RU2771665C1 - Jet nozzle for horizontal wellbore acidizing - Google Patents
Jet nozzle for horizontal wellbore acidizing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2771665C1 RU2771665C1 RU2021129278A RU2021129278A RU2771665C1 RU 2771665 C1 RU2771665 C1 RU 2771665C1 RU 2021129278 A RU2021129278 A RU 2021129278A RU 2021129278 A RU2021129278 A RU 2021129278A RU 2771665 C1 RU2771665 C1 RU 2771665C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- nozzle
- side nozzles
- sleeve
- horizontal wellbore
- housing
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к кислотной обработке призабойной зоны горизонтального ствола скважины с целью восстановления её проницаемости. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to the acid treatment of the bottomhole zone of a horizontal wellbore in order to restore its permeability.
Известна гидромониторная насадка (патент РФ № 2374448, опубл. 27.11.2009), содержащая корпус с первой сопловой головкой, размещенной на ее переднем торце, причем ось выходного отверстия первой сопловой головки в плоскости переднего торца корпуса имеет угол наклона к оси вращения корпуса и смещена относительно оси вращения, и второй сопловой головкой, размещенной на боковой поверхности корпуса, причем ось выходного отверстия второй сопловой головки наклонена к оси вращения корпуса в сторону его переднего торца. В корпусе установлено устройство прерывания потока, которое содержит диск, выполненный в виде стакана, дно, и боковые стенки которого имеют прорези в форме секторов и турбинку, представляющую собой крыльчатку, состоящую из ступицы и лопастного венца, например, с четырьмя лопастями, расположенными под углом к оси насадки, при этом диск и турбинка закреплены на оси, которая, в свою очередь, установлена в подшипниках скольжения, один из которых закреплен в корпусе насадки со стороны переднего торца, другой в центральной части опоры, имеющей форму кольца с ребрами жесткости, с внешним радиусом, равным радиусу проточки, в которой она установлена, при этом опора зафиксирована резьбовым кольцом.A jet nozzle is known (RF patent No. 2374448, publ. 27.11.2009), containing a housing with a first nozzle head located on its front end, and the axis of the outlet of the first nozzle head in the plane of the front end of the housing has an angle of inclination to the axis of rotation of the housing and is shifted relative to the axis of rotation, and the second nozzle head placed on the side surface of the body, and the axis of the outlet of the second nozzle head is inclined to the axis of rotation of the body towards its front end. A device for interrupting the flow is installed in the housing, which contains a disk made in the form of a glass, the bottom and side walls of which have slots in the form of sectors and an impeller, which is an impeller consisting of a hub and a bladed rim, for example, with four blades located at an angle to the nozzle axis, while the disk and the impeller are fixed on the axis, which, in turn, is mounted in plain bearings, one of which is fixed in the nozzle body from the front end, the other in the central part of the support, which has the form of a ring with stiffeners, with with an outer radius equal to the radius of the groove in which it is installed, while the support is fixed with a threaded ring.
Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:
- сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (турбинка, диск, подшипники скольжения и т.д.); - the complexity of the design, due to the large number of components and parts (turbine, disk, plain bearings, etc.);
- высокая себестоимость изготовления, связанная с необходимостью изготовления технически сложных деталей (ступица, венец с четырьмя лопастями, диск и т.д.);- high manufacturing cost associated with the need to manufacture technically complex parts (hub, crown with four blades, disk, etc.);
- низкая надёжность работы, связанная с высокой вероятностью выхода из строя турбинки в скважинных условиях.- low reliability of operation associated with a high probability of failure of the turbine in downhole conditions.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является гидромониторная насадка (патент РФ № 2165020, опубл. 10.04.2001), содержащая корпус с центральным соплом, размещенным на его переднем торце и боковыми соплами, выполненными в виде сменных сопловых головок.The closest in technical essence and the achieved result is a jet nozzle (RF patent No. 2165020, publ. 04/10/2001), containing a body with a central nozzle located on its front end and side nozzles made in the form of replaceable nozzle heads.
Вторые сопла размещены на боковой поверхности корпуса, при этом ось выходного отверстия первого сопла в плоскости его переднего торца смещена от оси вращения корпуса на расстояние: Δ = (D/d0)d мм, The second nozzles are placed on the side surface of the body, while the axis of the outlet of the first nozzle in the plane of its front end is shifted from the axis of rotation of the body by a distance: Δ = (D/d 0 )d mm,
где D - внутренний диаметр корпуса насадки;
d0 -диаметр конического отверстия;
d - диаметр выходного отверстия,where D is the inner diameter of the nozzle body;
d 0 is the diameter of the conical hole;
d - outlet diameter,
и наклонена к оси вращения корпуса под углом α=5-30°, а ось выходного отверстия второго сопла наклонена к оси вращения корпуса в сторону его переднего торца под углом β=50-80°, а на боковой поверхности корпуса выполнено не менее двух сопел, при этом сопла выполнены в виде сменных сопловых головок с внешней конической поверхностью, имеющей меньшее основание переднего торца, и установленных в соответствующие ответные отверстия корпуса, при этом соосно коническому(им) отверстию(ям) в корпусе на боковой поверхности выполнено цилиндрическое(ие) отверстие(я) с диаметром не менее максимального диаметра сопловой головки, снабженное(ые) заглушкой с уплотнительной манжетой.and inclined to the axis of rotation of the body at an angle α=5-30°, and the axis of the outlet of the second nozzle is inclined to the axis of rotation of the body towards its front end at an angle β=50-80°, and at least two nozzles are made on the side surface of the body , while the nozzles are made in the form of interchangeable nozzle heads with an outer conical surface having a smaller base of the front end, and installed in the corresponding reciprocal openings of the body, while coaxially with the conical hole(s) in the body, a cylindrical (s) is made on the side surface hole(s) with a diameter not less than the maximum diameter of the nozzle head, equipped with a plug with a sealing cuff.
Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:
- низкая эффективность перемещения и равномерного воздействия струи жидкости из сопел насадки при прохождении гибкой трубы с гидромониторной насадкой по горизонтальному стволу за счет высокого сопротивления коллектора призабойной зоны скважины, и вследствие отсутствия реактивной силы для движения насадки в горизонтальном стволе скважины: - low efficiency of movement and uniform impact of the fluid jet from the nozzles of the nozzle when the flexible pipe with the jet nozzle passes along the horizontal wellbore due to the high resistance of the collector of the bottomhole zone of the well, and due to the lack of reactive force for the movement of the nozzle in the horizontal wellbore:
- низкое качество обработки призабойной зоны скважины, что связанно с ограниченным охватом площади поперечного сечения горизонтального ствола, обрабатываемого кислотным воздействием, так как основной поток гидромониторного воздействия осуществляется через боковые сопла насадки, а не через переднее (центральное) сопло; - low quality of treatment of the bottomhole zone of the well, which is associated with limited coverage of the cross-sectional area of the horizontal wellbore treated with acid treatment, since the main flow of jet treatment is carried out through the side nozzles of the nozzle, and not through the front (central) nozzle;
- низкая надёжность работы, связанная с потерей герметичности устройства при вращении корпуса, а также высокой вероятностью заклинивания корпуса при его вращении в скважинных условиях, вследствие взаимодействия переднего торца корпуса с обрабатываемой породой горизонтального ствола скважины. - low reliability of operation associated with the loss of tightness of the device during the rotation of the body, as well as a high probability of jamming of the body during its rotation in downhole conditions, due to the interaction of the front end of the body with the processed rock of the horizontal wellbore.
Техническими задачами изобретения являются повышение эффективности перемещения гибкой трубы с гидромониторной насадкой по горизонтальному стволу скважины и равномерного воздействия струи жидкости из сопел насадки, повышение качества обработки призабойной зоны скважины, повышение надёжности работы в горизонтальном стволе скважины.The technical objectives of the invention are to increase the efficiency of moving a coiled tubing with a jet nozzle along a horizontal wellbore and a uniform effect of a fluid jet from the nozzle nozzles, to improve the quality of treatment of the bottomhole zone of the well, to increase the reliability of work in a horizontal wellbore.
Поставленные технические задачи решаются гидромониторной насадкой для кислотной обработки горизонтального ствола скважины, содержащей корпус с центральным соплом, размещенным на его переднем торце и боковыми соплами, выполненными в виде сменных сопловых головок, и наружной резьбой, выполненной с противоположной стороны центрального сопла.The set technical tasks are solved by a jet nozzle for acid treatment of a horizontal wellbore, containing a body with a central nozzle located on its front end and side nozzles made in the form of replaceable nozzle heads, and an external thread made on the opposite side of the central nozzle.
Новым является то, что на наружной цилиндрической поверхности корпуса между наружной резьбой и центральным соплом выполнена кольцевая выборка, в кольцевой выборке в корпусе размещены радиальные каналы, на наружную цилиндрическую выборку корпуса с возможностью вращения и ограниченного осевого смещения установлена втулка, при этом втулка оснащена внутренней цилиндрической выборкой гидравлически сообщающейся внутри с радиальными каналами корпуса, а снаружи с выходными отверстиями, выполненными на втулке, причём внутренняя коническая поверхность центрального сопла имеет большее основание снаружи, а у боковых сопел внутренняя коническая поверхность имеет большее основание внутри, при этом диаметр центрального сопла в 2,5-3 раза больше диаметра боковых сопел, оси выходных отверстий боковых сопел наклонены к оси корпуса под углом α=70°, причём количество боковых сопел от 4 до 6, кроме того, оси выходных отверстий боковых сопел выполнены во втулке со смещением на угол β = 40-50° относительно секущей плоскости втулки.What is new is that an annular recess is made on the outer cylindrical surface of the housing between the external thread and the central nozzle, radial channels are placed in the annular recess in the housing, a sleeve is installed on the outer cylindrical recess of the housing with the possibility of rotation and limited axial displacement, while the sleeve is equipped with an internal cylindrical a sample hydraulically communicating inside with the radial channels of the body, and outside with outlets made on the sleeve, moreover, the inner conical surface of the central nozzle has a larger base outside, and for the side nozzles, the inner conical surface has a larger base inside, while the diameter of the central nozzle is 2, 5-3 times greater than the diameter of the side nozzles, the axes of the outlet holes of the side nozzles are inclined to the body axis at an angle α=70°, and the number of side nozzles is from 4 to 6, in addition, the axes of the outlet holes of the side nozzles are made in the sleeve with an offset by an angle β = 40-50° relative to cutting plane of the bushing.
На фиг. 1 схематично в поперечном сечении изображена гидромониторная насадка для кислотной обработки горизонтального ствола скважины. In FIG. 1 is a schematic cross-sectional view of a jetting nozzle for acidizing a horizontal wellbore.
На фиг. 2 схематично изображен вид – А гидромониторной насадки для кислотной обработки горизонтального ствола скважины.In FIG. 2 is a schematic view - A of a jet nozzle for acidizing a horizontal wellbore.
На фиг. 3 схематично в увеличенном виде – В изображено уплотнение двухстороннего действия.In FIG. 3 schematically enlarged - B shows a double-acting seal.
Гидромониторная насадка содержит корпус 1 (фиг. 1-3) с центральным соплом 2 (фиг. 1), размещенным в выходном отверстии 3, выполненном на переднем торце корпуса 1, и боковыми соплами 4 (фиг. 1, 2), установленными в выходные отверстия 5 (фиг. 1), выполненные на втулке 6. Сопла 2 и 4 выполнены в виде сменных сопловых головок.The jet nozzle contains a housing 1 (Fig. 1-3) with a central nozzle 2 (Fig. 1) located in the
Установку центрального сопла 2 в выходное отверстие 3 и установку боковых сопел 4 в выходные отверстия 5 втулки 6 осуществляют с помощью резьбовых соединений (на фигуре показано условно).Installation of the
Корпус 1 снабжён наружной цилиндрической поверхностью 7 (фиг. 1) и радиальными каналами 8 (фиг. 1), а также наружной цилиндрической выборкой 9, выполненной на переднем конце корпуса 1. На наружную цилиндрическую выборку 9 корпуса 1 с возможностью вращения и ограниченного осевого смещения установлена втулка 6 (фиг. 1-3).The
Втулка 6 оснащена внутренней цилиндрической выборкой 10 (фиг. 1) гидравлически сообщающейся внутри с радиальными каналами 8 корпуса 1.The
Снаружи внутренняя цилиндрическая выборка 10 гидравлически сообщается с выходными отверстиями 5, выполненными на втулке 6. Outside, the inner
Внутренняя коническая поверхность центрального сопла 2 имеет большее основание снаружи, а у боковых сопел 4 внутренняя коническая поверхность имеет большее основание внутри. Оси выходных отверстий 5 боковых сопел 4 наклонены к оси корпуса под углом 70°, а количество боковых сопел 4 от 4 до 6. Например, применяют четыре боковых сопла 4. The inner conical surface of the
Диаметр - D центрального сопла 2 в 2,5 раза больше диаметра - d боковых сопел 4. Например, центральное сопло 2 имеет диаметр 8 мм. Тогда площадь поперечного сечения центрального сопла 2 равна: Sц = (π·d2)/4 = 3,14 · (8 мм)2/ 4 = 50,24 мм2, а каждое из четырёх боковых сопел 4 имеет диаметр 3 мм. Тогда суммарная площадь поперечного сечения боковых сопел 4 равна: Sб = 4· (π·d2)/4 = 4· (3,14 · (8 мм)2/ 4) = 28,24 мм2. Таким образом Sц> Sб.The diameter - D of the
Втулка 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения относительно корпуса 1 в пределах зазора S равного 3-7 мм, например S = 5 мм, что исключает заклинивание втулки 6 при её вращении относительно корпуса 1.The
Оси выходных отверстий 5 боковых сопел 4 выполнены во втулке со смещением на угол 40-50° относительно секущей плоскости втулки 6. Для предотвращения несанкционированных перетоков жидкости в процессе работы устройства применяют два уплотнения двустороннего действия 11 (фиг. 1, 3).The axes of the
Каждое уплотнение двустороннего действия 11 состоит из двух резиновых колец круглого сечения 12 (фиг. 3), уплотнительного кольца из модифицированного фторопласта 13 и уплотнительного кольца из эластомера 14.Each double-acting
Резиновые кольца 12 круглого сечения создают предварительное прижатие уплотнения двустороннего действия 11 с одной стороны к поверхности втулки, а с другой стороны к уплотнительному кольцу из модифицированного фторопласта 13. Также резиновые кольца 12 круглого сечения от действия давления жидкости - Р, возникающего во внутренней цилиндрической выборке 10 втулки 6 осуществляют дополнительное прижатие уплотнительного кольца из модифицированного фторопласта 13 к корпусу 1. Уплотнительное кольцо из модифицированного фторопласта 13 выполняет роль подшипника скольжения и в то же время защищает уплотнительное кольцо из эластомера 14 от выдавливания в зазор между корпусом 1 и втулкой 6. Такая конструкция уплотнения двустороннего действия 11 обеспечивает долговременную надёжную герметизацию устройства в процессе его работы.O-
Cоотношение размеров наружного диаметра корпуса и внутреннего диаметра втулки зависит от диаметра горизонтального ствола скважины, расхода, создаваемого насосным агрегатом, и определяется опытным путем. Конструктивно для удобства сборки устройства передний торец корпуса 1 может быть выполнен в виде кольца с резьбой (на фиг. 1 показано условно). Таким образом, втулка 6 вставляется с переднего торца корпуса 1 на наружную цилиндрическую выборку 9 корпуса 1, а затем по резьбе вворачивается кольцо корпуса 1, что ограничивает возможность осевого перемещения втулки 6 относительно корпуса в пределах зазора S. The ratio of the dimensions of the outer diameter of the housing and the inner diameter of the sleeve depends on the diameter of the horizontal wellbore, the flow rate created by the pumping unit, and is determined empirically. Structurally, for ease of assembly of the device, the front end of the
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Гидромониторная насадка на устье скважины соединяется с колонной гибких труб (ГТ) 15 (фиг. 1, 2) с помощью резьбы 16 (фиг. 1) и спускается на конце колонны ГТ 15 до входа в открытый горизонтальный ствол скважины (на фиг. 1-3 не показано). На устье скважины верхний конец колонны ГТ 15 обвязывается с насосным агрегатом. Производительность и давление закачки насосного агрегата подбирается опытным путем исходя из геолого-технических условий и конструктивных размеров центрального 2 (см. фиг. 1) и боковых 4 сопел гидромониторной насадки. Далее с помощью насосного агрегата производят обработку призабойной зоны горизонтального ствола скважины, например закачкой 15-%-ого водного раствора соляной кислоты в колонну ГТ 15 с одновременным перемещением колонны ГТ 15 вниз по горизонтальному стволу скважины со скоростью 0,25 м/с или до пробуренного забоя.The jetting nozzle at the wellhead is connected to the coiled tubing string (CT) 15 (Fig. 1, 2) using thread 16 (Fig. 1) and descends at the end of the
Под действием давления жидкости (водного раствора соляной кислоты) происходит гидромониторная обработка призабойной зоны открытого горизонтального ствола одновременно через центральное 2 и боковые сопла 4 насадки, при этом боковые сопла 4 втулки 6, наклонённые под углом α=70° к оси корпуса 1 обладают реактивным моментом, содействующим перемещению колонны ГТ 15 в горизонтальном стволе скважины, а благодаря тому, что оси выходных отверстий 5 боковых сопел 4 выполнены во втулке со смещением на угол β=40-50° относительно секущей плоскости втулки 6 обеспечивается вращение втулки 6 относительно корпуса 1, что обеспечивает равномерное кислотное гидромониторное воздействие по всей поверхности призабойной зоны горизонтального ствола скважины. Under the influence of fluid pressure (aqueous hydrochloric acid solution), the bottom-hole zone of an open horizontal wellbore is jet treated simultaneously through the central 2 and
Гидромониторная насадка позволяет повысить эффективность воздействия струи жидкости (кислоты) из сопел насадки, вследствие наличия реактивной силы для движения насадки в горизонтальном стволе скважины.The jetting nozzle makes it possible to increase the efficiency of the liquid (acid) jet from the nozzles of the nozzle, due to the presence of a reactive force for the movement of the nozzle in a horizontal wellbore.
Повышается качество обработки призабойной зоны скважины, вследствие равномерного охвата поверхности горизонтального ствола, обрабатываемого кислотным воздействием, так как основной поток жидкости при гидромониторном воздействии осуществляется через центральное сопло и дополнительно через боковые сопла. The quality of the treatment of the bottomhole zone of the well is improved due to the uniform coverage of the surface of the horizontal wellbore treated with acid treatment, since the main fluid flow during jet treatment is carried out through the central nozzle and additionally through the side nozzles.
Повышается надёжность работы, связанная с исключением негерметичности устройства при вращении корпуса, вследствие применения усовершенствованной конструкции уплотнения двустороннего действия, которое обеспечивает долговременную надёжную герметизацию устройства в процессе его работы.The reliability of operation is increased, associated with the exclusion of leakage of the device during rotation of the housing, due to the use of an improved design of a double-acting seal, which ensures long-term reliable sealing of the device during its operation.
Кроме того, при взаимодействии переднего торца корпуса с обрабатываемой породой горизонтального ствола скважины исключается вероятность заклинивания корпуса и отказ устройства в работе, так как конструктивно вращается втулка, находящаяся на корпусе, а сам корпус неподвижен.In addition, when the front end of the housing interacts with the rock being processed in the horizontal wellbore, the possibility of jamming of the housing and failure of the device in operation is excluded, since the sleeve located on the housing rotates structurally, and the housing itself is stationary.
Предлагаемое устройство позволяет:The proposed device allows:
- повысить эффективность воздействия струи жидкости из сопел насадки;- to increase the efficiency of the impact of the liquid jet from the nozzles of the nozzle;
- повысить качество обработки призабойной зоны скважины;- improve the quality of treatment of the bottomhole zone of the well;
- низкая надёжность работы.- low reliability.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2771665C1 true RU2771665C1 (en) | 2022-05-11 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1208019A (en) * | 1966-11-03 | 1970-10-07 | Gulf Research Development Co | Bits and nozzles for use in hydraulic drilling |
| GB1486353A (en) * | 1974-10-02 | 1977-09-21 | Flow Research Inc | Liquid jet cutting apparatus and method |
| RU2081988C1 (en) * | 1990-05-25 | 1997-06-20 | КСК R Гюидед Микротьюннелинг Текнолоджиз ГмбХ Шпециальтифбаугерете | Hydraulic giant drilling head |
| RU2165020C1 (en) * | 1999-12-15 | 2001-04-10 | Тульский государственный университет | Hydraulic giant nozzle |
| RU2213199C2 (en) * | 2001-12-27 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Well hydraulic giant reamer |
| RU2374448C1 (en) * | 2008-07-15 | 2009-11-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тульский государственный университет (ТулГУ) | Water jet nozzle |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB1208019A (en) * | 1966-11-03 | 1970-10-07 | Gulf Research Development Co | Bits and nozzles for use in hydraulic drilling |
| GB1486353A (en) * | 1974-10-02 | 1977-09-21 | Flow Research Inc | Liquid jet cutting apparatus and method |
| RU2081988C1 (en) * | 1990-05-25 | 1997-06-20 | КСК R Гюидед Микротьюннелинг Текнолоджиз ГмбХ Шпециальтифбаугерете | Hydraulic giant drilling head |
| RU2165020C1 (en) * | 1999-12-15 | 2001-04-10 | Тульский государственный университет | Hydraulic giant nozzle |
| RU2213199C2 (en) * | 2001-12-27 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Well hydraulic giant reamer |
| RU2374448C1 (en) * | 2008-07-15 | 2009-11-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тульский государственный университет (ТулГУ) | Water jet nozzle |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104033106B (en) | Radial sidetracking rotates self-advancing type multiple jet drill bit | |
| CN109653691B (en) | Hydraulic and mechanical compound controllable rock debris bed cleaning tool | |
| CN108425626A (en) | A kind of pitching control formula hydraulic pulse tool and method | |
| CN102425382B (en) | Dynamic pressure lubrication drilling tool and drilling tool assembly with same | |
| CN203701950U (en) | Turbine mixed-flow type underground power pressurization drilling tool | |
| CN109184597A (en) | A kind of hydraulic oscillation cleaning means | |
| CN117823088A (en) | Hydraulic pulse soluble segmented acid fracturing sliding sleeve and pulse acid fracturing construction method | |
| CN110130846B (en) | A horizontal well impact grinding shoe tool | |
| CN113006696B (en) | Drillable reamer for casing running operation | |
| CN208220629U (en) | A kind of underground drop is rubbed low frequency impact drilling tool | |
| RU2771665C1 (en) | Jet nozzle for horizontal wellbore acidizing | |
| US20170122052A1 (en) | Pulsing Apparatus for Downhole Use | |
| RU2715003C1 (en) | Method of cleaning well from sand plug and jet gun nozzle for its implementation | |
| CN205259956U (en) | Turbine formula rotary jetting drill bit | |
| CN114607291A (en) | Sleeve shoe | |
| US2336336A (en) | Rotary turbine bit | |
| US7314083B1 (en) | Slow rotation fluid jetting tool for cleaning a well bore | |
| CN112412379B (en) | Rotary milling guide shoe for petroleum drilling and rotary milling method thereof | |
| CN112761555A (en) | Drifting, well washing and sand washing integrated downhole operation tool and operation method | |
| CN207144832U (en) | Jet nozzle | |
| US20220170331A1 (en) | Hydraulically driven hole cleaning apparatus | |
| CN213597900U (en) | Underground centralizer capable of combining reaming and shunting leakage stoppage functions | |
| CN113756750B (en) | Horizontal well internal spiral pump balanced liquid extraction device | |
| US20230125332A1 (en) | Cleaning Tool and Method | |
| CN118997696A (en) | Hydraulic drive casing head |