RU2275491C1 - Bridge plug - Google Patents
Bridge plug Download PDFInfo
- Publication number
- RU2275491C1 RU2275491C1 RU2004134162/03A RU2004134162A RU2275491C1 RU 2275491 C1 RU2275491 C1 RU 2275491C1 RU 2004134162/03 A RU2004134162/03 A RU 2004134162/03A RU 2004134162 A RU2004134162 A RU 2004134162A RU 2275491 C1 RU2275491 C1 RU 2275491C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- groove
- barrel
- finger
- vertical groove
- annular
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для временного перекрытия ствола скважины при проведении изоляционных работ при эксплуатации и капитальном ремонте скважин, исследовании пластов, при закачке жидкости в скважины.The invention relates to the oil industry and is intended for temporary overlapping of the wellbore during insulation work during the operation and overhaul of wells, the study of formations, when injecting fluid into the wells.
Известен пакер (Патент RU №2137901, МПК 7 Е 21 В 33/12, 1999), содержащий полый ствол с заглушкой и упором, установочный фиксатор, приводной корпус и шток установочного гидроцилиндра, размещенные на стволе конус со шлипсами, уплотнительный элемент и фиксатор положения уплотнительного элемента с удерживающими губками.Known packer (Patent RU No. 21397901, IPC 7 E 21 B 33/12, 1999) containing a hollow barrel with a plug and an emphasis, an installation retainer, a drive housing and a rod of an installation hydraulic cylinder, a cone with slips on the barrel, a sealing element and a position lock sealing element with retaining jaws.
Недостатком пакера является сложность конструкции, обусловленная наличием сложных деталей, таких как конус, фиксатор положения уплотнительного элемента с удерживающими губками, конические вкладыши, которые требуют высокой точности при изготовлении и значительно усложняют сборку, что возможно выполнить только в специализированных мастерских. Невыполнение жестких требований при изготовлении и сборке снижает надежность работы пакера.The disadvantage of the packer is the complexity of the design, due to the presence of complex parts, such as a cone, a retainer of the sealing element with retaining lips, conical inserts that require high precision in the manufacture and significantly complicate the assembly, which can only be done in specialized workshops. Failure to comply with stringent requirements in the manufacture and assembly reduces the reliability of the packer.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является пакер (Патент RU №2170808, МПК 7 Е 21 В 33/12, 2001 г.), включающий ствол с заглушкой и упорами, уплотнительный элемент, фиксатор положения уплотнительного элемента, основной конус, с которым связаны шлипсы соединением «ласточкин хвост», съемный узел, фиксирующие шарики, установленные в отверстиях ствола и взаимодействующие со съемным узлом, корпус и шток посадочного инструмента и срезные элементы.The closest in technical essence to the proposed one is the packer (Patent RU No. 2170808, IPC 7 E 21 B 33/12, 2001), including a barrel with a plug and stops, a sealing element, a position lock of the sealing element, the main cone with which slips with a dovetail connection, a removable assembly, fixing balls installed in the holes of the barrel and interacting with the removable assembly, the body and stock of the landing tool, and shear elements.
Недостатками пакера являются:The disadvantages of the packer are:
- ограниченные функциональные возможности. Пакер держит давление только в одну сторону, сверху вниз. При давлении, направленном снизу вверх, плашки сдвинутся с места;- limited functionality. The packer holds pressure only in one direction, from top to bottom. With pressure directed from the bottom up, the dies will move;
- для срыва пакера нужен специальный ловильный инструмент;- to break the packer you need a special fishing tool;
- большая площадь соприкосновения сопряженных деталей (ствола и съемного узла), что приводит к их «закипанию» а следовательно, возникают большие нагрузки при снятии пакера, что чревато «прихватом» и может создать проблему при извлечении пакера.- a large area of contact between the mating parts (the barrel and the removable assembly), which leads to their "boiling" and, therefore, there are large loads when removing the packer, which is fraught with "sticking" and can create a problem when removing the packer.
Задачей изобретения является создание конструкции пакера, обладающей более широкими функциональными возможностями и позволяющей использовать серийно выпускаемый ловильный инструмент.The objective of the invention is to create a packer design with wider functionality and allowing the use of commercially available fishing tools.
Указанная задача решается предлагаемым пакером-пробкой, включающим ствол с верхним и нижним упорами и кольцевой выборкой по наружной поверхности, в которую вставлена втулка с наружным кольцевым выступом, уплотнительный элемент, конус, шлипсы, корпус и шток посадочного инструмента, установочный фиксатор, вертикальные пазы, съемный узел.This problem is solved by the proposed cork packer, including a barrel with upper and lower stops and an annular selection on the outer surface, into which a sleeve with an external annular protrusion, a sealing element, a cone, slips, a housing and a rod of the landing tool, an installation lock, vertical grooves are inserted, removable assembly.
Новым является то, что корпус посадочного инструмента соединен вверху разрушаемыми элементами со штоком, который дополнительно снабжен верхним и нижним технологическими выступами и герметично установлен в ствол с возможностью только осевого ограниченного перемещения вверх - вниз, а кольцевая выборка ствола расположена между верхней и нижней конусными частями ствола, сужающимися навстречу друг другу, при этом втулка оснащена установочным фиксатором, выполненным в виде пальца, взаимодействующего с вертикальными пазами, которые выполнены на кольцевой выборке ствола в виде двух коротких и одного длинного, размещенной между короткими вертикальными пазами, причем короткий вертикальный паз, в который установлен палец в транспортном положении, нижней частью соединен со средней частью длинного паза, в который установлен палец в рабочем положении, верхним поперечным пазом, а другой короткий вертикальный паз, в который установлен палец перед извлечением устройства, соединен нижней частью с нижней частью длинного вертикального паза нижним поперечным пазом, верхний конец короткого вертикального паза выполнен с фигурным пазом, в котором расположен палец после возвратно-поступательного перемещения корпуса во время извлечения устройства, причем фигурный паз имеет меньшие вертикальные размеры, чем вертикальные размеры длинного вертикального паза, при этом шлипсы установлены на втулке и изготовлены сборными, состоящими из верхних и нижних плашек с центраторами, подпружиненными наружу и обращенными к наружному кольцевому выступу, расположенному в средней части втулки, причем верхние и нижние плашки снабжены соответственно сверху и снизу коническими поверхностями, выполненными с возможностью взаимодействия в рабочем положении с верхней и нижней конусной частью ствола, при этом уплотнительный элемент выполнен сборным, состоящим из верхней и нижней самоуплотняющихся манжет, установленных соответственно выше и ниже верхней и нижней конусных частей и поджатых соответственно верхним и нижним упорами, причем верхняя самоуплотняющаяся манжета выполнена с возможностью сдерживать перепад давлений сверху вниз, нижняя - снизу вверх, так же верхний и нижний упоры оснащены клапанами, пропускающими жидкость изнутри ствола наружу и выполненными с возможностью взаимодействия соответственно с верхним и нижним технологическими выступами.What is new is that the tool body of the landing tool is connected at the top with destructible elements to the rod, which is additionally equipped with upper and lower technological protrusions and is hermetically installed in the barrel with the possibility of only axial limited movement up and down, and the annular selection of the barrel is located between the upper and lower conical parts of the barrel tapering towards each other, while the sleeve is equipped with an adjusting latch made in the form of a finger interacting with vertical grooves, which are made They are located on an annular selection of the barrel in the form of two short and one long, located between short vertical grooves, the short vertical groove in which the finger is installed in the transport position, the lower part connected to the middle part of the long groove in which the finger is installed in the working position, the upper a transverse groove, and another short vertical groove in which the finger is installed before removing the device, is connected by the lower part to the lower part of the long vertical groove by the lower transverse groove, the upper end of a straight vertical groove is made with a figured groove in which the finger is located after the reciprocating movement of the housing during removal of the device, the figured groove having smaller vertical dimensions than the vertical dimensions of the long vertical groove, while the slips are mounted on the sleeve and are made of prefabricated, consisting of the upper and lower dies with centralizers, spring-loaded outward and facing the outer annular protrusion located in the middle of the sleeve, the upper and lower dies provided with respectively, from above and below by conical surfaces made with the possibility of interaction in the working position with the upper and lower conical parts of the barrel, while the sealing element is made of prefabricated, consisting of upper and lower self-sealing cuffs, installed respectively above and below the upper and lower conical parts and pressed respectively upper and lower stops, and the upper self-sealing cuff is made with the ability to restrain the pressure drop from top to bottom, lower - from bottom to top, also upper lower stops are equipped with valves, transmissive liquid outwardly from the inside of the barrel and adapted to respectively interact with upper and lower protrusions technology.
На фиг.1 изображен предлагаемый пакер-пробка в продольном разрезе.Figure 1 shows the proposed packer plug in longitudinal section.
На фиг.2 - развертка паза, выполненного на корпусе пакер-пробки.Figure 2 - scan groove made on the housing of the packer plug.
Пакер - пробка состоит (см. фиг.1) из ствола 1 с верхним 2 и нижним 3 упорами, в которых выполнены соответственно верхние 4 и нижние 5 ряды радиальных сквозных отверстий.The packer-plug consists (see Fig. 1) of the barrel 1 with the upper 2 and lower 3 stops, in which the upper 4 and lower 5 rows of radial through holes are made, respectively.
В стволе 1 с возможностью осевого ограниченного перемещения вверх - вниз посредством шлицевого соединения 6 герметично установлен корпус 7 посадочного инструмента с кольцевым упором 8 снизу. Осевое ограниченное перемещение осуществляется с помощью верхнего 9 и нижнего 10 технологических выступов, выполненных на наружной поверхности корпуса 7. Корпус 7 посадочного инструмента соединен вверху разрушаемыми элементами 11 со штоком 12 посадочного инструмента.In the barrel 1 with the possibility of axial limited movement up and down by means of a spline connection 6, the housing 7 of the landing tool with an annular stop 8 is sealed. Axial limited movement is carried out using the upper 9 and lower 10 technological protrusions made on the outer surface of the housing 7. The housing 7 of the landing tool is connected at the top by destructible elements 11 with the rod 12 of the landing tool.
На наружной поверхности ствол 1 имеет верхнюю 13 и нижнюю 14 конусные части, сужающиеся навстречу друг другу, между которыми расположена кольцевая выборка 15.On the outer surface of the barrel 1 has an upper 13 and lower 14 conical parts, tapering towards each other, between which is located an annular sample 15.
На кольцевую выборку 15 ствола 1 концентрично установлена втулка 16, оснащенная установочным фиксатором, выполненным в виде пальца 17, взаимодействующего с вертикальными пазами 18 (см. фиг.2), которые выполнены на кольцевой выборке 15 ствола 1 в виде двух коротких вертикальных пазов 19 и 20, а также одного длинного вертикального паза 21 длиной L1. Длинный вертикальный паз 21 размещен между двумя короткими вертикальными пазами 19 и 20. Короткий вертикальный паз 19, в который установлен палец 17 в транспортном положении, нижней частью соединен верхним поперечным пазом 22 со средней частью длинного вертикального паза 21. Другой короткий вертикальный паз 20, в который установлен палец 17 перед извлечением устройства, соединен нижней частью с нижней часть длинного вертикального паза 21 нижним поперечным пазом 23, верхний конец короткого вертикального паза выполнен с фигурным пазом 24, в котором расположен палец 17 после возвратно-поступательного перемещения корпуса 7 во время извлечения устройства, причем фигурный паз 24 имеет меньшие вертикальные размеры L2, чем вертикальные размеры L1 длинного вертикального паза 21.A sleeve 16 is concentrically mounted on the annular selection 15 of the barrel 1, equipped with a locating latch made in the form of a
Шлипсы установлены на втулке 16 и изготовлены сборными, состоящими из верхних 25 и нижних 26 плашек с центраторами 27 и 28 соответственно, подпружиненными наружу и обращенными к наружному кольцевому выступу 29, расположенному в средней части втулки 16.The slips are mounted on the sleeve 16 and are made prefabricated, consisting of upper 25 and lower 26 dies with centralizers 27 and 28, respectively, spring-loaded outward and facing the outer annular protrusion 29 located in the middle of the sleeve 16.
Верхние 25 и нижние 26 плашки снабжены соответственно сверху и снизу внутренними коническими поверхностями 30 и 31, выполненными с возможностью взаимодействия в рабочем положении с верхней 13 и нижней 14 конусными частями ствола 1 соответственно.The upper 25 and lower 26 dies are equipped with upper and lower inner conical surfaces 30 and 31, respectively, configured to interact in the working position with the upper 13 and lower 14 conical parts of the barrel 1, respectively.
Уплотнительный элемент выполнен сборным, состоящим из верхней 32 и нижней 33 самоуплотняющихся манжет, установленных соответственно выше и ниже верхней 13 и нижней 14 конусных частей ствола 1 и поджатых соответственно верхним 2 и нижним 3 упорами.The sealing element is made of prefabricated, consisting of the upper 32 and lower 33 self-sealing cuffs installed respectively above and below the upper 13 and lower 14 of the conical parts of the barrel 1 and pressed respectively by the upper 2 and lower 3 stops.
Верхняя самоуплотняющаяся манжета 32 выполнена с возможностью сдерживать перепад давлений сверху вниз. Нижняя самоуплотняющаяся манжета 33 выполнена с возможностью сдерживать перепад давлений снизу вверх.The upper self-sealing cuff 32 is made with the ability to restrain the pressure drop from top to bottom. The lower self-sealing cuff 33 is made with the ability to restrain the pressure drop from the bottom up.
Верхний 2 и нижний 3 упоры оснащены соответственно верхними 34 и нижними 35 подпружиненными клапанами, пропускающими жидкость изнутри ствола 1 наружу.The upper 2 and lower 3 stops are equipped with upper 34 and lower 35 spring-loaded valves, respectively, passing fluid from inside the barrel 1 to the outside.
Верхний подпружиненный клапан 34 поджат сверху заглушкой 36, которая жестко соединена со стволом 1, а снизу опирается на кольцевую проточку 37 верхнего упора 2. Нижний подпружиненный клапан 35 поджат снизу заглушкой 38, которая жестко соединена со стволом 1, а сверху опирается на кольцевую проточку 39 нижнего упора 3.The upper spring-loaded valve 34 is pressed up from above by a plug 36, which is rigidly connected to the barrel 1, and from below is supported by an annular groove 37 of the upper stop 2. The lower spring-loaded valve 35 is pressed from below by a plug 38, which is rigidly connected to the barrel 1, and from above is supported by an annular groove 39 bottom stop 3.
Работает устройство следующим образом.The device operates as follows.
Пакер-пробку в транспортном положении (см. фиг.1 и 2) в сборе с посадочным инструментом, состоящим из соединенных между собой корпуса 7 и штока 12 разрывным элементом 11, на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) (на фигурах 1 и 2 не показано) спускают в скважину.The packer plug in the transport position (see Figs. 1 and 2) assembled with a landing tool, consisting of a housing 7 and a rod 12 connected by a bursting element 11, on a tubing string (tubing) (in figures 1 and 2 not shown) are lowered into the well.
При спуске пакера-пробки в скважину находящаяся в скважине жидкость перепускается снизу вверх через внутреннее пространство 40 ствола 1. Это происходит благодаря тому, что нижний технологический выступ 10 корпуса 7 в процессе спуска отжимает вниз нижний перепускной клапан 35 и жидкость, находящаяся в скважине, устремляется через радиальные сквозные отверстия 5 нижнего упора 3 во внутреннее пространство 40 ствола 1, где, заполняя его, отжимает верхний перепускной клапан 34 вверх, и жидкость из внутреннего пространства 40 ствола 1 через радиальные сквозные отверстия 4 верхнего упора 2 попадает в пространство скважины выше пакер-пробки (на фиг.1 и 2 не показано). Это исключает поршневание пакера-пробки и, следовательно, задержку по времени в процессе спуска пакер-пробки в требуемый интервал скважины.When the packer plug is lowered into the well, the fluid in the well is passed from bottom to top through the interior 40 of the barrel 1. This is due to the fact that the lower process ledge 10 of the housing 7 pushes the lower bypass valve 35 down and the fluid in the well rushes down through the radial through holes 5 of the lower stop 3 into the inner space 40 of the barrel 1, where, filling it, presses the upper bypass valve 34 upward, and the liquid from the inner space 40 of the barrel 1 through the radial the through holes 4 of the upper stop 2 fall into the well space above the packer plug (not shown in FIGS. 1 and 2). This eliminates the pistoning of the packer plug and, consequently, the delay in time during the descent of the packer plug in the required interval of the well.
По достижении требуемого интервала приподнимают на устье скважины колонну НКТ и, следовательно, посадочный инструмент вверх на длину, большую длины L короткого вертикального паза 19. Далее на устье скважины (на фиг.1 и 2 не показано) поворачивают вправо колонну НКТ на величину, большую по длине развертки верхнего поперечного паза 22 (см. фиг.2).Upon reaching the required interval, the tubing string is lifted at the wellhead and, therefore, the landing tool is up a length greater than the length L of the short
В результате проделанной операции палец 17, находившийся в транспортном положении в коротком вертикальном пазу 19 (см. фиг.2) благодаря шлицевому соединению 6, передающему угловое вращение от корпуса 7 посадочного инструмента 7 к стволу 1 посредством заглушки 36 (см. фиг.1), перемещается по поперечному пазу 22 и попадает в длинный паз 21, то есть в рабочее положение.As a result of the operation, the
Далее вновь приподнимают колонну НКТ с посадочным инструментом вверх, при этом шток 12 посадочного инструмента посредством разрушаемого элемента 11 тянет вверх корпус 7 посадочного инструмента и все остальные детали устройства, кроме деталей 16, 17, 25, 26, 27, 28, 29, остающихся на месте.Next, they again raise the tubing string with the landing tool up, while the rod 12 of the landing tool by means of a destructible element 11 pulls up the housing 7 of the landing tool and all other parts of the device, except for the
Благодаря этому палец 17 оказывается в нижней части длинного вертикального паза 21. В определенный момент нижние плашки 26 своей внутренней конусной поверхностью 31 наезжают на конусную часть 14 ствола 1 и раздвигаются. В итоге, нижние плашки 26 приходят в соприкосновение со стенками обсадной колонны (на фиг.1 и 2 не показано), центрируются посредством центраторов 28 и фиксируют пакер-пробку в обсадной колонне скважины.Due to this, the
При дальнейшем натяжении штока 12 и достижении расчетной нагрузки посадки пакера-пробки разрушаемый элемент 11 разрушается, при этом дожимая нижние плашки 26 к стекам обсадной колонны и освобождая тем самым посадочный инструмент, который после этого извлекается из скважины, а пакер-пробка остается в требуемом интервале скважины.With further tension of the rod 12 and reaching the estimated load of the packer-plug fit, the destructible element 11 is destroyed, while the lower dies 26 are squeezed to the casing stacks and thereby freeing the planting tool, which is then removed from the well, and the packer plug remains in the required interval wells.
При наличии давления снизу нижняя самоуплотняющаяся манжета 33 плотно прижимается к стенкам обсадной колонны, герметично отсекая ту часть скважины, которая находится ниже пакер-пробки. После чего в скважине проводят запланированный объем ремонтных работ выше пакер-пробки (например, изоляцию заколонных перетоков).In the presence of pressure from below, the lower self-sealing collar 33 is tightly pressed against the walls of the casing, hermetically cutting off that part of the well below the packer plug. After that, the planned amount of repair work is carried out in the well above the packer plug (for example, isolation of casing flows).
В случае, если давление сверху превышает давление снизу (например, при проведения выше пакер-пробки таких работ как гидроразрыв пласта или кислотная обработка пласта под большим давлением), то по мере проведения таких работ и роста давления сверху, которое воспринимается уже верхней самоуплотняющейся манжетой 32 и плотно прижимает ее к стенкам обсадной колонны, та, в свою очередь, передает давление на ствол 1. В результате этого все детали пакер-пробки, кроме деталей 16, 17, 24, 25, 26, 27, 28, остающихся на месте, перемещаются вниз относительно пальца 17 по длинному вертикальному пазу 21.If the pressure from above exceeds the pressure from below (for example, when carrying out higher packer plugs such as hydraulic fracturing or acid treatment of the formation under high pressure), then as such work progresses and pressure increases from above, which is already perceived by the upper self-sealing cuff 32 and presses it tightly against the walls of the casing, which, in turn, transfers pressure to the barrel 1. As a result, all parts of the packer plug, except for
В результате палец 17 оказывается в верхней части длинного вертикального паза 21. В определенный момент верхние плашки 25 своей конусной поверхностью 30 наезжают на конусную часть 13 ствола 1 и раздвигаются. В итоге верхние плашки 26 приходят в соприкосновение со стенками обсадной колонной, центрируются посредством центраторов 27 и фиксируют пакер-пробку в обсадной колонне скважины, при этом верхняя самоуплотняющаяся манжета 32, воспринимающая давление сверху и плотно прижатая к стенкам обсадной колонны, держит давление сверху вниз. Далее продолжают цикл ремонтных работ.As a result, the
По окончании ремонтных работ для снятия пакера-пробки в скважину спускают серийно выпускаемый ловильный инструмент на колонне НКТ (например, наружную труболовку, не показана), с помощью которого захватывают пакер-пробку за верхнюю кольцевую выборку 41 корпуса 7 (см. фиг.1).At the end of the repair work, a commercially available fishing tool on the tubing string (for example, an outer tube, not shown) is lowered into the well to remove the packer plug in the well, with which the packer plug is grasped by the upper ring sample 41 of the housing 7 (see Fig. 1) .
После этого на устье скважины (на фиг.1 и 2 не показано) поднимают колонну НКТ с ловильным инструментом и пакер-пробкой вверх на длину, большую длины L1 - длинного вертикального паза 21, и поворачивают вправо колонну НКТ на величину, большую длины развертки нижнего поперечного паза 23 (см. фиг.2).After that, at the wellhead (not shown in FIGS. 1 and 2), a tubing string with a fishing tool and a packer plug is lifted up a length greater than the length L 1 of the long
В результате проделанной операции палец 17, находившийся в рабочем положении в длинном пазу 21 вертикальных пазов 18 благодаря шлицевому соединению 6, передающему угловое вращение от корпуса 7 посадочного инструмента 7 к стволу 1, посредством заглушки 36 перемещается по поперечному пазу 23 и попадает в нижнюю часть короткого паза 20.As a result of the operation, the
Далее на устье скважины колонну НКТ с ловильным инструментом и пакер-пробкой опускают вниз на длину, равную длине L1 длинного вертикального паза 21, при этом палец 17 перемещается вверх по короткому пазу 20 и далее, пока не упрется в верхнюю часть фигурного паза 24. После чего начинают поднимать колонну НКТ с ловильным инструментом и пакер-пробкой вверх, при этом палец 17 опускается вниз на длину L2, равную длине фигурного паза 24, и занимает транспортное положение в ее нижней части (см. фиг.2).Next, at the wellhead, the tubing string with the fishing tool and the packer plug are lowered down to a length equal to the length L 1 of the long
В процессе дальнейшего подъема пакер-пробки верхний технологический выступ 9 корпуса 7 отжимает вверх верхний перепускной клапан 34 и жидкость, находящаяся в скважине выше пакера-пробки, устремляется через радиальные сквозные отверстия 4 верхнего упора 2 во внутреннее пространство 40 ствола 1, где, заполняя его, отжимает уже нижний перепускной клапан 35 вниз, и жидкость из внутреннего пространства 40 ствола 1 через радиальные сквозные отверстия 5 нижнего упора 3 попадает в пространство скважины ниже пакер-пробки (на фиг.1 и 2 не показано), в результате чего исключается поршневание и ускоряется подъем пакера-пробки на дневную поверхность.In the process of further lifting the packer plug, the upper technological protrusion 9 of the housing 7 pushes up the upper bypass valve 34 and the liquid located in the well above the packer plug rushes through the radial through holes 4 of the upper stop 2 into the inner space 40 of the barrel 1, where, filling it , already presses the lower bypass valve 35 down, and the liquid from the inner space 40 of the barrel 1 through the radial through holes 5 of the lower stop 3 enters the well space below the packer plug (not shown in Figs. 1 and 2), as a result ate what is excluded porshnevanie and accelerated the rise of plug-packer to the surface.
Использование в предлагаемом пакере-пробке сборного шлипсового узла, установленного между верхним и нижним самоуплотняющимися манжетами уплотнительного элемента, обеспечивает высокую надежность запакеровки и распакеровки пакера-пробки и расширяет его функциональные возможности, так как поддерживает в рабочем состоянии как при давлениях, направленных вниз, так и вверх, и позволяет использовать серийно выпускаемый ловильный инструмент при его извлечении.The use of the assembled slip-type assembly installed in the proposed packer-plug installed between the upper and lower self-sealing cuffs of the sealing element ensures high reliability of packaging and unpacking of the packer-plug and expands its functionality, since it maintains in working condition both at downward pressure and up, and allows you to use a commercially available fishing tool when removing it.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004134162/03A RU2275491C1 (en) | 2004-11-23 | 2004-11-23 | Bridge plug |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2004134162/03A RU2275491C1 (en) | 2004-11-23 | 2004-11-23 | Bridge plug |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2275491C1 true RU2275491C1 (en) | 2006-04-27 |
Family
ID=36655585
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2004134162/03A RU2275491C1 (en) | 2004-11-23 | 2004-11-23 | Bridge plug |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2275491C1 (en) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496966C2 (en) * | 2008-05-22 | 2013-10-27 | ТЕСКО КОРПОРЕЙШН (ЮЭс) | Lifting tool with wedge grips to raise drill string assembly bottom in process of drilling operations on casing string |
| CN114482891A (en) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Friction setting sand prevention pipe column, friction setting packer and method |
-
2004
- 2004-11-23 RU RU2004134162/03A patent/RU2275491C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2496966C2 (en) * | 2008-05-22 | 2013-10-27 | ТЕСКО КОРПОРЕЙШН (ЮЭс) | Lifting tool with wedge grips to raise drill string assembly bottom in process of drilling operations on casing string |
| CN114482891A (en) * | 2020-10-23 | 2022-05-13 | 中国石油化工股份有限公司 | Friction setting sand prevention pipe column, friction setting packer and method |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2017160937A1 (en) | Toe valve | |
| RU2444607C1 (en) | Bore-hole disconnector | |
| RU154511U1 (en) | PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL | |
| RU2397307C1 (en) | Hydro-mechanical anchor | |
| RU164723U1 (en) | PACKER DRILLED | |
| RU2275491C1 (en) | Bridge plug | |
| RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
| RU154295U1 (en) | PACKER DRILLED | |
| RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
| RU2421600C1 (en) | Device for treatment of reservoirs in well | |
| RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
| RU164825U1 (en) | DEAF DRILLED PACKER | |
| RU2346142C1 (en) | Plug packer | |
| RU2305749C1 (en) | Packer | |
| RU55014U1 (en) | PACKER | |
| RU142771U1 (en) | PACKER | |
| RU2311526C2 (en) | Shutoff valve | |
| RU2325508C2 (en) | Circulating valve | |
| RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
| RU2305173C2 (en) | Method and device for production string sealing during sandy well flushing | |
| RU2431734C1 (en) | Device for development of reservoirs in well | |
| RU61775U1 (en) | BORE DISCONNECTOR | |
| RU2304695C1 (en) | Packer | |
| RU2275490C1 (en) | Bridge plug | |
| RU55857U1 (en) | PACKER PLUG |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151124 |