SU1352042A1 - Method and deep-well perforator for perforating wells - Google Patents
Method and deep-well perforator for perforating wells Download PDFInfo
- Publication number
- SU1352042A1 SU1352042A1 SU843786113A SU3786113A SU1352042A1 SU 1352042 A1 SU1352042 A1 SU 1352042A1 SU 843786113 A SU843786113 A SU 843786113A SU 3786113 A SU3786113 A SU 3786113A SU 1352042 A1 SU1352042 A1 SU 1352042A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- perforation
- formation
- punch
- liquid
- sleeve
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относитс к нефтегазовой промышленности и предназначено дл вскрыти нласта. Цель изобретени - повышение эффективности перфорации за счет предотвращени заклинивани и разрушени инструмента и снижени энергетических затрат. Спускают на колонне насосно-компрессорных (КНКТ) труб скважинный перфоратор (П) с пробойником 11 в колонну обсадных труб, заполненную жидкостью глушени . Во врем спуска П заполн ют КНКТ жидкостью, плотность которой меньше плотности жидкости глушени . Пробойник 11 перемешают по толще пласта. Создают давление в КНКТ и передают его на пробойник 11 дл перфорации колонны обсадных труб и пласта. Устр-во дл осуществлени способа снабжено установленным в верхней части корпуса 1 П полым барабано.м 12 с продольными винтовыми пазами 13 внутри, храповыми механизмами 17 и дополнительной камерой 18. В ней размещены подпружиненна пола втулка 14 с продольными паза.ми 16 снаружи и поперечным пальцем 15. Он размещен на конце втулки 14 и взаимодействует с пазами 3. Механизмы 17 взаимодействуют с втулкой 14. Барабан 12 и корпус вращаютс относительно камеры 18 вокруг продольной оси. Верхн 2 и нижн 3 цилиндрические камеры корпуса выполнены с окнами 22 и 23. При сбросе давлени КНКТ за счет разницы жидкости в КНКТ и затрубном пространстве П разворачиваетс на 120° и перфорационные каналы симметрично располагаютс в скважине. Благодар этому улучшаетс приток пластового флюида Л совершенствуетс вскрытие пласта. 2 с.п .ф-лы, 3 ил. S СО 01 Ю .4 гоThe invention relates to the oil and gas industry and is intended to open up the nlast. The purpose of the invention is to increase the efficiency of perforation by preventing jamming and destruction of the tool and reduce energy costs. A downhole perforator (P) with a punch 11 is lowered onto a tubing string (CNTC) pipe with a piercer 11 filled with jamming fluid. During the descent, C is filled with a liquid with a liquid whose density is less than the density of the kill fluid. The punch 11 is mixed in a thicker formation. Pressure is applied in the QCTC and is transferred to the piercer 11 to perforate the casing string and the formation. A device for carrying out the method is provided with a hollow drum m 12 installed in the upper part of the body with longitudinal screw grooves 13 inside, ratchet mechanisms 17 and an additional chamber 18. There are sleeve 14 with longitudinal grooves 16 outside and transverse finger 15. It is placed at the end of the sleeve 14 and interacts with the slots 3. The mechanisms 17 interact with the sleeve 14. The drum 12 and the body rotate relative to the camera 18 around the longitudinal axis. The upper 2 and lower 3 cylindrical chambers of the housing are made with windows 22 and 23. When the pressure of the CNTC is depressed due to the difference in the liquid in the CCTV and the annulus P, it turns around 120 ° C. and perforations are symmetrically located in the well. Due to this, the flow of formation fluid L is improved and the formation is improved. 2 spf files, 3 ill. S WITH 01 Yu .4 th
Description
Изобретение относитс к нефтегазовой промышленности, а именно к вскрытию 1ласта.The invention relates to the oil and gas industry, namely to the opening of a region.
Цель изобретени - повышение эффективности перфорации за счет предотвращени заклинивани и разрушени инструмента и снижени энергетических затрат.The purpose of the invention is to increase the efficiency of perforation by preventing jamming and destruction of the tool and reduce energy costs.
На фиг. 1 изображен предлагаемый скважи нный перфоратор; на фиг. 2 - сечение А-А на фиг. 1; на фиг. 3 - развертка барабана устройства по внутреннему диаметру.FIG. 1 shows the proposed well perforator; in fig. 2 is a section A-A in FIG. one; in fig. 3 - scan of the drum device on the inner diameter.
Устройство состоит из корпуса 1 с верхней 2 и нижней 3 цилиндрическими камерами , в которых расположены соосно дифференциальные поршни 4 и 5. Устройство содержит также три горизонтальные камеры 6-8 с расположенными в них опорными поршн ми 9 и 10 и ступенчатым поршнем (пробойником) 11. В верхней части корпуса установлен полый барабан 12 с внутренними продольными винтовыми пазами 13, в зацеплении с которыми входит с помош,ыо поперечного пальца 15 подпружиненна пола втулка 14. На внешней поверхности втулки 14 расположены продольные пазы 16, взаимодействуюш,ие с храповыми механизмами 17. В дополнительной камере 18 установлены пола втулка 14 с пружиной 19, фильтр 20 и полый барабан 12 на подшипниках 21. Подпоршневые пространства вертикальных и горизонтальных камер корпуса заполнены маслом. В верхней 2 н нижней 3 цилиндрических камерах корпуса выполнены окна 22 и 23.The device consists of a housing 1 with upper 2 and lower 3 cylindrical chambers in which differential pistons 4 and 5 are coaxially disposed. The device also contains three horizontal chambers 6-8 with supporting pistons 9 and 10 located in them and a stepped piston (punch) 11 In the upper part of the casing there is a hollow drum 12 with internal longitudinal screw grooves 13, which engage with a transverse pin 15 of a spring-loaded floor sleeve 14. The longitudinal grooves 16 are located on the outer surface of the sleeve 14, It is equipped with ratchets 17. In the additional chamber 18 there is a sleeve 14 installed with a spring 19, a filter 20 and a hollow drum 12 on bearings 21. The piston spaces of the vertical and horizontal chambers of the housing are filled with oil. In the upper 2 n the lower 3 cylindrical chambers of the case are windows 22 and 23.
Способ осушествл етс следуюш,им образом .The method is carried out in the following manner.
Производ т обв зку скважины по известной схеме, сборку подземного оборудовани и спуск его в скважину в интервал перфорации . В зависимости от величины пластового давлени скважину предварительно глушат жидкостью глушени , например глинистым раствором. Чтобы избежать ухудшени коллекторских свойств пласта под вли нием ут желенного раствора в момент перфорации, в зоне перфорации создают предварите.чьно столб буферной жидкости (например, из в зкоупругой системы (БУС), нефти или др.), перекрывающий интервал перфорации. При спуске устройства в скважину колонну насосно-компрессорных труб (ПКТ) заполн ют жидкостью с удельным весом меньше удельного веса жидкости глушени . Так, например, при использовании в качестве жидкости глущени г линистого раствора с удельным весом 1,28-1,4 кг/м , колонну НКТ можно заполнить технической водой, при использовании пластовой ъо.ы - колон-ну НКТ заполн ют более легкой жидкостью - конденсатом, нефтью, дизельным топливом и т. п. С по.мощью любого на поверхности создаетс небольшое избь точное давление (50-80 кгс/см ) в КОЛОР.НО НКТ. Давление в колонне труб повышаетс The well is lined up according to a known scheme, the underground equipment is assembled and lowered into the well in the perforation interval. Depending on the magnitude of the reservoir pressure, the well is pre-filled with a blocking fluid, for example, a mud solution. In order to avoid deterioration of reservoir properties under the influence of an aged solution at the time of perforation, in the perforation zone, a column of buffer fluid (for example, from a visco-elastic system (BEAD), oil, etc.) is created, overlapping the perforation interval. When the device is lowered into the well, the tubing string is filled with a fluid with a specific weight less than the specific gravity of the kill fluid. So, for example, when using a glistening clay mortar with a specific gravity of 1.28-1.4 kg / m as a liquid, the tubing string can be filled with technical water; when using a bedrock, the tubing string is filled with a lighter fluid - condensate, oil, diesel fuel, etc. With the help of anyone, a slight pressure (50-80 kgf / cm) in the COLOR NO of the tubing is created on the surface. The pressure in the pipe string increases
00
5five
00
5five
00
5five
в 30 раз и передаетс на пробойник дл перфорации. Пробойник выдвигаетс и прокалывает обсадную колонну, цементное кольцо и пласт. Давление в колонне НКТ поддерживают в течение 2-3 мин, после чего его сбр асывают на 2-3 мин и вновь поднимают на 2-3 мин и т. д., осуществл перфорацию. В зависимости от прин той плотности перфорации и прин той системы расположени перфорационных отверстий производ т подъем всей колонны на заданное рассто ние вверх интервала перфорации .30 times and transferred to the piercer for perforation. The piercer extends and pierces the casing, cement ring and formation. The pressure in the tubing string is maintained for 2-3 minutes, after which it is pressed for 2-3 minutes and raised again for 2-3 minutes, etc., by perforation. Depending on the perforation density assumed and the perforation hole positioning system adopted, the entire column is lifted up to a predetermined distance up the perforation interval.
Ввиду того, что колонна НКТ заполнена жидкостью меньшего удельного веса, чем удельный вес жидкости в затрубном пространстве , происходит автоматическое возвращение пробойника и дифференциальных поршней устройства в исходное положение в момент сброса дав. в НКТ, тем самым предотвраихаетс заклинивание и поломка пробойника, повь шаетс надежность выполнени перфорационных каналов.Due to the fact that the tubing string is filled with a fluid of lesser specific gravity than the specific gravity of the fluid in the annulus, the device’s punch and differential pistons return to their original position at the moment of pressure release. In the tubing, thereby preventing seizure and breakage of the piercer, increases the reliability of perforation channels.
Возвращение пробойника в исходное положение другим способом, например путем повышени давлени в затрубном пространстве скважины, не дает положительного эффекта - устранени заклинивани и поломки пробойника - ввиду того, что процессы сброса давлени в НКТ и подъема давлени в затрубном пространстве несопоставимы по времени. При этом деформаци (сокращение длины) колонны НКТ опережает во времени вь хо;; пробойника из колонны и Oil л .ожет быть разрушен. Наличие избыточного гидростатического давлени в затрубном пространстве за счет разницы удельных весов жидкостей в колонне НКТ и затрубном пространстве устран ет указанный недостаток.Returning the punch to its original position in another way, for example, by increasing the pressure in the annulus of the well, does not give a positive effect — eliminating jamming and breaking the piercer — due to the fact that the processes of pressure release in the tubing and pressure increase in the annulus are incomparable in time. At the same time, the deformation (shortening) of the tubing string is ahead in time; ho ;; punch from the column and Oil l. can be destroyed. The presence of excessive hydrostatic pressure in the annulus due to the difference in the specific weights of liquids in the tubing string and the annulus eliminates this drawback.
Экспериментально установлено, что возврат пробойника в исходное положение происходит при разнице давлений п затруб- ном и трубно.м пространствах, равной 35- 45 кгс/см. Указаннг разница давлени достигаетс за счет разницы плотностей жидкостей в затрубном пространстве и колонне НКТ. В св зи с тем, что выбор технологических жидкостей дл заполнени скважин и колонны НКТ по величир.е :литиостн ограничен, то возникает ограни1.;енпе применение способа по минимальной гл б:ше интервала перфорации. Так, например, при использовании дл запо/ж тни НКТ с n. iOTHOCTs.fo 300 кг/м и глинистого раст- с ):лотностью 1800 кг/м д.л за1голне;;и скза/кины получаем значение мииималь- пой лубипы интервала перфорацииIt was established experimentally that the return of the piercer to its initial position occurs at a pressure difference in the annulus and tube m spaces equal to 35-45 kgf / cm. The specified pressure difference is achieved due to the difference in density of liquids in the annulus and tubing string. Due to the fact that the choice of process fluids for filling wells and tubing strings in terms of magnitude: the lithium is limited, there is a limitation. 1; Enpe application of the method according to the minimum head: perforation interval. So, for example, when used to secure a tubing with n. iOTHOCTs.fo 300 kg / m and clay plant): a lot of 1800 kg / m dl for the wave ;; and skza / kina we get the value of the minimum minimum of the perforation interval
АBUT
U1 U1
ЧH
400 (М),400 (M),
А Р --A P -
давление, необходимое дл возврата пробойника в исходное положение;the pressure required to return the piercer to its original position;
- разница ;1ельнь х весо)-; жидкостей , кг/м- difference; 1 x weight) -; liquids, kg / m
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
В колонне НКТ создают давление (50- 80 кгс/см), которое воспринимаетс дифференциальным поршнем 4. Поршень 4 опускаетс и повышает давление масла в камере ниже поршн в 8 раз (за счет соотношени плош,адей сечени ступеней дифференциального поршн 4), которое воспринимаетс поршнем 5, повышаетс в 4 раза и передаетс в горизонтальные цилиндрические камеры 6-8. Обща трансформаци давлени в устройстве- равна 1:32 и при давлении в НКТ 50-80 кгс/см давление в камерах 6-8 достигает 1600-4000 кгс/см, такое давление достаточно дл образовани , перфорационного канала пробойником 11. Под действием давлени в камерах 6-8 из корпуса 1 выдвигаютс опорные поршни 9 и 10 и пробойник 11. Ввиду того, что суммарна площадь поршней 9 и 10 больше площади поршн пробойника 11, корпус прижимаетс к стенке обсадной колонны со стороны пробойника и за кориваетс поршн ми 9 и 10. Пробойник уходит в тело колонны , цементное кольцо и пласт. Поскольку в системе НКТ - устройство имеетс жестка гидравлическа св зь, то указанный цикл проходит в короткое врем . Поэтому дл образовани перфорационного канала необходимо кратковременное (в течение 2- 3 мин) поддержание давлени в колонне НКТ.In the tubing string, a pressure is created (50-80 kgf / cm), which is perceived by the differential piston 4. The piston 4 lowers and increases the oil pressure in the chamber below the piston 8 times (due to the ratio of the continuous piston 4), which is perceived piston 5 is increased 4 times and transferred to horizontal cylindrical chambers 6-8. The total pressure transformation in the device is equal to 1:32 and with a pressure in tubing 50-80 kgf / cm pressure in chambers 6-8 reaches 1600-4000 kgf / cm, this pressure is enough to form a perforation channel 11 in the perforation channel. chambers 6-8 from the housing 1, the pistons 9 and 10 and the piercer 11 are advanced. Because the total area of pistons 9 and 10 is larger than the area of the piston piston 11, the housing is pressed against the wall of the casing from the side of the piercer and behind the pistons 9 and 10 The punch goes into the body of the column, the cement ring and the layer. Since there is a rigid hydraulic connection in the tubing system, this cycle takes place in a short time. Therefore, to form a perforation channel, it is necessary to maintain the pressure in the tubing string for a short time (within 2 to 3 minutes).
При ходе дифференциального поршн 4 вниз, в момент прокалывани колонны верхн часть поршн опускаетс , а пола втулка 14 под действием пружины 19 перемещаетс в направлении хода поршн 4. При перемещении полой втулки 14 палец 15 идет по винтовым пазам барабана 12 до упора, при этом пола втулка 14 поворачиваетс на 120° вокруг своей оси по часовой стрелке при виде сверху. Храповой механизм 17 при этом не преп тствует ее вращению.During the course of the differential piston 4 down, at the moment of piercing the column, the upper part of the piston is lowered and the sleeve 14 under the action of the spring 19 moves in the direction of the piston 4 stroke. When the hollow sleeve 14 moves, the finger 15 goes along the screw grooves of the drum 12 until it stops. sleeve 14 rotates 120 ° around its axis clockwise when viewed from above. The ratchet mechanism 17 does not interfere with its rotation.
При сбросе давлени в колонне НКТ за счет разницы удельногавеса жидкости в НКТ и затрубном пространстве гидростатическое давление столба жидкости в затрубном пространстве воздействует на опорные порщ- ни 9 и 10, пробойник 11 и дифференциальные поршни 4 и 5 через окна 22 и 23. Поршни 9 и 10, пробойник 11 и поршни 4 и 5 возвращаютс в исходное положение. При ходе поршн 4 вверх он взаимодействует с полой втулкой 14, возвраща ее в исходное положение. Пола втулка 14, сжима пружину 19, перемещаетс в исходное положение, а палец 15 полой втулки 14, перемеща сь по винтовым пазам барабана 12, стремитс повернуть ее против часовой стрелки. Однако храповые механизмы 17 вход т в зацепление с пазами 16 полой втулки 14 и преп тствуют ее повороту вокруг оси. Вследствие этого барабан 12 и корпус 1 поворачиваютс вокруг продольнойDuring pressure relief in the tubing string due to the difference between the specific gravity of the fluid in the tubing and the annulus, the hydrostatic pressure of the liquid column in the annulus acts on the bearing 9 and 10, the piercer 11 and the differential pistons 4 and 5 through the windows 22 and 23. The pistons 9 and 10, the punch 11 and the pistons 4 and 5 return to their original position. During the course of the piston 4 up it interacts with the hollow sleeve 14, returning it to its original position. The sleeve 14, compressing the spring 19, moves to its original position, and the finger 15 of the hollow sleeve 14, moving along the screw grooves of the drum 12, tends to turn it counterclockwise. However, the ratchet mechanisms 17 engage with the grooves 16 of the hollow bush 14 and prevent it from rotating about an axis. As a consequence, the drum 12 and the housing 1 rotate around the longitudinal
00
00
5five
00
5five
00
5five
00
5five
оси против часовой стрелки на 120°. Таким образом при сбросе давлени в НКТ перфоратор зани.мает исходное положение и разворачиваетс на 120° за каждый цикл подъема и сброса давлени в колонне НКТ. Тем самым достигаетс симметричное расположение перфорационных каналов в скважине , улучшаютс услови притока пластового флюида в скважину, повышаетс совершенство вскрыти пласта. В одной плоскости перфорации можно получить три перфорационных канала. В зависимости от прин той плотности перфорации система расположени перфорационных каналов может быть прин та по три канала в каждой плоскости перфорации либо каналы могут быть расположены по винтовой линии с любым шагом. Количество плоскостей перфорации или шаг винтовой линии каналов перфорации соответствует числу установок перфоратора в заданном интервале.axis counterclockwise at 120 °. Thus, when the tubing is depressurized, the perforator takes up its initial position and turns around 120 ° for each cycle of raising and depressurizing the tubing string. Thereby, a symmetrical arrangement of the perforations in the well is achieved, the conditions for the inflow of formation fluid to the well are improved, and the perfection of the formation is improved. In one plane of perforation, you can get three perforation channels. Depending on the assumed perforation density, the system for locating perforations can be received by three channels in each plane of the perforations, or the channels can be arranged along a helical line with any step. The number of perforation planes or the helix pitch of the perforation channels corresponds to the number of punch settings in a given interval.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU843786113A SU1352042A1 (en) | 1984-08-31 | 1984-08-31 | Method and deep-well perforator for perforating wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU843786113A SU1352042A1 (en) | 1984-08-31 | 1984-08-31 | Method and deep-well perforator for perforating wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| SU1352042A1 true SU1352042A1 (en) | 1987-11-15 |
Family
ID=21136777
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU843786113A SU1352042A1 (en) | 1984-08-31 | 1984-08-31 | Method and deep-well perforator for perforating wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| SU (1) | SU1352042A1 (en) |
Cited By (16)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2129655C1 (en) * | 1997-07-21 | 1999-04-27 | Открытое акционерное общество "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Puncturing perforator |
| RU2133821C1 (en) * | 1997-12-23 | 1999-07-27 | Открытое акционерное общество "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Device for perforation of pipe in well |
| RU2137913C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Device for making perforation passages in casing string of well |
| WO2000050734A1 (en) * | 1999-02-26 | 2000-08-31 | Irina Mikhailovna Gildeeva | Downhole device for drilling a layer |
| RU2178064C2 (en) * | 2000-03-20 | 2002-01-10 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Actuator for downhole instruments |
| RU2263767C1 (en) * | 2004-08-16 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole perforator |
| RU2263768C1 (en) * | 2004-08-19 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole perforator |
| RU2312977C1 (en) * | 2006-05-24 | 2007-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well bore perforation in the case of low reservoir pressure |
| RU2315176C1 (en) * | 2006-05-24 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well bore perforation in the case of low reservoir pressure |
| EA010346B1 (en) * | 2006-09-04 | 2008-08-29 | Эльмир Саттарович Кузяев | A device for perforating wells |
| RU2348807C2 (en) * | 2003-07-25 | 2009-03-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Downhole sampler and method of well sampling |
| RU2407882C1 (en) * | 2009-10-05 | 2010-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяник" | Perforator for operation in wells with low formation pressure and/or in depression mode |
| RU2478163C2 (en) * | 2011-06-16 | 2013-03-27 | ООО НТП "Нефтегазтехника" | Tube perforator (versions) |
| RU2506414C1 (en) * | 2012-07-11 | 2014-02-10 | Пассербай Инк | Hydromechanical piercing perforator and its operating principle |
| RU2533514C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Slot perforator |
| CN111307521A (en) * | 2020-04-15 | 2020-06-19 | 陈威 | Layered sampling device for water quality monitoring and use method |
-
1984
- 1984-08-31 SU SU843786113A patent/SU1352042A1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Патент US Л ь 3720262, кл. 166-298, опублик. 1973. Авторское свидетельство СССР № 968352, кл. Е 2 В 43/114, 1982. * |
Cited By (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2129655C1 (en) * | 1997-07-21 | 1999-04-27 | Открытое акционерное общество "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Puncturing perforator |
| RU2133821C1 (en) * | 1997-12-23 | 1999-07-27 | Открытое акционерное общество "Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Device for perforation of pipe in well |
| RU2137913C1 (en) * | 1998-03-17 | 1999-09-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Device for making perforation passages in casing string of well |
| WO2000050734A1 (en) * | 1999-02-26 | 2000-08-31 | Irina Mikhailovna Gildeeva | Downhole device for drilling a layer |
| RU2178064C2 (en) * | 2000-03-20 | 2002-01-10 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Actuator for downhole instruments |
| RU2348807C2 (en) * | 2003-07-25 | 2009-03-10 | Шлюмбергер Текнолоджи Бв | Downhole sampler and method of well sampling |
| RU2263767C1 (en) * | 2004-08-16 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole perforator |
| RU2263768C1 (en) * | 2004-08-19 | 2005-11-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Borehole perforator |
| RU2315176C1 (en) * | 2006-05-24 | 2008-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well bore perforation in the case of low reservoir pressure |
| RU2312977C1 (en) * | 2006-05-24 | 2007-12-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well bore perforation in the case of low reservoir pressure |
| EA010346B1 (en) * | 2006-09-04 | 2008-08-29 | Эльмир Саттарович Кузяев | A device for perforating wells |
| RU2407882C1 (en) * | 2009-10-05 | 2010-12-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Нефтяник" | Perforator for operation in wells with low formation pressure and/or in depression mode |
| RU2478163C2 (en) * | 2011-06-16 | 2013-03-27 | ООО НТП "Нефтегазтехника" | Tube perforator (versions) |
| RU2506414C1 (en) * | 2012-07-11 | 2014-02-10 | Пассербай Инк | Hydromechanical piercing perforator and its operating principle |
| RU2533514C1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-11-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром ПХГ" | Slot perforator |
| CN111307521A (en) * | 2020-04-15 | 2020-06-19 | 陈威 | Layered sampling device for water quality monitoring and use method |
| CN111307521B (en) * | 2020-04-15 | 2022-06-07 | 陈威 | Stratified sampling device for water quality monitoring and using method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| SU1352042A1 (en) | Method and deep-well perforator for perforating wells | |
| US4830120A (en) | Methods and apparatus for perforating a deviated casing in a subterranean well | |
| US6199632B1 (en) | Selectively locking locator | |
| CA3001110C (en) | Oilfield perforator designed for high volume casing removal | |
| EP0397875A4 (en) | Pipe roller-expanding device | |
| GB2169019A (en) | Differential pressure actuated vent assembly | |
| RU94628U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION OF THE LAYER WITH DIFFERENT PERMEABILITY ZONES | |
| AU593732B2 (en) | Perforating gun firing tool | |
| RU2091564C1 (en) | Device for well completion | |
| US5782302A (en) | Apparatus and method for loading fluid into subterranean formations | |
| US4933089A (en) | Apparatus and process for paraffin abatement | |
| SU1687771A1 (en) | Device recovery of flooded oil bed | |
| NO304613B1 (en) | Br DEG nnsementeringsverkt ° y | |
| RU2393341C2 (en) | Hydromechanical slit perforator | |
| SU763582A1 (en) | Filter for well liquid and gas | |
| RU37142U1 (en) | WELL CLEANING DEVICE | |
| RU204531U1 (en) | DEVICE FOR CONDUCTING MULTI-STAGE HYDRAULIC Fracturing | |
| CN219220295U (en) | Whipstock for sidetracking | |
| RU47962U1 (en) | DEVICE FOR PREPARING A CUTTING WELL | |
| RU2165518C1 (en) | Process of completion of wells | |
| SU1055874A1 (en) | Apparatus for forming initial fissures in wells | |
| RU2746398C1 (en) | Method for creating cased perforation channel in productive formation of oil or gas cased well | |
| CN114165194B (en) | Completion switch and completion string | |
| RU2757383C1 (en) | Well completion method | |
| SU1132001A1 (en) | Formation opening-up apparatus |