RU2074306C1 - Device for isolating seams in a well - Google Patents

Device for isolating seams in a well Download PDF

Info

Publication number
RU2074306C1
RU2074306C1 RU94027671A RU94027671A RU2074306C1 RU 2074306 C1 RU2074306 C1 RU 2074306C1 RU 94027671 A RU94027671 A RU 94027671A RU 94027671 A RU94027671 A RU 94027671A RU 2074306 C1 RU2074306 C1 RU 2074306C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sleeve
coupling
annular
well
rod
Prior art date
Application number
RU94027671A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU94027671A (en
Inventor
Анатолий Андреевич Цыбин
Виктор Остапович Палий
Виталий Николаевич Антипов
Владимир Васильевич Торопынин
Сергей Анатольевич Цыбин
Original Assignee
Анатолий Андреевич Цыбин
Виктор Остапович Палий
Виталий Николаевич Антипов
Владимир Васильевич Торопынин
Сергей Анатольевич Цыбин
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Анатолий Андреевич Цыбин, Виктор Остапович Палий, Виталий Николаевич Антипов, Владимир Васильевич Торопынин, Сергей Анатольевич Цыбин filed Critical Анатолий Андреевич Цыбин
Priority to RU94027671A priority Critical patent/RU2074306C1/en
Publication of RU94027671A publication Critical patent/RU94027671A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2074306C1 publication Critical patent/RU2074306C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
  • Fluid-Damping Devices (AREA)

Abstract

FIELD: well drilling, oil production. SUBSTANCE: device has stepped sleeves. Large steps of the sleeves are placed in angular spaces. Packers are positioned on smaller steps of the stepped sleeves. Unit to install upper packer is made in the form of branch pipe, pull member with internal ring groove and couple with radial passages. Working cavity is formed by the couple and outer surface of the pull member. The sleeve with angular groove is placed in the working cavity. Coupling nut is related to the upper portion of the pull member. Lower portion of the coupling nut is related to angular cone. Cams are placed in radial passages of the coupling to secure the pull member with regard to the coupling, and interact to the sleeve. Shear bolts are used to stop the sleeve about the coupling of upper packer installation unit up to the stop against the coupling nut on shearing the bolts. EFFECT: switching off the seams in repairing the well. 5 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для временного или постоянного отключения пластов при освоении, эксплуатации и капитальном ремонте скважин. The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for temporary or permanent shutdown of reservoirs during development, operation and overhaul of wells.

Известно устройство, включающее два пакера, соединенные между собой полым стволом для изоляции пластов в скважине в интервале между двумя пакерами. Каждый из пакеров включает полый ствол с радиальными каналами, обратный клапан, уплотнительный элемент, обечайку, размещенную на корпусе и образующую с ним кольцевую полость [1]
Недостаток устройства заключается в том, что распакеровка обоих пакеров, а следовательно съем устройства, осуществляется за счет вращения с натяжением колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), на которой устройство установлено в скважине, что может привести к существенным осложнениям, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Кроме того, отсутствие шлипсового узла у пакера снижает надежность изоляции пластов из-за возможных осевых перемещений устройства с запакерованными уплотнительными элементами в процессе работы в скважине.A device is known that includes two packers interconnected by a hollow shaft for isolating formations in a well in the interval between two packers. Each of the packers includes a hollow barrel with radial channels, a check valve, a sealing element, a shell placed on the body and forming an annular cavity with it [1]
The disadvantage of this device is that the unpacking of both packers, and therefore removal of the device, is carried out by rotation with tension of the tubing string, on which the device is installed in the well, which can lead to significant complications, especially in directional and horizontal wells. In addition, the absence of a slider assembly at the packer reduces the reliability of formation isolation due to possible axial movements of the device with sealed sealing elements during operation in the well.

Наиболее близким к предлагаемому является устройство, включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с муфтой и радиальными каналами, обечайку, образующую с корпусом кольцевую полость, кольцевой конус, шлипсовый узел и узел установки верхнего пакера [2]
Недостаток устройства заключается в том, что распакеровка уплотнительного элемента и возвращение шлипсов в исходное положение перед извлечением из скважины обеспечивается также за счет вращения с натягом НКТ, на которых устройство установлено в скважине.Closest to the proposed one is a device comprising interconnected pipes upper and lower packers, each of which has a housing with a sleeve and radial channels, a shell forming an annular cavity with an housing, an annular cone, a slip-type assembly, and an upper packer installation unit [2]
The disadvantage of this device is that the unpacking of the sealing element and the return of the slips to their original position before being removed from the well is also ensured by tightly rotating the tubing on which the device is installed in the well.

Цель изобретения повышение эксплуатационной надежности устройства. The purpose of the invention to increase the operational reliability of the device.

Цель достигается тем, что устройство включает соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых состоит из корпуса с муфтой и радиальными каналами, обечайку, образующую с корпусом кольцевую полость, кольцевой конус, шлипсовый узел и узел установки верхнего пакера, устройство снабжено ступенчатыми втулками, большие ступени которых размещены в кольцевых полостях, а пакеры размещены на меньших ступенях ступенчатых втулок, при этом узел установки верхнего пакера выполнен в виде патрубка, тяги с внутренней кольцевой канавкой, муфты с радиальными каналами, образующей с наружной поверхностью патрубка и внутренней поверхностью тяги рабочую полость, втулки с кольцевой канавкой, помещенной в рабочей полости, накидной гайки, связанной с верхней частью тяги, нижняя часть которой связана с кольцевым конусом, и кулачков, помещенных в радиальных каналах муфты, фиксирующих тягу относительно муфты и взаимодействующих со втулкой, которая зафиксирована срезными винтами относительно тяги и установлена с возможностью перемещения вверх относительно муфты узла установки верхнего пакера до упора в накидную гайку после среза винтов. The goal is achieved by the fact that the device includes interconnected upper and lower packers, each of which consists of a housing with a sleeve and radial channels, a shell forming an annular cavity with an housing, an annular cone, a slip-type assembly, and an upper packer installation unit, the device is equipped with step bushings, the large steps of which are placed in the annular cavities, and the packers are located on the lower steps of the stepped bushings, while the installation unit of the upper packer is made in the form of a pipe, a rod with an inner ring a groove, couplings with radial channels forming a working cavity with the outer surface of the nozzle and the inner surface of the rod, bushings with an annular groove placed in the working cavity, a union nut connected to the upper part of the rod, the lower part of which is connected with the annular cone, and cams, placed in radial channels of the coupling, fixing the thrust relative to the coupling and interacting with the sleeve, which is fixed with shear screws relative to the thrust and installed with the ability to move upward relative to the coupling node Installing the top packer all the way into the union nut after cutting the screws.

На фиг. 1 изображено устройство, в исходном положении; на фиг.2 то же, после установки в скважине в момент отсоединения от устройства НКТ; на фиг.3
то же, разрез подетально в исходном положении; на фиг.4 то же, разрез подетально в рабочем положении после установки в скважине в момент отсоединения от устройства НКТ; на фиг.5 то же, разрез подетально при извлечении из скважины после поочередного съема верхнего и нижнего пакеров.In FIG. 1 shows a device in its initial position; figure 2 the same, after installation in the well at the time of disconnection from the tubing; figure 3
the same, the incision is detail in the initial position; in Fig.4 the same, the section is in detail in the working position after installation in the well at the time of disconnection from the tubing device; Fig.5 is the same, the section is in detail when removed from the well after successively removing the upper and lower packers.

Устройство (фиг. 1 и 3) состоит из верхнего и нижнего пакеров, соединенных между собой патрубками 46. Верхний пакер состоит из корпуса 2 с радиальными каналами 2а, обечайки 4, ступенчатой втулки 5 с клапаном 6, уплотнительных элементов 7, шлипсового узла 8 со шлипсами 9 и кольцевого конуса 10. Шлипсовый узел 8 закреплен на ступенчатой втулке 5 срезными штифтами, которая в свою очередь закреплена на корпусе 2 срезными винтами (на фиг.1-5 срезные штифты и винты не показаны). The device (Figs. 1 and 3) consists of an upper and lower packer interconnected by nozzles 46. The upper packer consists of a housing 2 with radial channels 2a, a shell 4, a stepped sleeve 5 with a valve 6, sealing elements 7, a slip unit 8 with with slips 9 and an annular cone 10. The slip assembly 8 is mounted on the stepped sleeve 5 with shear pins, which in turn is fixed on the housing 2 with shear screws (in Figs. 1-5, shear pins and screws are not shown).

Нижний пакер состоит из корпуса 15 с радиальным каналом 15а и канавкой 16 на наружной поверхности, обечайки 17, ступенчатой втулки 18, клапана 19 и уплотнительного элемента 20, кольцевого конуса 21 со стопорными винтами 22, шлипсового узла 23 со шлипсами 24, закрепленного на корпусе 15 срезными винтами 25. Шлипсовый узел 23 закреплен на ступенчатой втулке 18 срезными штифтами, которая в свою очередь закреплена на корпусе 15 срезными винтами (фиг.1-5 срезные штифты и винты не показаны). The lower packer consists of a housing 15 with a radial channel 15a and a groove 16 on the outer surface, a shell 17, a stepped sleeve 18, a valve 19 and a sealing element 20, an annular cone 21 with locking screws 22, a slip unit 23 with slips 24, mounted on the housing 15 shear screws 25. Slip assembly 23 is mounted on the stepped sleeve 18 with shear pins, which in turn is fixed on the housing 15 with shear screws (Figs. 1-5, shear pins and screws are not shown).

Проходной канал устройства перекрыт снизу седлом 26 с шаром 27, установленным на срезных винтах 28 в патрубке 29. The passage channel of the device is blocked from below by a seat 26 with a ball 27 mounted on shear screws 28 in the pipe 29.

Перед спуском в скважину к устройству присоединяется узел установки, который состоит из патрубка 30 с радиальными каналами 31 для промывки скважины и радиальными каналами, в которых размещены кулачки 32, втулки 33 с кольцевой канавкой 34 на наружной поверхности, закрепленной срезными штифтами 35 в патрубке 30, тяги 11 с внутренней кольцевой канавкой 11а и радиальными каналами под срезные штифты 14, муфты 12 с радиальными каналами, в которых размещены кулачки 13 и внутренней кольцевой канавкой под кулачки 32, втулки 3 с кольцевой канавкой 3а, размещенной в рабочей полости, образованной тягой 11, муфтой 12 и патрубком 30 и накидной гайки 1. Расстояние между верхним и нижним пакерами регулируется патрубками 46, соединенными между собой муфтами 36. Устройство спускают в скважину на НКТ 37, присоединяемых к узлу установки муфтой 38. Before lowering into the well, the device is connected to the installation unit, which consists of a pipe 30 with radial channels 31 for flushing the well and radial channels in which the cams 32 are placed, bushings 33 with an annular groove 34 on the outer surface, fixed by shear pins 35 in the pipe 30, rods 11 with an inner annular groove 11a and radial channels for shear pins 14, couplings 12 with radial channels in which the cams 13 are located and an inner annular groove for cams 32, bushings 3 with an annular groove 3a, placed in the working cavity formed by the rod 11, the sleeve 12 and the nozzle 30 and the union nut 1. The distance between the upper and lower packers is regulated by the nozzles 46, interconnected by the sleeves 36. The device is lowered into the well on the tubing 37, connected to the installation unit by the sleeve 38.

Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.

После спуска в предназначенный для изоляции интервал эксплуатационной колонны 39 с перфорационными отверстиями 40-42 в устройстве создают избыточное давление путем закачки жидкости по НКТ с устья скважины. Жидкость по радиальным каналам 2а, 15а через клапаны 6 и 19 поступает в кольцевые полости, образованные корпусами 2 и 15 с обечайками 4 и 17, и воздействует на торцовые поверхности больших ступеней ступенчатых втулок 5 и 18. При расчетном по величине избыточном давлении на ступенчатые втулки 5 и 18 действует осевая нагрузка Q Qo, достаточная для среза винтов, с помощью которых ступенчатые втулки закреплены на корпусе (на фиг.1-5 срезные винты не показаны). Втулка 5 со шлипсовым узлом 8 и уплотнительным элементом 7 перемещается вверх, а втулка 18 с конусом 21 и уплотнительным элементом 20 - вниз, при этом шлипсы 9 и 24 заходят на кольцевые конусы 10 и 21 до упора во внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны 39, что обеспечивает заякоривание устройства в скважине. После упора шлипсов 9 и 24 во внутреннюю поверхность эксплуатационной колонны происходит срез штифтов, с помощью которых шлипсовые узлы 8 и 23 закреплены на ступенчатых втулках 5 и 18 (на фиг.1-5 срезные штифты не показаны), и втулка 5 продолжает перемещение вверх, а втулка 18 вниз, сжимая в осевом направлении уплотнительные элементы 7 и 20. С увеличением осевой нагрузки Q Q1 > Qo уплотнительные элементы 7 и 20 запакеровываются в эксплуатационной колонне 39. При избыточном давлении в полости устройства, создающем на ступенчатые втулки 5 и 18 осевую нагрузку Q > Q1, происходит срез штифтов 28 и седло 26 с шаром 27 освобождают проходной канал устройства (фиг.4).After descent into the interval of production casing 39 intended for isolation, with perforations 40-42 in the device, excessive pressure is created by pumping fluid through the tubing from the wellhead. The fluid through the radial channels 2a, 15a through the valves 6 and 19 enters the annular cavities formed by the housings 2 and 15 with the shells 4 and 17, and acts on the end surfaces of the large steps of the step sleeves 5 and 18. With the calculated excess pressure on the step sleeves 5 and 18, there is an axial load QQ o sufficient to cut off the screws with which the stepped bushings are fixed to the housing (in Figs. 1-5, shear screws are not shown). The sleeve 5 with the slider assembly 8 and the sealing element 7 moves up, and the sleeve 18 with the cone 21 and the sealing element 20 - down, while the slips 9 and 24 fit on the ring cones 10 and 21 against the stop in the inner surface of the production casing 39, which ensures anchoring the device in the well. After stopping the slips 9 and 24 on the inner surface of the production casing, the pins are cut, with which the slip nodes 8 and 23 are fixed on the stepped sleeves 5 and 18 (in Figs. 1-5, the shear pins are not shown), and the sleeve 5 continues to move upwards and the sleeve 18 downward, compressing the sealing elements 7 and 20 in the axial direction. With an increase in the axial load QQ 1 > Q o, the sealing elements 7 and 20 are sealed in the production casing 39. At excessive pressure in the cavity of the device, which generates an axial pressure on the step sleeves 5 and 18 load Q> Q 1 , there is a cut of the pins 28 and the seat 26 with the ball 27 release the passage channel of the device (figure 4).

Отсоединение узла установки от устройства производят следующим образом. В НКТ пускают шар 43, после посадки которого на втулку 33 создают избыточное давление в НКТ. При расчетном избыточном давлении ΔPo, на втулку 33 действует осевая нагрузка q qo, при которой происходит срез штифтов 35, втулка 33 перемещается вниз до упора в уступ патрубка 30 узла установки и разгерметизация радиальных каналов 31. После получения циркуляции жидкости из НКТ через радиальные каналы 31, производят натяжение НКТ, при этом кулачки 32 выходят из кольцевой канавки 12а муфты 12 и входят в кольцевую канавку 34 втулки 33, в результате чего происходит отсоединение узла установки от устройства (фиг. 4).Disconnecting the installation site from the device is as follows. In the tubing, a ball 43 is launched, after which it is placed on the sleeve 33 to create excess pressure in the tubing. With the calculated overpressure ΔP o , the axial load qq o acts on the sleeve 33, at which the pins 35 are cut, the sleeve 33 moves down to the stop in the ledge of the nozzle 30 of the installation unit and depressurization of the radial channels 31. After receiving the circulation of the fluid from the tubing through the radial channels 31, the tubing is tensioned, while the cams 32 exit the annular groove 12a of the sleeve 12 and enter the annular groove 34 of the sleeve 33, as a result of which the unit is disconnected from the device (Fig. 4).

Для съема устройства и извлечения его из скважины в эксплуатационную колонну 39 спускают узел захвата, состоящий из полого корпуса 44 с подпружиненными кулачками 45 (фиг. 5). Перед вхождением узла захвата в устройство проводят промывку внутренней его полости, в том числе и кольцевой канавки 3а втулки 3. При вхождении узла захвата в устройство подпружиненные кулачки 45 размещаются в кольцевой канавке 3а втулки 3. Натяжением НКТ на расчетную величину свыше их веса втулку 3 тянут вверх. При силе натяжения No происходит срез штифтов 14 и перемещение втулки 3 до упора в накидную гайку 1, после чего кулачки 13 свободно выходят из кольцевой канавки 11а тяги 11, которая перемещается вверх вместе с конусом 10 до упора конуса в муфту 12. В результате обеспечиваются условия возвращения шлипсов 9 и уплотнительного элемента 7 в исходное положение, т.е. происходит съем верхнего пакера. Повторным натяжением НКТ на расчетную величину свыше их веса тянут вверх корпус 15. При силе натяжения N1 > No происходит срез винтов 25 и перемещение корпуса 15 вверх, первоначально относительно втулки 18, уплотнительного элемента 20, кольцевого конуса 21 и шлипсового узла 23. Это создает условия для распакеровки уплотнительного элемента 20 при свободном перемещении ступенчатой втулки 18 вверх за счет действия упругих сил со стороны уплотнительного элемента 20. Затем, при упоре стопорного винта 22 о нижний торец канавки 16 корпус 15 продолжает перемещаться вверх вместе с кольцевым конусом 21 ступенчатой втулки 18 и уплотнительным элементом 20 относительно шлипсового узла 20, в результате шлипсы 24 возвращаются в исходное положение, т.е. происходит съем нижнего пакера, а следовательно и устройства в целом.To remove the device and remove it from the well into the production string 39, a gripping unit is lowered, consisting of a hollow body 44 with spring-loaded cams 45 (Fig. 5). Before the capture node enters the device, the internal cavity is flushed, including the annular groove 3a of the sleeve 3. When the capture node enters the device, the spring-loaded cams 45 are placed in the annular groove 3a of the sleeve 3. By pulling the tubing to the calculated value over their weight, the sleeve 3 is pulled up. When the tension force N o , the pins 14 are cut and the sleeve 3 is moved all the way into the union nut 1, after which the cams 13 freely leave the annular groove 11a of the rod 11, which moves up with the cone 10 up to the stop of the cone in the coupling 12. As a result, conditions for the return of the slips 9 and the sealing element 7 to its original position, i.e. the top packer is removed. By re-tensioning the tubing by a calculated value over their weight, the housing 15 is pulled up. When the tension force N 1 > N o , the screws 25 are cut and the housing 15 is moved upward, initially relative to the sleeve 18, the sealing element 20, the annular cone 21 and the slip assembly 23. This creates the conditions for unpacking the sealing element 20 with free movement of the stepped sleeve 18 up due to the action of elastic forces from the side of the sealing element 20. Then, with the stop screw 22 against the lower end of the groove 16, the housing 15 continues to move tsya up together with the cone 21 an annular stepped sleeve 18 and sealing member 20 relative shlipsovogo node 20, as a result of slips 24 return to the original position, i.e. there is a removal of the lower packer, and therefore the device as a whole.

Устройство может использоваться при некоторых упрощениях конструкции верхнего пакера, а именно без шлипсового узла 8, шлипсов 9 и кольцевого конуса 10, которые заменяются одной упорной гайкой, соединенной с тягой 11. Упрощенная конструкция устройства рекомендуется для повышения надежности извлечения его после установки в глубоких скважинах, а также из скважин, в которых устройства предназначены на длительный период эксплуатации. В упрощенной конструкции шлипсы 24 шлипсового узла 23 нижнего пакера обеспечивают заякоривание всего устройства в эксплуатационной колонне. The device can be used with some simplifications of the design of the upper packer, namely, without a slot assembly 8, slips 9 and an annular cone 10, which are replaced by one thrust nut connected to the rod 11. The simplified design of the device is recommended to increase the reliability of its extraction after installation in deep wells, as well as from wells in which the devices are designed for a long period of operation. In a simplified design, the slips 24 of the slider assembly 23 of the lower packer provide for anchoring the entire device in the production casing.

Предлагаемое устройство позволит повысить его эксплуатационную надежность, а именно съем устройства без осложнений и извлечение из скважины. The proposed device will improve its operational reliability, namely removal of the device without complications and extraction from the well.

Кроме основного своего назначения, применение данного устройства предотвратит одно из осложнений, часто происходящих в процессе насосной эксплуатации скважин падение насосов на забой. In addition to its main purpose, the use of this device will prevent one of the complications that often occur during pump operation of wells, the fall of pumps to the bottom.

Claims (1)

Устройство для изоляции пластов в скважине, включающее соединенные между собой патрубками верхний и нижний пакеры, каждый из которых имеет корпус с муфтой и радиальными каналами, обечайку, образующую с корпусом кольцевую полость, кольцевой конус, шлипсовый узел и узел установки верхнего пакера, отличающееся тем, что оно снабжено ступенчатыми втулками, большие ступени которых размещены в кольцевых полостях, а пакеры размещены на меньших ступенях ступенчатых втулок, при этом узел установки верхнего пакера выполнен в виде патрубка, тяги с внутренней кольцевой канавкой, муфты с радиальными каналами, образующей с наружной поверхностью патрубка и внутренней поверхностью тяги рабочую полость, втулки с кольцевой канавкой, помещенной в рабочей полости, накидной гайки, связанной с верхней частью тяги, нижняя часть которой связана с кольцевым конусом, и кулачков, помещенных в радиальных каналах муфты, фиксирующих тягу относительно муфты и взаимодействующих со втулкой, которая зафиксирована срезными винтами относительно тяги и установлена с возможностью перемещения вверх относительно муфты узла установки верхнего пакера до упора в накидную гайку после среза винтов. A device for isolating formations in a well, including upper and lower packers interconnected by nozzles, each of which has a housing with a sleeve and radial channels, a shell, forming an annular cavity, an annular cone, a slip assembly, and an upper packer installation unit, characterized in that it is equipped with stepped bushings, the large steps of which are located in the annular cavities, and the packers are located on the lower steps of the stepped bushings, while the installation unit of the upper packer is made in the form of a pipe, traction with internal annular groove, couplings with radial channels forming a working cavity with the outer surface of the nozzle and the inner surface of the rod, bushings with an annular groove placed in the working cavity, a union nut connected to the upper part of the rod, the lower part of which is connected with the annular cone, and cams placed in radial channels of the coupling, fixing the rod relative to the coupling and interacting with the sleeve, which is fixed with shear screws relative to the rod and installed with the possibility of moving up relative coupling of the upper packer installation unit until it stops in the union nut after cutting the screws.
RU94027671A 1994-07-21 1994-07-21 Device for isolating seams in a well RU2074306C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94027671A RU2074306C1 (en) 1994-07-21 1994-07-21 Device for isolating seams in a well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU94027671A RU2074306C1 (en) 1994-07-21 1994-07-21 Device for isolating seams in a well

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94027671A RU94027671A (en) 1996-06-10
RU2074306C1 true RU2074306C1 (en) 1997-02-27

Family

ID=20158843

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94027671A RU2074306C1 (en) 1994-07-21 1994-07-21 Device for isolating seams in a well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2074306C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10711562B2 (en) 2015-04-30 2020-07-14 Welltec Oilfield Solutions Ag Annular barrier with expansion unit

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2513374C1 (en) * 2012-12-27 2014-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of production string sealing
CN113586017B (en) * 2021-08-31 2023-05-16 中国石油天然气股份有限公司 Integrated pipe column suitable for perforation and sand prevention of volcanic reservoir and use method

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Патент США N 3059699, кл. 166-187, 1962. Патент США N 3180419, кл.166-230, 1968. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US10711562B2 (en) 2015-04-30 2020-07-14 Welltec Oilfield Solutions Ag Annular barrier with expansion unit
RU2734470C1 (en) * 2015-04-30 2020-10-16 Веллтек Ойлфилд Солюшнс АГ Annular barrier with expansion module

Also Published As

Publication number Publication date
RU94027671A (en) 1996-06-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CA2299580C (en) Live well deployment of electrical submersible pump
US6415869B1 (en) Method of deploying an electrically driven fluid transducer system in a well
US4997042A (en) Casing circulator and method
EP2697478B1 (en) Sliding sleeve valve stage cementing tool and method
EP1840325B1 (en) Method and apparatus to cement a perforated casing
US20060260803A1 (en) Downhole Connection System
RU2739488C2 (en) Detaching tool
CA2863292A1 (en) A method and an apparatus for retrieving a tubing from a well
WO2000031417A1 (en) Through-tubing, retrievable downhole pump system
US20220136367A1 (en) Downhole inflow production restriction device
CN105804680A (en) Under-pressure well repairing working device and method of oil-gas field
GB1602355A (en) Collar lock and seal assembly for well tools
US9970250B2 (en) Retrievable electrical submersible pump
RU2074306C1 (en) Device for isolating seams in a well
CA3186495A1 (en) Wellbore staged operation method and rubber plug for said method
RU2071545C1 (en) Device for isolation of strata in borehole
RU2171366C1 (en) Device for installation and sealing of casing liner in well
EP2236741B1 (en) Capillary hanger arrangement for deploying control line in existing wellhead
RU2101463C1 (en) Packer-type device for selective testing of beds
RU2049223C1 (en) Packer
CA2083477A1 (en) Method and apparatus for casing circulation and filling
RU2084614C1 (en) Packer
RU2182264C2 (en) Device for fluid lifting by submersible electrical pump through casing string
CA1179250A (en) Oil recovery methods, well casing sealing methods and sealing devices for casing assemblies
RU2046179C1 (en) Packer