RU2539504C1 - Device for injection of fluid into bed - Google Patents
Device for injection of fluid into bed Download PDFInfo
- Publication number
- RU2539504C1 RU2539504C1 RU2013148311/03A RU2013148311A RU2539504C1 RU 2539504 C1 RU2539504 C1 RU 2539504C1 RU 2013148311/03 A RU2013148311/03 A RU 2013148311/03A RU 2013148311 A RU2013148311 A RU 2013148311A RU 2539504 C1 RU2539504 C1 RU 2539504C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- hollow body
- sleeve
- hydraulic chamber
- piston
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к скважинному оборудованию нефтегазовых месторождений, и может найти применение при перепуске жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт.The invention relates to the oil and gas industries, in particular to downhole equipment for oil and gas fields, and may find application in the passage of fluid from the underlying formation into the overlying formation.
Известно устройство для закачки жидкости (патент RU №2198288, МПК E21B 43/00, опубл. 10.02.2003 г.), включающее полый корпус с крышкой, дном и выпускными каналами для сообщения полости корпуса с призабойной зоной скважины, подвижный рабочий орган и каналы подачи рабочего агента, оно снабжено дополнительным верхним или нижним подвижным рабочим органом на оси вращения, расположенной в перпендикулярной плоскости по отношению к оси вращения имеющегося подвижного рабочего органа, при этом верхний рабочий орган образует с корпусом рабочие камеры, одна из которых имеет выпускной канал, и нижний рабочий орган образует с корпусом рабочие камеры, одна из которых имеет выпускной канал, а выпускные каналы выполнены в виде радиальных отверстий с одинаковой площадью поперечного сечения.A device for pumping fluid is known (patent RU No. 2198288, IPC E21B 43/00, publ. 02/10/2003), including a hollow body with a cover, bottom and outlet channels for communicating the body cavity with the bottomhole zone of the well, a movable working body and channels supply of the working agent, it is equipped with an additional upper or lower movable working body on the axis of rotation located in a perpendicular plane with respect to the axis of rotation of the existing movable working body, while the upper working body forms working chambers with the housing, one of which of the holes has an outlet channel, and the lower working body forms working chambers with the housing, one of which has an outlet channel, and the outlet channels are made in the form of radial holes with the same cross-sectional area.
Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- во-вторых, его нельзя использовать при перепуске жидкости из нижележащего пласта в вышележащий пласт.- secondly, it cannot be used when transferring fluid from the underlying formation to the overlying formation.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для нагнетания флюида в пласт (патент RU №2280152, МПК E21B 43/14, опубл. 20.07.2006 г.), включающее установленный на насосно-компрессорных трубах с помощью резьбы полый корпус с выпускными каналами, при этом корпус снабжен кожухом с отверстиями и нажимной гайкой, в кольцевом зазоре между корпусом и кожухом размещены установленная между нижней и верхней опорными шайбами пружина, установленный между верхней опорной шайбой и выступом на кожухе клапан пропускающий жидкость изнутри наружу, а также сменная насадка, закрепленная на кожухе с помощью нажимной гайки, при этом внутри корпуса между выступами на нем и соосно ему размещена гильза с отверстиями с возможностью ее сдвига инструментом канатной техники для совмещения или разобщения отверстий гильзы и кожуха с выпускными каналами корпуса.The closest in technical essence and the achieved result is a device for pumping fluid into the reservoir (patent RU No. 2280152, IPC E21B 43/14, published July 20, 2006), including a hollow body with outlet pipes installed on tubing with thread channels, while the casing is equipped with a casing with holes and a pressure nut, in the annular gap between the casing and the casing there is a spring installed between the lower and upper support washers, installed between the upper support washer and the protrusion on the casing the bone from the inside out, as well as a replaceable nozzle mounted on the casing with the help of a pressure nut, while inside the case between the protrusions on it and coaxially to it is placed a sleeve with holes with the possibility of its shift by a cable technology tool for combining or separating the holes of the sleeve and the casing with the exhaust channels corps.
Недостатками известного устройства являются:The disadvantages of the known device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- во-вторых, ограниченные технологические возможности, так как при снижении давления нижнего водоносного пласта невозможно производить закачку жидкости в верхний нефтеносный пласт по колонне насосно-компрессорных труб от водовода, расположенного на устье скважины, так закачиваемая жидкость будет «уходить» в нижний водоносный пласт;- secondly, limited technological capabilities, since when the pressure of the lower aquifer is reduced, it is impossible to pump liquid into the upper oil reservoir through the tubing string from the water conduit located at the wellhead, so the injected fluid will "go" into the lower aquifer ;
- в-третьих, для замены сменной насадки необходимо разбирать устройство (откручивать нажимную гайку);- thirdly, to replace the replacement nozzle, it is necessary to disassemble the device (unscrew the pressure nut);
- в-четвертых, сложный технологический процесс работы устройства, связанный с привлечением канатной техники, а это требует разборки устьевой арматуры, снятие планшайбы, установки роликов, проведение спуска-подъема груза на геофизическом кабеле в колонну насосно-компрессорных труб с целью перемещения гильзы относительно полого корпуса;- fourthly, the complex technological process of the device, associated with the use of wireline equipment, and this requires disassembling the wellhead fittings, removing the faceplate, installing rollers, lowering and lifting the load on the geophysical cable into the tubing string in order to move the sleeve relative to the hollow housing;
- в-пятых, низкая надежность устройства в работе, обусловленная тем, что перемещение гильзы относительно полого корпуса не гарантирует совмещения или разобщения отверстий гильзы и кожуха с выпускными каналами корпуса, так как гильза не имеет фиксатора положения относительно полого корпуса. По этой же причине в процессе перетока жидкости из нижнего водоносного пласта в верхний нефтеносный пласт возможно самопроизвольное перемещение гильзы относительно полого корпуса и, соответственно, отказ устройства в работе (закачке жидкости в верхний нефтеносный пласт).fifthly, the low reliability of the device in operation, due to the fact that the movement of the sleeve relative to the hollow body does not guarantee the combination or separation of the holes of the sleeve and the casing with the outlet channels of the body, since the sleeve does not have a position lock relative to the hollow body. For the same reason, during the flow of fluid from the lower aquifer to the upper oil reservoir, spontaneous movement of the sleeve relative to the hollow body and, consequently, failure of the device in operation (pumping fluid into the upper oil reservoir) is possible.
Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и технологического процесса его работы, а также повышение надежности устройства и расширение технологических возможностей работы устройства.An object of the invention is to simplify the design of the device and the technological process of its operation, as well as improving the reliability of the device and expanding the technological capabilities of the device.
Поставленная техническая задача решается устройством для нагнетания жидкости в пласт, включающим установленный на насосно-компрессорных трубах с помощью резьб полый корпус с выпускным каналом и выступом снизу, гильзу соосно размещенную внутри полого корпуса с возможностью осевого перемещения, сменную насадку и клапан, пропускающий жидкость изнутри наружу.The stated technical problem is solved by a device for pumping fluid into the reservoir, including a hollow body mounted on tubing with threads with an outlet channel and a protrusion from below, a sleeve coaxially placed inside the hollow body with axial movement, a replaceable nozzle and a valve that allows fluid to pass from inside to outside .
Новым является то, что полый корпус оснащен снизу внутренней кольцевой выборкой, при этом гильза оснащена снизу наружной кольцевой проточкой, в которой установлено стопорное кольцо, гильза зафиксирована относительно полого корпуса срезным элементом, причем сверху гильза снабжена посадочным седлом под сбрасываемый в колонну насосно-компрессорных труб шар, при этом гильза имеет возможность фиксации относительно полого корпуса стопорным кольцом после перемещения вниз до упора в выступ полого корпуса под действием избыточного гидравлического давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб выше шара насосным агрегатом, установленным на устье скважины, причем напротив выпускного канала полого корпуса эксцентрично установлен регулируемый клапан, состоящий из подпружинненого вниз поршня со штоком и регулировочной гайки, причем ниже поршня в клапане выполнена гидравлическая камера, имеющая возможность сообщения с внутренним пространством полого корпуса, причем под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры с пластом через выходное отверстие клапана, которое оснащено сменной насадкой, ввернутой в выходное отверстие клапана.What is new is that the hollow body is equipped with an inner ring selection from below, while the sleeve is equipped with an outer ring groove at the bottom, in which the retaining ring is installed, the sleeve is fixed relative to the hollow body with a shear element, and on top of the sleeve is equipped with a seating seat for the tubing discharged into the column ball, while the sleeve has the ability to fix relatively hollow body retaining ring after moving down to the stop in the protrusion of the hollow body under the influence of excess hydraulic pressure created in the tubing string above the ball by a pumping unit installed at the wellhead, and an adjustable valve consisting of a downward spring-loaded piston with a stem and an adjusting nut is eccentrically opposite the outlet channel of the hollow body, and a hydraulic chamber is made below the piston in the valve having the ability to communicate with the interior of the hollow body, and under the action of excessive pressure in the hydraulic chamber, the piston has the possibility of axial remescheniya up messages and the hydraulic chamber to the reservoir through the valve outlet, which is provided with a replaceable nozzle screwed into the valve outlet.
На фиг.1 изображено предлагаемое устройство в исходном положении.Figure 1 shows the proposed device in its original position.
На фиг.2 изображено предлагаемое устройство в рабочем положении.Figure 2 shows the proposed device in the working position.
Устройство для нагнетания жидкости в пласт, включает установленный на насосно-компрессорных трубах (НКТ) 1 (см. фиг.1) с помощью резьб 2 и 3 полый корпус 4 с выпускным каналом 5 и выступом 6 снизу, гильзу 7, соосно размещенную внутри полого корпуса 4 с возможностью осевого перемещения.A device for pumping fluid into a formation includes a
Полый корпус 4 оснащен снизу внутренней кольцевой выборкой 8.The
Гильза 7 оснащена снизу наружной кольцевой проточкой 9, в которой установлено стопорное кольцо 10.The
Гильза 7 зафиксирована относительно полого корпуса 4 срезным элементом 11, имеющим возможность разрушения при избыточном давлении, например 5,0 МПа. Сверху гильза 7 снабжена посадочным седлом 12 под сбрасываемый в колонну насосно-компрессорных труб 1 шар 13.The
Гильза 7 имеет возможность фиксации относительно полого корпуса 4 стопорным кольцом 10 после перемещения вниз до упора в выступ 6 полого корпуса 4 под действием избыточного гидравлического давления, создаваемого в колонне насосно-компрессорных труб 1 выше шара 13 (см. фиг.2) насосным агрегатом (на фиг.1 и 2 не показано), установленным на устье скважины.The
В качестве стопорного кольца 10 применяют разрезное пружинной кольцо треугольного сечения.As the
Напротив выпускного канала 5 (см. фиг.1) полого корпуса 4 эксцентрично установлен регулируемый клапан 14, состоящий из подпружинненого посредством пружины 15 вниз поршня 16 со штоком 17 и регулировочной гайки 18.Opposite the exhaust channel 5 (see Fig. 1) of the
Ниже поршня 16 в клапане 14 выполнена гидравлическая камера 19, имеющая возможность сообщения с внутренним пространством 20 полого корпуса 4.Below the
Под действием избыточного давления в гидравлической камере поршень 16 имеет возможность осевого перемещения вверх и сообщения гидравлической камеры 19 с пластом (на фиг.1 и 2 не показано) через выходное отверстие 21 (см. фиг.1) клапана 14, которое оснащено (например, ввернуто по резьбе) сменной насадкой 22.Under the action of excessive pressure in the hydraulic chamber, the
Сменная насадка 22 обеспечивает регулируемый заданный расход жидкости, так как с ее помощью изменяется площадь сечения выходного отверстия 21 клапан 14 (см. фиг.2), при этом должно соблюдаться условие:The
D>di,D> d i
где, D - диаметр выпускного канала 5 полого корпуса 4 мм, например 20 мм;where, D is the diameter of the
di - диаметр сменной насадки 22 клапана 14 мм, например 18 мм.d i - the diameter of the
Несанкционированные перетоки жидкости исключаются уплотнительными кольцами, установленными на сопрягаемых поверхностях устройства.Unauthorized fluid flows are eliminated by o-rings mounted on the mating surfaces of the device.
Устройство для нагнетания жидкости в пласт работает следующим образом.A device for pumping fluid into the reservoir works as follows.
Для перепуска жидкости из нижележащего водоносного пласта (на фиг.1 и 2 не показано) с высоким пластовым давлением в вышележащий пласт нефтеносный с низким пластовым давлением колонну НКТ 1 (см. фиг.1) в процессе спуска сначала оснащают пакером любой известной конструкции (на фиг.1 и 2 не показано), а затем присоединяют к колонне НКТ 1 (см. фиг.1) предлагаемое устройство.To transfer fluid from the underlying aquifer (not shown in FIGS. 1 and 2) with high reservoir pressure into the overlying oil reservoir with low reservoir pressure, the tubing string 1 (see FIG. 1) is first equipped with a packer of any known design (on 1 and 2 are not shown), and then the proposed device is connected to the tubing string 1 (see Fig. 1).
Для этого предлагаемое устройство крепят к верхней трубе нижней секции и к нижней трубе верхней секции колонны НКТ 1 с помощью присоединительных резьб 2 и 3.To do this, the proposed device is attached to the upper pipe of the lower section and to the lower pipe of the upper section of the
Колонну НКТ 1 спускают до нижележащего водоносного пласта с высоким пластовым давлением. В скважине между выше- и нижележащим пластами производят посадку пакера, который размещается между эксплуатационной колонной и НКТ, т.е. разобщает вышележащий и нижележащий пласты между собой, при этом предлагаемое устройство для нагнетания флюида размещено выше вышележащего пласта.The
При необходимости (при низком пластовом давлении нижележащего водоносного пласта) предлагаемое устройство может работать с погружным насосом, например электроцентробежным, который размещают в составе колонны НКТ 1 ниже предлагаемого устройства для перекачки жидкости из нижнего пласта.If necessary (with low reservoir pressure of the underlying aquifer), the proposed device can operate with a submersible pump, for example, an electric centrifugal pump, which is placed in the
Устройство закрыто (см. фиг.1), так как гильза 7 зафиксирована относительно полого корпуса 4 срезным элементом 11, а выпускные каналы 5 полого корпуса 4 герметично перекрыты гильзой 7.The device is closed (see figure 1), since the
В таком положении происходит перекачка жидкости из нижнего водоносного пласта с высоким пластовым давлением по колонне НКТ, например, в соседнюю скважину по системе наземных трубопроводов с целью поддержания пластового давления.In this position, fluid is pumped from the lower aquifer with high reservoir pressure along the tubing string, for example, to a neighboring well through a system of surface pipelines in order to maintain reservoir pressure.
Когда необходимо начать перепуск жидкости из нижележащего водоносного пласта с высоким пластовым давлением в вышележащий пласт с низким пластовым давлением. С устья скважины в колонну НКТ 1 сбрасывают шар 13 (см. фиг.2), который садится на посадочное седло 14 гильзы 7, затем на устье скважины к колонне НКТ 1 подсоединяют насосный агрегат (на фиг.1 и 2 не показано).When it is necessary to start the transfer of fluid from the underlying aquifer with a high reservoir pressure into the overlying reservoir with a low reservoir pressure. From the wellhead into the
С помощью насосного агрегата в колонне НКТ выше шара 13 создают избыточное гидравлическое давление, например 7 МПа, что приводит к разрушению срезного винта 11 и перемещению гильзы 7 вниз до упора в выступ 6 полого корпуса 4 под действием избыточного гидравлического давления в колонне НКТ 1.Using a pump unit in the tubing string above the
В предлагаемом устройстве не требуется разборка устьевой арматуры, снятие планшайбы, установка роликов, проведение спуско-подъема груза на геофизическом кабеле в колонну насосно-компрессорных труб с целью перемещения гильзы 7 относительно полого корпуса 4, что упрощает технологический процесс работы устройства.In the proposed device, it is not necessary to disassemble the wellhead fittings, remove the faceplate, install the rollers, carry out the launching of the load on the geophysical cable into the tubing string in order to move the
Гильза 7 фиксируется относительно полого корпуса 4 стопорным кольцом 10 во внутренней кольцевой выборке 8 полого корпуса 4. В результате гильза 7 оказывается ниже выпускного канала 5 полого корпуса 4 и выпускной канал 5 сообщает внутреннее пространство 20 полого корпуса 4 с гидравлической камерой 19 регулируемого клапана 14.The
Повышается надежность устройства в работе, так как наличие фиксатора положения (стопорного кольца 10) гильзы относительно полого корпуса исключает самопроизвольное перемещение гильзы в процессе работы устройства, при этом нет необходимости совмещения или разобщения отверстий, так как выпускной канал 5 полого корпуса 4 открывается при перемещении гильзы 7 ниже выпускного канала 5.The reliability of the device in operation increases, since the presence of a position lock (retaining ring 10) of the sleeve relative to the hollow body eliminates spontaneous movement of the sleeve during operation of the device, while there is no need to align or separate the holes, since the
Жидкость из нижнего водоносного пласта с высоким пластовым давлением снизу вверх по колонне НКТ 1 через гильзу 7 приподнимая шар 13 поступает во внутреннее пространство 20 полого корпуса 4 и через выпускной канал 5 полого корпуса 4 жидкость поступает в гидравлическую камеру 19 клапана 14.Liquid from the lower aquifer with high reservoir pressure from bottom to top along the
Настройку регулируемого клапана 14 производят на устье скважины перед спуском устройства в скважину.Adjustment of the
Регулируемый клапан 14 имеет диапазон настройки, например от 0,1 МПа до 0,5 МПа. Регулирование осуществляют путем величины вворачивания регулировочной гайки 18 в корпус регулировочного клапана 14, что приводит к поджатию пружины 15.The
Таким образом, регулируется величина гидравлического давления, которое необходимо создать в гидравлической камере 19 для срабатывания клапана 14, т.е. для сообщения гидравлической камеры 19 с пластом через выходное отверстие 21 клапана 14, которое оснащено сменной насадкой 22, причем в сравнении с прототипом для установки сменной насадки 22 нет необходимости разборки устройства.Thus, the amount of hydraulic pressure that needs to be created in the
Например, вворачиванием регулировочной гайки 18 в корпус клапана 14 устанавливают давление равное 0,4 МПа, которое необходимо создать в гидравлической камере 19 для срабатывания клапана 14.For example, by screwing the adjusting
После повышения давления в гидравлической камере 19 клапана 14 на 4 МПа поршень 16, преодолевая усилие пружины 15, поднимается вверх и открывает выходное отверстия 21 клапана 14 и нагнетаемая жидкость из гидравлической камеры 19 клапана 14 через сменную насадку 22 поступает в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной выше пакера и далее в вышележащий пласт с низким пластовым давлением.After increasing the pressure in the
Сменная насадка 22 обеспечивает регулируемый заданный расход жидкости, так как с ее помощью изменяется площадь сечения выходного отверстия 21 клапан 14.The
После прекращения подачи флюида и выравнивания (снижения) давлений внутри гидравлической камере 19 клапана 14 с одной стороны и в кольцевом пространстве между НКТ и эксплуатационной колонной выше пакера с другой стороны за счет возвратной силы пружины 15 поршень 16 опускается вниз и перекрывает выходное отверстие 21 клапана 14, в которое установлена сменная насадка 22.After stopping the fluid supply and equalizing (decreasing) the pressure inside the
Для продолжения закачки жидкости в верхний пласт с низким давлением после истощения энергии (снижении давления) нижнего водоносного пласта производят закачку жидкости от водоводов с устья скважины по колонне насосно-компрессорных труб в верхний пласт с низким пластовым давлением.To continue pumping fluid into the upper reservoir with low pressure after depletion of energy (pressure reduction) of the lower aquifer, fluid is injected from the water conduits from the wellhead through the tubing string into the upper reservoir with low reservoir pressure.
В процессе закачки шар 13, размещенный на посадочном седле 14 гильзы 7 отсекает колонну НКТ 1 ниже устройства, поэтому закачиваемая в колонну НКТ 1 жидкость через выпускной канал 5 полого корпуса 4 поступает в гидравлическую камеру 19 клапана 14.During the injection process, the
После повышения давления в гидравлической камере 19 клапана 14 на 4 МПа поршень 16, преодолевая усилие пружины 15 поднимается вверх и открывает выходное отверстия 21 клапан 14 и нагнетаемая жидкость из гидравлической камеры 19 клапана 14 через сменную насадку 22 поступает в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной выше пакера и далее в вышележащий пласт с низким пластовым давлением.After increasing the pressure in the
Предлагаемое устройство в сравнении с прототипом имеет технологическую возможность закачки жидкости от водоводов с устья скважины по колонне насосно-компрессорных труб в верхний нефтеносный пласт при истощении (снижении пластового давления) нижнего водоносного пласта с высоким пластовым давлением.The proposed device in comparison with the prototype has the technological ability to pump fluid from the pipelines from the wellhead through the tubing string into the upper oil reservoir with the depletion (decrease in reservoir pressure) of the lower aquifer with high reservoir pressure.
Предлагаемое устройство для нагнетания жидкости в пласт имеет простую конструкцию и простой технологический процесс работы, а также обеспечивает высокую надежность устройства в работе и имеет расширенные технологические возможности в работе.The proposed device for injecting fluid into the reservoir has a simple design and a simple workflow, and also provides high reliability of the device in operation and has advanced technological capabilities in operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013148311/03A RU2539504C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Device for injection of fluid into bed |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013148311/03A RU2539504C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Device for injection of fluid into bed |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2539504C1 true RU2539504C1 (en) | 2015-01-20 |
Family
ID=53288555
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013148311/03A RU2539504C1 (en) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Device for injection of fluid into bed |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2539504C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU176624U1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-01-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | CIRCULATION VALVE |
RU2649172C1 (en) * | 2016-12-27 | 2018-03-30 | Иван Николаевич Селиванов | Flow rate controller |
CN112228599A (en) * | 2020-12-02 | 2021-01-15 | 深圳市洛奇机电科技有限公司 | Automatic compensation type pressure retaining valve |
RU2806555C1 (en) * | 2022-12-12 | 2023-11-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие АВТОМАТИКИ и МЕТРОЛОГИИ" | Check valve |
CN117365316A (en) * | 2023-11-30 | 2024-01-09 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | Multilayer drainage and production pipe column for gas well |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU964110A2 (en) * | 1980-06-23 | 1982-10-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Valve for cementing casings |
US5178184A (en) * | 1991-08-12 | 1993-01-12 | Skillman Milton M | Pump valve apparatus |
RU2133900C1 (en) * | 1994-11-29 | 1999-07-27 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий "ТюменНИИГипрогаз" | Two-position non-return valve |
RU46038U1 (en) * | 2005-02-02 | 2005-06-10 | Закрытое акционерное общество "ТЕХНОПРОТЕКТ" | COUPLING WITH BYPASS VALVE FOR SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION |
RU2280152C2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-07-20 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИИГАЗ" | Fluid injection device |
RU2416754C1 (en) * | 2009-09-25 | 2011-04-20 | Владимир Александрович Чигряй | Universal valve |
-
2013
- 2013-10-29 RU RU2013148311/03A patent/RU2539504C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU964110A2 (en) * | 1980-06-23 | 1982-10-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт по креплению скважин и буровым растворам | Valve for cementing casings |
US5178184A (en) * | 1991-08-12 | 1993-01-12 | Skillman Milton M | Pump valve apparatus |
RU2133900C1 (en) * | 1994-11-29 | 1999-07-27 | Тюменский научно-исследовательский и проектный институт природного газа и газовых технологий "ТюменНИИГипрогаз" | Two-position non-return valve |
RU2280152C2 (en) * | 2004-04-15 | 2006-07-20 | ООО "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий-ВНИИИГАЗ" | Fluid injection device |
RU46038U1 (en) * | 2005-02-02 | 2005-06-10 | Закрытое акционерное общество "ТЕХНОПРОТЕКТ" | COUPLING WITH BYPASS VALVE FOR SUBMERSIBLE PUMP INSTALLATION |
RU2416754C1 (en) * | 2009-09-25 | 2011-04-20 | Владимир Александрович Чигряй | Universal valve |
Cited By (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2649172C1 (en) * | 2016-12-27 | 2018-03-30 | Иван Николаевич Селиванов | Flow rate controller |
RU176624U1 (en) * | 2017-09-26 | 2018-01-24 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | CIRCULATION VALVE |
CN112228599A (en) * | 2020-12-02 | 2021-01-15 | 深圳市洛奇机电科技有限公司 | Automatic compensation type pressure retaining valve |
CN112228599B (en) * | 2020-12-02 | 2021-05-14 | 杭州青流液压设备制造有限公司 | Automatic compensation type pressure retaining valve |
RU2806555C1 (en) * | 2022-12-12 | 2023-11-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие АВТОМАТИКИ и МЕТРОЛОГИИ" | Check valve |
CN117365316A (en) * | 2023-11-30 | 2024-01-09 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | Multilayer drainage and production pipe column for gas well |
CN117365316B (en) * | 2023-11-30 | 2024-02-06 | 大庆信辰油田技术服务有限公司 | Multilayer drainage and production pipe column for gas well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
AU2015213301B2 (en) | Valve system | |
US9157297B2 (en) | Pump-through fluid loss control device | |
RU2539504C1 (en) | Device for injection of fluid into bed | |
EP2729658B1 (en) | System and method for injecting a treatment fluid into a wellbore and a treatment fluid injection valve | |
RU2550119C1 (en) | Hydraulic impact device | |
US11913300B1 (en) | Wellbore chemical injection with tubing spool side extension flange | |
RU2335625C1 (en) | Facility for operating of well | |
RU2586122C2 (en) | Hydropercussion device | |
RU2533394C1 (en) | Cut-off valve | |
RU2576729C1 (en) | Apparatus for simultaneous separate operation of several deposits at same well (versions) | |
RU2529460C2 (en) | Flushing device | |
RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
RU2668100C1 (en) | Device for well bottom flushing | |
RU2570696C1 (en) | Device for cementation of casing pipe string in well | |
RU2654111C1 (en) | Rinsing ball valve | |
RU2339796C1 (en) | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well | |
RU2446271C2 (en) | Hydraulic impact device | |
RU2499884C1 (en) | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation | |
RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
RU2641800C1 (en) | Drill string overflow valve with screw well bottom engine | |
RU2448236C1 (en) | Hydrodynamic pulsator | |
RU2568459C1 (en) | Device for well cleanout from paraffin deposits | |
RU2566353C1 (en) | Hydraulically-operated shutoff valve of cartridge type | |
RU2693211C1 (en) | Circulating valve |