RU2440491C1 - Device for well formation swabbing development - Google Patents
Device for well formation swabbing development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2440491C1 RU2440491C1 RU2010129889/03A RU2010129889A RU2440491C1 RU 2440491 C1 RU2440491 C1 RU 2440491C1 RU 2010129889/03 A RU2010129889/03 A RU 2010129889/03A RU 2010129889 A RU2010129889 A RU 2010129889A RU 2440491 C1 RU2440491 C1 RU 2440491C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tip
- filter
- packer
- tubing string
- nozzle
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении скважин после бурения и в процессе эксплуатации.The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used in well development after drilling and during operation.
Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море", №6-7, 1997, с.27-29), включающее установленную в скважине колонну насосно-компрессорных труб (НКТ), сваб, спущенный в колонну (НКТ) с ограничителем хода, а также с пакером, устанавливаемым выше пласта или без него.A device for developing a wellbore by swabbing is known (see E.P. Soldatov, I.I. Kleshenko, V.N. Dudkin. Swabbing is a resource-saving technology. NTZ "Construction of oil and gas wells on land and at sea", No. 6- 7, 1997, p.27-29), including a tubing string installed in the well, tubing swab lowered into the string (tubing) with a stroke limiter, as well as with a packer installed above or without the formation.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
во-первых, при свабировании скважины без пакера создается очень низкая депрессия на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимость производства значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени ведет к значительным трудозатратам и снижает эффективность работы устройства;firstly, when swabbing a well without a packer, a very low depression on the formation is created (0.6-0.8 MPa) and the need to produce a significant number of (8-12) swab cycles, which in time leads to significant labor costs and reduces the efficiency of the device ;
во-вторых, при свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состояние призабойной зоны скважины при вызове притока из слабо сцементированных коллекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба;secondly, when swabbing a well with a packer, on the contrary, high (7-8 MPa), very sharp depressions on the formation are created, which negatively affects the state of the bottomhole zone of the well when an inflow from weakly cemented reservoirs, oil-saturated reservoirs, etc. is caused. In all cases, the swab performance increases with increasing frequency and stability of the swab lowering-raising operations;
в-третьих, при наличии пакера в составе устройства, по окончании освоения, при срыве пакера скважинная жидкость, находящаяся в межтрубном пространстве над пакером, попадает обратно в пласт, т.е. происходит глушение освоенной скважины и кольматируется призабойная зона пласта, ухудшаются коллекторские свойства пласта и сводится к нулю результат освоения скважины.thirdly, if there is a packer in the device, upon completion of development, when the packer breaks down, the well fluid located in the annulus above the packer falls back into the formation, i.e. the well is jammed and the bottom-hole zone of the formation is clogged, reservoir properties of the formation deteriorate and the result of well development is reduced to zero.
Наиболее близким по технической сущности является способ свабирования скважины (патент RU №2181830, МПК 8 E21B 43/00, опубл. в бюл. №12 от 27.04.2002 г.), заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны и подъема ее на поверхность свабом, при котором в скважине, разделенной по глубине пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, а отбор жидкости из надпакерной области и подачу ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области.The closest in technical essence is the method of swabbing the well (patent RU No. 2181830, IPC 8 E21B 43/00, published in Bulletin No. 12 of 04/27/2002), which consists in lowering the pressure of the killing fluid on the reservoir by periodic fluid withdrawal from the production casing and lifting it to the surface with a swab, in which at least one of the swabs moved in the casing on the casing is carried out in the well, divided in depth by a packer unit installed below the static liquid level pine-compressor pipes in the under-packer area, and the selection of liquid from the over-packer area and its supply to the surface is carried out by another swab moving in the column of tubing placed in the over-packer area.
А также устройство для осуществления этого способа, включающее два сваба, две колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителями хода соответствующих свабов и фильтром для сообщения с пластом одной из колонн НКТ, оснащенной пакером, устанавливаемым выше пласта.As well as a device for implementing this method, including two swabs, two tubing strings (tubing) with stroke limiters of the corresponding swabs and a filter for communicating with the formation of one of the tubing columns equipped with a packer installed above the formation.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, связанная с наличием двух колонн НКТ и двух свабов;- firstly, the design complexity associated with the presence of two tubing columns and two swabs;
- во-вторых, по окончании свабирования необходимо распакеровывать пакер и извлекать две колонны НКТ, при этом столб скважинной жидкости, находящийся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, попадает в освоенный пласт при условии, если гидростатический уровень столба скважинной жидкости, находящийся выше пакера, больше пластового давления. В результате скважинная жидкость, находящаяся в межтрубном пространстве над пакером, попадает обратно в пласт, т.е. происходит глушение освоенной скважины и кольматируется призабойная зона пласта, ухудшаются коллекторские свойства пласта и сводится к нулю результат освоения скважины;- secondly, at the end of swabbing, it is necessary to unpack the packer and remove two tubing strings, while the wellbore column located above the packer in the annulus between the production string and the tubing string falls into the developed reservoir, provided that the hydrostatic level of the wellbore column, located above the packer, more reservoir pressure. As a result, the borehole fluid located in the annulus above the packer enters the reservoir, i.e. there is a killing of the developed well and the bottom-hole zone of the formation is clogged, reservoir properties of the formation deteriorate and the result of well development is reduced to zero;
в-третьих, в случаях, когда пласт сильно загрязнен, эффективность применения данного устройства низка, поэтому перед применением данного устройства необходимо произвести предварительную очистку ПЗП (призабойной зоны пласта) с целью очистки ее от загрязнений, чего не позволяет сделать данное устройство.thirdly, in cases where the formation is heavily contaminated, the effectiveness of the use of this device is low, therefore, before using this device, it is necessary to pre-clean the PZP (bottom-hole zone of the formation) in order to clean it from pollution, which this device does not allow.
Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, а также исключение попадания скважинной жидкости, находящейся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, в освоенный пласт после распакеровки пакера с возможностью очистки от загрязнений ПЗП путем создания мгновенных депрессий на ПЗП перед освоением скважины свабированием.The objective of the invention is to simplify the design of the device, as well as to prevent the ingress of borehole fluid located above the packer in the annulus between the production string and the tubing string, into the developed reservoir after unpacking the packer with the possibility of cleaning the PZP contaminants by creating instant depressions on the PZP before swab well development.
Поставленная задача решается устройством для освоения пласта скважины свабированием, включающим сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, устанавливаемый выше пласта.The problem is solved by a device for developing a wellbore by swabbing, including a swab, a tubing string with a swab limiter and a filter for communicating with the reservoir, a packer installed above the reservoir.
Новым является то, что колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр - сверху насадкой с внутренней цилиндрической полостью, причем наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения, при этом наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки, а верхний ряд отверстий наконечника выполнен с возможностью сообщения с надпакерной зоной при перемещении наконечника вверх и фиксации относительно насадки фильтра.What is new is that the tubing string is equipped with a hollow tip at the bottom and the filter with a nozzle with an internal cylindrical cavity at the top, and the tip is inserted into the nozzle, from which it is spring-loaded upward and configured for longitudinal limited movement, while the tip is equipped with upper and lower rows of holes, internally separated by a partition and made with the possibility of communication when moving the tip down relative to the filter nozzle through the inner cylindrical cavity of the nozzle, and the upper row of holes the tip is configured to communicate with the overpacker zone when moving the tip up and fixing relative to the filter nozzle.
На фигурах 1, 2, 3 схематично изображено предлагаемое устройство для освоения пласта скважины свабированием в процессе осуществления технологических операций.In figures 1, 2, 3 schematically shows the proposed device for the development of the wellbore swab during the implementation of technological operations.
Устройство для освоения пласта 1 (см. фиг.1 и 2) свабированием состоит из спущенной в скважину 2 колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, а также изолирующего межтрубное пространство 4 пакера 5 проходного любой известной конструкции, устанавливаемого на 10-15 м выше пласта 1. В колонну НКТ 3 спущен сваб 6 (см. фиг.2) на канате 7. Ограничитель хода 8 сваба 6 зафиксирован внутри колонны НКТ 3 любым известным способом, например на резьбе. Пакер 5 герметично разделяет межтрубное пространство 4 (см. фиг.2) на подпакерную 9 и надпакерную 10 зоны (см. фиг.2). На конце колонны НКТ 3 установлен фильтр 11, заглушенный снизу и служащий для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с пластом 1 через подпакерную зону 9. Колонна НКТ 3 оснащена снизу полым наконечником 12, а фильтр 11 - сверху насадкой 13 с внутренней цилиндрической полостью 14.The device for reservoir development 1 (see Figs. 1 and 2) by swabbing consists of a string of
Наконечник 12 (см. фиг.1) вставлен в насадку 13, от которой подпружинен посредством пружины 15 вверх, с возможностью продольного ограниченного перемещения.The tip 12 (see figure 1) is inserted into the
Наконечник 12 (см. фиг.2) оснащен верхним 16 и нижним 17 рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой 18 и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника 12 вниз относительно насадки 13 фильтра 11 через внутреннюю цилиндрическую полость 14 насадки 13.The tip 12 (see figure 2) is equipped with upper 16 and lower 17 rows of holes, internally separated by a partition 18 and made with the possibility of communication when moving the
Верхний ряд 16 (см. фиг.3) отверстий наконечника 12 выполнен с возможностью сообщения с надпакерной зоной 10 при перемещении наконечника 12 вверх относительно насадки 13 фильтра 11, при этом верхний ряд 16 отверстий наконечника 12 оказывается выше верхнего торца 19 насадки 13 фильтра 11.The upper row 16 (see FIG. 3) of the openings of the
Величина а (см. фиг.1) - продольного ограниченного перемещения вниз колонны НКТ 3 с наконечником 12 обеспечивает гидравлическое сообщение посредством внутренней цилиндрической полости 14 верхних 16 и нижних 17 рядов отверстий наконечника 12 между собой. Например, величина а равна 0,10-0,15 м.The value of a (see figure 1) is a longitudinal limited limited downward movement of the
Величина в - продольного ограниченного перемещения вверх колонны НКТ 3 с наконечником 12 из начального положения обеспечивает гидравлическое сообщение надпакерной зоны 10 скважины 2 посредством верхнего ряда отверстии 16 (см. фиг.3) с внутренним пространством колонны НКТ 3. Например, величина в (см. фиг.1) равна 0,3-0,4 м.The value of - longitudinal limited limited upward movement of the
Необходимую герметичность в процессе работы обеспечивают уплотнительные элементы (на фиг.1, 2 и 3 показаны условно).The necessary tightness during operation is provided by the sealing elements (Figs. 1, 2 and 3 are shown conditionally).
Устройство в транспортном положении (см. фиг.1) фиксируют срезным элементом 20.The device in the transport position (see figure 1) is fixed by a shear element 20.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Устройство монтируют в скважине 2 (см. фиг.1), при этом пакер 5 в скважине 1 должен размещаться на 10-15 м выше кровли пласта 1, при этом в процессе спуска в скважину колонна НКТ 3 выше перегородки 18 остается пустой.The device is mounted in the well 2 (see Fig. 1), while the
После посадки пакера 5 в заданном интервале скважины 2 производят полную разгрузку колонны НКТ 3 на пакер 5, например, собственная масса колонны НКТ 3 составляет 12 т, при этом сначала разрушается срезной элемент 20 и пружина 15 начинает сжиматься относительно стопора 21, выполненного на наружной поверхности колонны НКТ 3, а колонна НКТ 3, оснащенная снизу полым наконечником 12, перемещается вниз относительно остающейся неподвижной на пакере 5 насадки 13, соединенной сверху с фильтром 11, при этом величина а - продольного ограниченного перемещения колонны НКТ 3 с наконечником 12 (см. фиг.2) вниз обеспечивает гидравлическое сообщение посредством внутренней цилиндрической полости 14 верхних 16 и нижних 17 рядов отверстий наконечника 12 между собой, что в свою очередь обеспечивает гидравлическое сообщение внутреннего пространства колонны НКТ 3 с ПЗП пласта 1 через фильтр 11. Например, величина а равна 0,10-0,15 м. В результате создается мгновенная депрессия на ПЗП и загрязнения пласта 1, находящиеся в ПЗП через фильтр 11, попадают во внутреннее пространство колонны НКТ 3.After the
Приподнимают колонну НКТ 3 (см. фиг.1), при этом пружина 15 разжимается относительно стопора 21, а колонна НКТ 3, оснащенная снизу полым наконечником 12, перемещается вверх на величину, меньшую длины - а относительно остающейся неподвижной на пакере 5 насадки 13, соединенной сверху с фильтром 11, при этом благодаря перегородке 18 верхний 16 и нижний 17 ряды отверстий наконечника 12 разобщаются между собой (см. фиг.1), а внутренняя цилиндрическая полость 14 размещается напротив нижнего ряда отверстий 17, что в свою очередь герметично разобщает внутреннее пространство колонны НКТ 3 с ПЗП пласта 1 через фильтр 11.Lift tubing 3 (see Figure 1.), The spring 15 expands relative to the stopper 21, and the
В дальнейшем вышеописанный цикл повторяется от 3 до 5 раз в зависимости от степени загрязнения ПЗП. Таким образом, после проведения очистки ПЗП пласта 1 приступают к его освоению свабированием.In the future, the above cycle is repeated from 3 to 5 times depending on the degree of contamination of the PPP. Thus, after cleaning the bottomhole formation zone of
Затем производят полную разгрузку колонны НКТ 3 на пакер 5 (см. фиг.2), например, как отмечено выше, собственная масса колонны НКТ 3 составляет 12 т, при этом пружина 15 начинает сжиматься относительно стопора 21, выполненного на наружной поверхности колонны НКТ 3, а колонна НКТ 3, оснащенная снизу полым наконечником 12, перемещается вниз относительно остающейся неподвижной на пакере 5 насадки 13, соединенной сверху с фильтром 11, при этом величина а (см. фиг.1) - продольного ограниченного перемещения вниз колонны НКТ 3 (см. фиг.2) с наконечником 12 обеспечивает гидравлическое сообщение посредством внутренней цилиндрической полости 14 верхних 16 и нижних 17 рядов отверстий наконечника 12 между собой, что в свою очередь обеспечивает гидравлическое сообщение внутреннего пространства колонны НКТ 3 с ПЗП пласта 1 через фильтр 11.Then, the
Далее в колонну НКТ 3 на канате спускают сваб 6 (см. фиг.2) до ограничителя хода 8. Далее начинают процесс освоения пласта 1 свабированием с помощью наземного привода, например, агрегатом для свабирования (на фиг.1, 2 и 3 не показано).Next, the swab 6 (see figure 2) is lowered into the
Производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 (см. фиг.2) свабированием из подпакерной зоны 9 через фильтр 11 до получения стабильного притока продукции пласта 1 путем периодического подъема жидкости по колонне НКТ 3 с помощью сваба 6 определенных порций жидкости из скважины 2 при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем увеличении глубины спуска сваба 6 при каждом последующем ходе. Высота поднимаемого столба жидкости и, соответственно, объем жидкости, поднимаемой за один цикл, определяются погружением сваба 6 под уровень жидкости в каждом цикле.The fluid is sampled along the tubing string 3 (see Fig. 2) by swabbing from the
После получения стабильного притока продукции из пласта 1 при разобщенных надпакерной 10 и подпакерной 9 зонах производят подъем колонны НКТ 3 (см. фиг.1) с наконечником 12 на конце сначала на величину - а до принятия устройством начального положения и разобщения, т.е. верхний 16 и нижний 17 ряды отверстий наконечника 12 разобщаются между собой (см. фиг.1) перегородкой 18, а внутренняя цилиндрическая полость 14 размещается напротив нижнего ряда отверстий 17. Далее подъем колонны НКТ 3 с наконечником 12 продолжают на величину - в, при этом верхний ряд отверстий 16 (см. фиг.3) наконечника 12 оказывается выше торца 19 насадки 13 фильтра 11. Суммарный ход вверх колонны НКТ 3 с наконечником 12 составит величину - а+в, в результате чего через верхний ряд отверстий 16 наконечника 12 происходит сообщение межтрубного пространства 4 в надпакерной зоне 10 и внутреннего пространства колонны НКТ 3 и последующее выравнивание в них высоты столба жидкости (на фиг.1 и 2 не показано).After receiving a stable influx of products from the
Подъем вверх колонны НКТ 3 на величину - а+в можно контролировать по меткам (на фиг.2 и 3 не показано), выполненным на колонне НКТ 3 на устье скважины 2, при этом в верхнем положении, когда верхний ряд отверстий 16 наконечника 12 будет находиться выше верхнего торца 19 насадки 13, наконечник 12 своим разрезным пружинным кольцом 23 (см. фиг.3), находящимся в его наружной кольцевой канавке 24, зафиксируется от осевого перемещения вниз относительно верхнего торца 19 насадки 13.The rise of the
Затем производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 свабированием из надпакерной 10 зоны через верхний ряд отверстий 16 наконечника 12 до снижения в ней уровня жидкости до тех пор, пока давление, оказываемое гидростатическим уровнем жидкости от верхнего уровня жидкости в надпакерной зоне 10 до кровли 22 (см. фиг.2 и 3) пласта 1, не будет ниже пластового давления (Рпл).Then, the liquid is sampled along the
где Рпл - пластовое давление, МПа;where R PL - reservoir pressure, MPa;
ρ - плотность, кг/м3;ρ is the density, kg / m 3 ;
g - ускорение свободного падения, м/с2;g is the acceleration of gravity, m / s 2 ;
H2 - высота столба жидкости в надпакерной зоне межтрубного пространства и до кровли пласта, м;H 2 - the height of the liquid column in the above-packer zone of the annular space and to the roof of the reservoir, m;
или 
Затем производят распакеровку пакера 5 и его извлечение вместе с колонной НКТ 3. В процессе подъема колонны НКТ 3 верхний ряд отверстий 16 наконечника 12 располагается выше верхнего торца насадки 13 благодаря фиксации стопорного кольца 23 относительно верхнего торца 19 насадки 13, поэтому жидкость, находящаяся внутри колонны НКТ 3, в процессе подъема не изливается на дневную поверхность.Then, the
Предложенное устройство имеет простую конструкцию и позволяет повысить эффективность освоения скважины путем исключения попадания скважинной жидкости, находящейся выше пакера в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ, в освоенный пласт после распакеровки пакера. Кроме того, данное устройство имеет возможность очистки от загрязнений ПЗП путем создания мгновенных депрессий на ПЗП перед освоением скважины свабированием, что, безусловно, повышает эффективность освоения скважины.The proposed device has a simple design and can improve the efficiency of well development by eliminating the ingress of well fluid located above the packer in the annulus between the production string and tubing string into the developed reservoir after unpacking the packer. In addition, this device has the ability to clean PZP contaminants by creating instant depressions on the PZP before swab well development, which, of course, increases the efficiency of well development.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010129889/03A RU2440491C1 (en) | 2010-07-16 | 2010-07-16 | Device for well formation swabbing development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010129889/03A RU2440491C1 (en) | 2010-07-16 | 2010-07-16 | Device for well formation swabbing development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2440491C1 true RU2440491C1 (en) | 2012-01-20 |
Family
ID=45785723
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010129889/03A RU2440491C1 (en) | 2010-07-16 | 2010-07-16 | Device for well formation swabbing development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2440491C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2543246C1 (en) * | 2013-08-20 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation development device |
| RU2553798C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation development device |
| RU2568615C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir cleaning and completion device |
| RU2604246C1 (en) * | 2015-10-13 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for cleaning and development of formation |
-
2010
- 2010-07-16 RU RU2010129889/03A patent/RU2440491C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2543246C1 (en) * | 2013-08-20 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation development device |
| RU2553798C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation development device |
| RU2568615C1 (en) * | 2014-07-15 | 2015-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Reservoir cleaning and completion device |
| RU2604246C1 (en) * | 2015-10-13 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for cleaning and development of formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2440491C1 (en) | Device for well formation swabbing development | |
| RU2436944C1 (en) | Procedure for development of reservoir of well by swabbing and device for its implementation | |
| RU2432456C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
| RU2432457C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
| RU2568615C1 (en) | Reservoir cleaning and completion device | |
| US6116341A (en) | Water injection pressurizer | |
| RU115402U1 (en) | DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER | |
| RU63864U1 (en) | INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP | |
| RU2327034C2 (en) | Method of productive strata wave processing and device for its fulfillment | |
| RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
| RU2186947C2 (en) | Device for well cleaning | |
| RU2382176C1 (en) | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance | |
| RU2604246C1 (en) | Device for cleaning and development of formation | |
| RU2810660C1 (en) | Device for pulsed fluid injection and reservoir development | |
| RU2512222C1 (en) | Method for bottomhole zone treatment | |
| RU2821866C1 (en) | Device for cyclic fluid injection and formation development | |
| RU2531954C1 (en) | Device for pulsed injection of fluid into bed | |
| RU165961U1 (en) | INSTALLATION FOR SEPARATE OIL AND WATER PRODUCTION FROM A HIGHLY WATERED OIL WELL | |
| RU2599122C1 (en) | Device for cleaning filter zone of productive formation | |
| RU2000125925A (en) | METHOD FOR HYDRAULIC FRACTURING IN WELLS | |
| RU2490446C1 (en) | Method for generation of draw-down pressure in order to conduct borehole investigations | |
| RU2768225C2 (en) | Reusable hydraulic pulse module for treatment of bottomhole formation zone | |
| RU2543246C1 (en) | Well formation development device | |
| RU181991U1 (en) | DEPRESSION DEVICE FOR DEVELOPING WELLS | |
| RU2225937C1 (en) | Device for cleaning and opening up wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20160717 |