4 into the well at the tubing 4, packer 2 located below the jet pump 3 and an autonomous logging complex located at the lower end of the pipe string 1 10. During the descent in the open hole by means of an autonomous logging complex 10, the background values of the physical parameters of the borehole zone of the productive formations are recorded. Then, on a wireline or wire, a pipe string 1 is lowered and a functional insert 9 is installed in the passage channel 8 for recording the reservoir pressure recovery curves in the under-packer space. In the latter, a bypass valve can be installed, and below the functional insert, a non-return valve and an autonomous pressure gauge can be installed. Upon reaching a predetermined depth, a liquid working medium is fed into the nozzle 5 of the jet pump 3 and a number of different depressions are created in the sub-packer space of the well. This leads to an increase in pressure in the annular space of the pipe string 1 and automatic unpacking of the packer 2 due to the pressure of the liquid column on the side walls of the elastic cup of the packer 2 and their pressing against the wall of the casing 11, while the packer 2 is installed above the studied reservoirs. At each depression value, the flow rate of the well is measured, after which the flow of liquid working medium into the nozzle 5 of the jet pump 3 is abruptly cut off due to the check valve of the functional insert 9 of the overpacker space of the well from the subpacker and an autonomous pressure gauge is recorded for the restoration of reservoir pressure in the subpacker space of the well. If the functional insert 9 is installed in the passage channel 8 using the logging cable, then there is the possibility of transmitting information to the surface via the logging cable from the sub-packer space of the well, which makes it possible to more quickly make decisions in the course of further work in the well. Then, a liquid working medium is fed into the nozzle 5 of the jet pump 3, thereby creating a depression on the productive formations, and the physical parameters are measured in the borehole zone of the productive formations by an autonomous logging complex 10. During the study, the autonomous logging complex 10 is moved relative to the productive formations without depacking the packer 2. After that, the bypass valve is opened in insert 9 by tensioning the wireline or wire, thus communicating the overpacker and underpacker spaces GUSTs wells and thus aligning the pressure therebetween. Functional insert 9 is removed to record formation pressure recovery curves. Due to the equalization of pressure in the pipe string above and below the packer 2, the packer 2 is depacked, which makes it possible to lift the pipe string 1 with a jet pump 3, packer 2 and autonomous logging complex 10. At the same time, the physical parameters of the near-wellbore zone are recorded while lifting. layers.
Если возникает необходимость, то проводят дополнительное исследование пластов, для чего закачивают в скважину жидкость с аномальными физическими свойствами, например с аномально высоким сечением захвата тепловых нейтронов, по колонне труб 1 через отверстия 14, задавливая эту жидкость в продуктивные пласты, после чего производят депакеровку пакера 2 и подъем на поверхность колонны труб 1 с регистрацией автономным каротажным комплексом физических параметров прискважинной зоны пластов.If there is a need, then an additional study of the strata is carried out, for which fluid with abnormal physical properties is pumped into the well, for example, with an abnormally high thermal neutron capture cross section, through the pipe string 1 through holes 14, crushing this fluid into the productive strata, after which the packer is depacked 2 and rise to the surface of the pipe string 1 with the registration of an autonomous logging complex of physical parameters of the borehole formation zone.
Настоящее изобретение может найти применение в нефтедобывающей промышленности при испытании и освоении скважин, а также в других отраслях промышленности, где производится добыча различных сред из скважин.The present invention may find application in the oil industry for testing and development of wells, as well as in other industries where various media are produced from wells.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004102727/06A RU2252339C1 (en) | 2004-02-02 | 2004-02-02 | Horizontal well logging jet plant |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004102727/06A RU2252339C1 (en) | 2004-02-02 | 2004-02-02 | Horizontal well logging jet plant |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2252339C1 true RU2252339C1 (en) | 2005-05-20 |
Family
ID=35820617
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004102727/06A RU2252339C1 (en) | 2004-02-02 | 2004-02-02 | Horizontal well logging jet plant |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2252339C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007091917A1 (en) * | 2006-02-08 | 2007-08-16 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Well jet device for horizontal wells and the operating method thereof |
| WO2008066413A1 (en) * | 2006-11-29 | 2008-06-05 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Well jet device on a flexible smooth pipe for examining horizontal wells |
-
2004
- 2004-02-02 RU RU2004102727/06A patent/RU2252339C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2007091917A1 (en) * | 2006-02-08 | 2007-08-16 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Well jet device for horizontal wells and the operating method thereof |
| WO2008066413A1 (en) * | 2006-11-29 | 2008-06-05 | Zinoviy Dmitrievich Khomynets | Well jet device on a flexible smooth pipe for examining horizontal wells |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2341692C1 (en) | Well jet facility for hydro-break-up of reservoir and reserch of horizontal wells and method of this facility employment | |
| RU2334131C1 (en) | Well jet unit "эмпи-угис-(31-40)ш" | |
| EA013963B1 (en) | Well jet device and the operating method thereof | |
| RU2310103C1 (en) | Method for operation of well jet plant during hydro-fracturing of multi-bed formations of hydrocarbons | |
| RU2188342C1 (en) | Method of operation of well jet plant at testing and completion of wells, and well jet plant | |
| WO2006001734A1 (en) | Ejector multipurpose formation tester for horizontal wells and the operating method thereof | |
| RU2252339C1 (en) | Horizontal well logging jet plant | |
| WO2007126331A1 (en) | Method for operating a jet device for developing and operating oil- and-gas wells | |
| RU2334130C1 (en) | Well jet unit "эмпи-угис-(11-20)дш" and method of its operation | |
| RU2239730C1 (en) | Oil-well jet plant for logging horizontal wells and method of its operation | |
| RU2239729C1 (en) | Oil-well jet plant and method of its operation when logging horizontal wells | |
| RU2329410C1 (en) | "эмпи-угис-(31-40)д" deep-well jet pump unit | |
| RU2404374C1 (en) | Method of operating well injection plant in testing multipay wells | |
| EA005510B1 (en) | Well jet device for testing and studying formations and the operating method thereof | |
| RU2256104C1 (en) | Horizontal well ejector multifunctional formation tester | |
| RU2241864C1 (en) | Method of operation of well jet unit and well jet unit used for testing open hole wells | |
| RU2631580C1 (en) | Well jet plant for selective testing of formations | |
| RU2256103C1 (en) | Method of operation of horizontal well ejector multifunctional formation tester | |
| WO2006033599A1 (en) | Method for operating a well jet device in the conditions of a formation hydraulic fracturing and device for carrying out said method | |
| RU2282760C1 (en) | Oil-well jet pump and method of its operation | |
| RU2253761C1 (en) | Method of operation of well jet plant at horizontal well logging | |
| RU2248470C1 (en) | Method for operation of well stream device during selective testing of horizontal wells | |
| RU2205993C1 (en) | Method of operation of oil-well jet plant at hydraulic fracturing of formation | |
| RU2256102C1 (en) | Ejector multifunctional formation tester for testing and completion of horizontal wells | |
| RU2253760C1 (en) | Pump-ejector impulse well jet plant for hydraulic factoring of formation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20051118 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100203 |