RU2283941C1 - Troublesome well zone isolation device - Google Patents
Troublesome well zone isolation device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2283941C1 RU2283941C1 RU2005119816/03A RU2005119816A RU2283941C1 RU 2283941 C1 RU2283941 C1 RU 2283941C1 RU 2005119816/03 A RU2005119816/03 A RU 2005119816/03A RU 2005119816 A RU2005119816 A RU 2005119816A RU 2283941 C1 RU2283941 C1 RU 2283941C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- hydraulic cylinder
- barrel
- unit
- shoe
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Настоящее изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности и, в частности, к области изоляционных работ в скважинах, например, вторичного (исправительного, ремонтного) цементирования скважин под давлением. Изобретение может быть использовано также и при установке разобщающих мостов в скважине в необходимых интервалах, а также при любых других изоляционных операциях в скважине. Устройство учитывает специфику технологии, свойственную цементировочным работам.The present invention relates to the field of the oil and gas industry and, in particular, to the field of isolation work in wells, for example, secondary (correctional, repair) cementing of wells under pressure. The invention can also be used when installing disconnecting bridges in the well at the required intervals, as well as in any other isolation operations in the well. The device takes into account the specificity of technology inherent in cementing work.
Известно устройство для изоляции скважины, включающее стыковочный узел для соединения с колонной труб, патрубок, соединенный со стыковочным узлом разъемным соединением и выполненный в нижней его части с посадочным седлом под бросовый элемент, плашки и клинья, размещенные на патрубке и взаимодействующие друг с другом, и уплотнительный элемент, размещенный на патрубке с возможностью его деформации от осевого усилия через стыковочный узел (см., например, Крылов В.И. и др., Осложнения при бурении скважин, М., Недра, 1965, стр.186-187).A device for isolating a well is known, including a docking unit for connecting to a pipe string, a nozzle connected to the docking unit by a detachable connection and made in its lower part with a landing seat for a thrown element, dies and wedges placed on the nozzle and interacting with each other, and a sealing element placed on the pipe with the possibility of its deformation from axial force through the docking unit (see, for example, Krylov V.I. et al., Complications when drilling wells, M., Nedra, 1965, pp. 186-187).
Недостатком известного устройства является ограниченность его применения в скважинах в связи, например, с недостаточной надежностью работы в скважинах, особенно наклонных скважинах, значительные трудозатраты при восстановлении сечения скважины после осуществления изоляционных операций. Кроме того, известное устройство не обеспечивает необходимых перепадов давления в скважине в процессе изоляционных работ и после их осуществления при достаточно сложной конструкции.A disadvantage of the known device is its limited use in wells due to, for example, insufficient reliability of work in wells, especially deviated wells, significant labor costs when restoring a well section after performing isolation operations. In addition, the known device does not provide the necessary pressure drops in the well during the insulation process and after their implementation with a rather complex design.
Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы устройства и упрощение его конструкции.The technical result of the invention is to increase the reliability of the device and simplify its design.
Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для изоляции зоны осложнения в скважине включает полый ствол с гидроцилиндром в верхней части, радиальными отверстиями в нижней части и башмаком под этими отверстиями, уплотнительный узел с опорными элементами и конусами, размещенными на наружной поверхности ствола, нижняя плашка для фиксации устройства к стенке скважины, гидравлический привод нижней плашки в рабочее положение, совмещенный с узлом подачи изоляционного раствора в скважину в виде верхнего и нижнего обратного посадочного седла внутри башмака или ствола, ниже радиальных отверстий, под бросовый эластичный элемент и помещенного в кольцевом пространстве между башмаком и наружной поверхностью ствола кольцевого поршня, рабочее пространство которого связано с полостью ствола через радиальные отверстия, узел деформации уплотнительного узла, совмещенный с механическим приводом верхней плашки в ее рабочее положение для дополнительной фиксации устройства к стенке скважины и выполненный в виде установочного узла с муфтой в верхней части, один конец которой служит для соединения с трубами для спуска устройства в скважину, а другой жестко связан с патрубком и ниппелем в виде полого плунжера, образующими между собой кольцевую полость, в которой размещен гидроцилиндр, при этом патрубок установлен снаружи гидроцилиндра и связан с ним срезными элементами, и имеет возможность передачи усилия деформации на уплотнительный узел от труб для спуска устройства в скважину в рабочем положении устройства, а ниппель-плунжер помещен в гидроцилиндре и имеет длину, не более чем на 20% отличную от длины патрубка.The required technical result is achieved in that the device for isolating the complication zone in the well includes a hollow barrel with a hydraulic cylinder in the upper part, radial holes in the lower part and a shoe under these holes, a sealing assembly with supporting elements and cones placed on the outer surface of the barrel, the lower die for fixing the device to the wall of the well, the hydraulic drive of the lower plate to the working position, combined with the node supplying the insulating solution to the well in the form of an upper and lower return landing seat inside the shoe or barrel, below the radial holes, under the thrown elastic element and placed in the annular space between the shoe and the outer surface of the barrel of the annular piston, the working space of which is connected with the barrel cavity through the radial holes, the deformation unit of the sealing assembly, combined with a mechanical drive the upper die in its working position for additional fixation of the device to the wall of the well and made in the form of a mounting unit with a coupling in the upper part, one to the end of which is used to connect with the pipes to lower the device into the well, and the other is rigidly connected to the pipe and nipple in the form of a hollow plunger, forming an annular cavity between them, in which the hydraulic cylinder is located, while the pipe is installed outside the hydraulic cylinder and connected with shear elements, and has the ability to transfer the deformation force to the sealing assembly from the pipes to lower the device into the well in the working position of the device, and the nipple-plunger is placed in the hydraulic cylinder and has a length of not more than 20% different from ins pipe.
Кроме того:Besides:
верхняя и нижняя плашки выполнены с возможностью их продольного разъема в рабочем положении устройства при взаимодействии с конусами и имеют возможность их фиксации на стенке скважины и стопорения;the upper and lower dies are made with the possibility of their longitudinal connector in the working position of the device when interacting with the cones and have the ability to fix them on the wall of the well and lock;
устройство имеет втулки на торцах уплотнительного элемента, выполненные с вогнутыми поверхностями, огибающими уплотнительный узел;the device has bushings at the ends of the sealing element, made with concave surfaces enveloping the sealing assembly;
при положении бросового эластичного элемента на нижнем обратном посадочном седле устройство рассчитано на конечное давление продавки изоляционного раствора;when the position of the thrown elastic element on the lower return seat is made, the device is designed for the final pressure of the insulating mortar;
бросовый элемент выполнен из резины;waste element made of rubber;
узлы устройства выполнены из разбуриваемого материала.the nodes of the device are made of drillable material.
На чертеже показан общий вид устройства.The drawing shows a General view of the device.
Устройство для изоляции зоны осложнения в скважине, по существу, в частности, представляет собой цементировочное устройство, своего рода пакер для цементирования. Оно включает полый ствол 1 с гидроцилиндром 2 в верхней части, радиальными отверстиями 3 в нижней части и башмаком 4 под этими отверстиями. Устройство имеет также уплотнительный узел 5 с опорными элементами с конусами 6, 7, размещенный на наружной поверхности полого ствола 1, нижняя плашка 8 для фиксации устройства к стенке скважины (условно не показана). Нижняя плашка 8 имеют гидравлический привод, совмещенный с узлом подачи изоляционного раствора в скважину в виде верхнего посадочного седла 9 и нижнего обратного посадочного седла 10 внутри башмака 4 или полого ствола 1, ниже радиальных отверстий 3, под бросовый запорный эластичный элемент 11. Непосредственно в гидравлический привод нижней плашки 8 входит кольцевой поршень 12, помещенный в кольцевом пространстве между башмаком 4 и наружной поверхностью ствола 1. Рабочее пространство 13 кольцевого поршня 12 связано с полостью 14 ствола через радиальные отверстия 3. Устройство имеет узел деформации уплотнительного узла 5, который совмещен с механическим приводом верхней плашки 15 в ее рабочее положение для дополнительной фиксации устройства к стенке скважины. Узел деформации уплотнительного узла выполнен в виде установочного узла с муфтой 16 в верхней части устройства. Один конец муфты 16 служит для соединения с трубами для спуска устройства в скважину (условно не показаны), а другой конец муфты жестко связан с патрубком 17 и ниппелем 18, выполненным в виде полого плунжера. Патрубок 17 и ниппель-плунжер 18 образуют между собой кольцевую полость 19, в которой размещен полый ствол 1 своим гидроцилиндром 2. Патрубок 17 установлен снаружи гидроцилиндра 2, связан с ним срезными элементами 20 и имеет возможность передачи усилия деформации на уплотнительный узел 5 от труб для спуска устройства в скважину в его рабочем положении. Для этого патрубок может быть, например, снабжен центратором 21 в нижней части. Между этим центратором и верхней плашкой может быть установлен стопорный узел 22 со стопорными элементами 23. Стопорные элементы могут быть предусмотрены и для нижней плашки 8. Ниппель-плунжер 18 помещен в гидроцилиндре 2 и имеет длину, не более чем на 20%, отличную от длины патрубка для обеспечения жесткости устройства (снижения его осевой деформации) при передаче на него осевого усилия и обеспечения заданного (регламентированного) режима деформации уплотнительного узла. Такое соотношение размеров ниппель-плунжера 18 и патрубка 17 получено опытным путем для данной конструкции устройства.A device for isolating a complication zone in a well, in particular, is in particular a cementing device, a kind of cementing packer. It includes a hollow barrel 1 with a hydraulic cylinder 2 in the upper part, radial holes 3 in the lower part and a shoe 4 under these holes. The device also has a sealing assembly 5 with support elements with cones 6, 7, located on the outer surface of the hollow shaft 1, a lower die 8 for fixing the device to the wall of the well (not shown conditionally). The bottom plate 8 has a hydraulic drive, combined with the node supplying the insulating solution to the well in the form of an upper landing seat 9 and a lower return landing seat 10 inside the shoe 4 or hollow shaft 1, below the radial holes 3, under the thrown shut-off elastic element 11. Directly into the hydraulic the drive of the lower die 8 includes an annular piston 12, placed in the annular space between the shoe 4 and the outer surface of the barrel 1. The working space 13 of the annular piston 12 is connected with the cavity 14 of the barrel via openings 3. The device has a deformation assembly of the sealing assembly 5, which is combined with the mechanical drive of the upper ram 15 to its working position for additional fixation of the device to the borehole wall. The deformation unit of the sealing unit is made in the form of a mounting unit with a clutch 16 in the upper part of the device. One end of the sleeve 16 is used to connect with pipes for lowering the device into the well (not shown conditionally), and the other end of the sleeve is rigidly connected to the pipe 17 and the nipple 18, made in the form of a hollow plunger. The pipe 17 and the nipple-plunger 18 form between themselves an annular cavity 19, in which the hollow barrel 1 is located with its hydraulic cylinder 2. The pipe 17 is installed outside the hydraulic cylinder 2, connected with shear elements 20 and has the ability to transmit the deformation force to the sealing unit 5 from the pipes for lowering the device into the well in its working position. For this, the pipe may, for example, be equipped with a centralizer 21 in the lower part. Between this centralizer and the upper ram, a locking unit 22 with retaining elements 23. A locking element may be provided for the lower ram 8. The nipple-plunger 18 is placed in the hydraulic cylinder 2 and has a length of not more than 20% different from the length a nozzle for ensuring the rigidity of the device (reducing its axial deformation) when transmitting axial force to it and ensuring a predetermined (regulated) deformation mode of the sealing assembly. This ratio of the sizes of the nipple plunger 18 and the pipe 17 is obtained empirically for this device design.
Кроме того, на устройстве показаны:In addition, the device shows:
элементы 24 для уплотнения ниппель-плунжера 18 в гидроцилиндре 2;elements 24 for sealing the nipple-plunger 18 in the hydraulic cylinder 2;
втулка 25, в которой выполнены верхнее 9 и нижнее обратное 10 посадочные седла;a sleeve 25 in which the upper 9 and lower reverse 10 landing seats are made;
срезные элементы 26 для фиксации нижнего опорного элемента 7 с конусом к стволу;shear elements 26 for fixing the lower support element 7 with a cone to the barrel;
стопорные элементы 27 для нижней плашки 8.locking elements 27 for the bottom die 8.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Перед спуском устройства в скважину его соединяют с установочным узлом в следующем порядке. В верхнюю внутреннюю часть ствола 1, его гидроцилиндр 2, устанавливают ниппель-плунжер 18. Поверхность взаимодействия ниппеля-плунжера 18 с гидроцилиндром 2 герметизируют с помощью уплотнительных колец 24, которые могут быть помещены в цидроцилиндре или ниппеле. Ниппель 18 соединяют с муфтой 16. С этой же муфтой соединяют и патрубок 17, который устанавливают снаружи гидроцилиндра 2.Before the device is lowered into the well, it is connected to the installation unit in the following order. In the upper inner part of the barrel 1, its hydraulic cylinder 2, a nipple-plunger 18 is installed. The interaction surface of the nipple-plunger 18 with the hydraulic cylinder 2 is sealed with o-rings 24, which can be placed in the cylinder or nipple. The nipple 18 is connected to the clutch 16. With the same clutch the pipe 17 is also connected, which is installed outside the hydraulic cylinder 2.
Ствол 1 с гидроцилиндром 2 жестко фиксируют срезными элементами 20 на патрубке 17.The barrel 1 with the hydraulic cylinder 2 is rigidly fixed with shear elements 20 on the pipe 17.
Затем установочный узел через муфту 16 соединяют с трубами для спуска устройства в скважину, например, с колонной НКТ. Собранную компоновку спускают в заданный интервал скважины. Затем приводят устройство в рабочее положение. Для этого в колонне НКТ прокачкой рабочей жидкости создают прямую циркуляцию через открытое проходное сечение ствола 1 и башмак 4. После промывки с устья скважины через колонну НКТ сбрасывают запорный эластичный элемент 11, который садится в верхнее посадочное седло 9 и герметизирует внутреннюю полость 14 ствола 1. В колонне НКТ создают установочное давление порядка 10-15 МПа, которое через радиальные отверстия 3 в стволе 1 воздействует на кольцевой поршень 12. Кольцевой поршень смещается в осевом направлении (вверх) и воздействует на нижнюю плашку 8. При взаимодействии нижней плашки 8 с конусом опорного элемента 7 происходит ее продольный разъем - разрыв (разрушение в созданных зонах концентрации напряжений, например, по продольным бороздкам). Нижняя плашка 8 внедряется в стенку скважины, например обсадную колонну, и фиксирует устройство от осевого перемещения вниз. Затем давление внутри колонны НКТ стравливают, например, ступенями до гидростатического давления в скважине. Далее устройство нагружают частью веса колонны НКТ. Осуществляют посадку устройства в скважине, например, в обсадной колонне. Вес колонны НКТ вначале воспринимают срезные элементы 20. При разгрузке колонны НКТ на устройство, например, в 3-5 т срезные элементы 20 срезаются и установочный узел по стволу устройства движется вниз, воздействуя, например, через центратор 21 на стопорный узел 22, смещая его и элементы устройства между верхней 15 и нижней 8 плашками и опорными элементами 6, 7. При перемещении верхней плашки 15 и конуса опорного элемента 6 вниз уплотнительные элементы уплотнительного узла 5 между его опорными элементами с конусами 6, 7 деформируются и заполняют кольцевое пространство между стволом 1 и стенкой скважины, например, обсадной колонной. Дальнейшее перемещение верхней плашки 15 приводит к ее продольному разъему (разрыву) и смещению по конусу 6 к стенке скважины. При этом стопорные элементы этой плашки внедряются в стенку скважины и жестко фиксируют устройство в заданном интервале скважины. Стопорные узлы верхней и нижней плашек жестко фиксируют уплотнительные элементы уплотнительного узла 5, а также опорные элементы с конусами 6, 7 от перемещения по стволу 1 устройства. Посадку устройства производят при разгрузке веса колонны НКТ на 8-10 т.Then the installation site through the coupling 16 is connected to the pipes for lowering the device into the well, for example, with a tubing string. The assembled arrangement is lowered into a predetermined interval of the well. Then bring the device into position. To do this, in the tubing string by pumping the working fluid create direct circulation through the open bore of the barrel 1 and shoe 4. After washing from the wellhead through the tubing string, the locking elastic element 11 is dropped, which sits in the upper landing seat 9 and seals the inner cavity 14 of the barrel 1. An installation pressure of about 10-15 MPa is created in the tubing string, which, through the radial holes 3 in the barrel 1, acts on the annular piston 12. The annular piston is displaced in the axial direction (up) and acts on the lower plate 8. When the lower die 8 interacts with the cone of the supporting element 7, its longitudinal connector — rupture — occurs (destruction in the stress concentration zones created, for example, along longitudinal grooves). The bottom plate 8 is embedded in the wall of the well, for example a casing, and fixes the device from axial movement down. Then the pressure inside the tubing string is vented, for example, in steps to hydrostatic pressure in the well. Next, the device is loaded with part of the weight of the tubing string. Carry out the landing device in the well, for example, in a casing string. The weight of the tubing string is initially perceived by the shear elements 20. When unloading the tubing string onto the device, for example, 3-5 tons, the shear elements 20 are cut off and the mounting unit moves down the device barrel, for example, acting through the centralizer 21 on the locking unit 22, displacing it and device elements between the upper 15 and lower 8 dies and supporting elements 6, 7. When moving the upper die 15 and the cone of the supporting element 6 down, the sealing elements of the sealing assembly 5 between its supporting elements with cones 6, 7 deform and fill the rings howling space between the barrel 1 and the borehole wall, such as the casing. Further movement of the upper ram 15 leads to its longitudinal connector (rupture) and displacement along the cone 6 to the wall of the well. In this case, the locking elements of this plate are embedded in the wall of the well and rigidly fix the device in a given interval of the well. The locking nodes of the upper and lower dies rigidly fix the sealing elements of the sealing unit 5, as well as the supporting elements with cones 6, 7 from moving along the barrel 1 of the device. The landing of the device is carried out when unloading the weight of the tubing string by 8-10 tons.
После посадки устройства в скважине давление рабочей жидкости внутри колонны НКТ повышают до давления 15-18 МПа для продавливания запорного эластичного элемента 11 под нижнее обратное посадочное седло 10 и сообщения полости колонны НКТ и полости 14 ствола 1 с зоной скважины под устройством, герметизирующим кольцевое пространство скважины в месте установки этого устройства. Определяют герметичность посадки устройства в скважине созданием давления в зоне под устройством. Затем давление в колонне НКТ сбрасывают, например, ступенями, до гидростатического давления в скважине. Медленным подъемом колонны НКТ снимают установочный узел со ствола 1 устройства. Производят замену рабочей жидкости, при необходимости, на изоляционный раствор. Далее установочный узел снова соединяют со стволом 1. При этом усилие посадки (разгрузки колонны НКТ) на устройство должно составлять в пределах, например, 3-5 т.After the device is planted in the well, the pressure of the working fluid inside the tubing string is increased to a pressure of 15-18 MPa to press the locking elastic element 11 under the lower return seat 10 and to connect the cavity of the tubing string and cavity 14 of the barrel 1 with the well zone under the device that seals the annular space of the well at the installation location of this device. Determine the tightness of the landing device in the well by creating pressure in the area under the device. Then the pressure in the tubing string is relieved, for example, in steps, to the hydrostatic pressure in the well. By slowly lifting the tubing string, the installation unit is removed from the barrel 1 of the device. Replace the working fluid, if necessary, with an insulating solution. Next, the installation unit is again connected to the barrel 1. In this case, the landing force (unloading of the tubing string) on the device should be within, for example, 3-5 tons.
После посадки установочного узла давление в колонне НКТ повышают, проверяя его герметичность. Производят закачку изоляционного раствора в зону под установленным в скважине устройством. После окончания закачки изоляционного раствора в необходимом объеме и по заданной технологии давление в колонне НКТ сбрасывают (стравливают, например, ступенями). Запорный эластичный элемент 11 автоматически закрывает устройство с посадкой этого элемента на нижнее обратное посадочное седло 10 под действием давления в зоне под установленным устройством. Установочный узел снова снимают с устройства медленным подъемом колонны НКТ вверх. Осуществляют промывку скважины и последующий подъем колонны НКТ с установочным узлом из скважины.After planting the installation site, the pressure in the tubing string is increased, checking its tightness. The insulation solution is injected into the zone under the device installed in the well. After the completion of the injection of the insulating solution in the required volume and according to the specified technology, the pressure in the tubing string is relieved (bleed, for example, in steps). The locking elastic element 11 automatically closes the device with the landing of this element on the lower return seat 10 under pressure in the area under the installed device. The installation site is again removed from the device by slowly lifting the tubing string up. Flushing the well and subsequent lifting of the tubing string with the installation unit from the well are carried out.
Claims (6)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005119816/03A RU2283941C1 (en) | 2005-06-28 | 2005-06-28 | Troublesome well zone isolation device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005119816/03A RU2283941C1 (en) | 2005-06-28 | 2005-06-28 | Troublesome well zone isolation device |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2283941C1 true RU2283941C1 (en) | 2006-09-20 |
Family
ID=37113907
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005119816/03A RU2283941C1 (en) | 2005-06-28 | 2005-06-28 | Troublesome well zone isolation device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2283941C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2612398C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Horizontal wells packer |
RU2630002C1 (en) * | 2013-11-14 | 2017-09-05 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Depth, load and torque moment positioning |
CN113417595A (en) * | 2021-07-13 | 2021-09-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Anchoring packer and using method thereof |
CN116066011A (en) * | 2023-03-20 | 2023-05-05 | 四川圣诺油气工程技术服务有限公司 | Oil pipe plug and use method thereof |
-
2005
- 2005-06-28 RU RU2005119816/03A patent/RU2283941C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
КРЫЛОВ В. И., Осложнения при бурении скважин. - М.: Недра, 1965, с. 171-172. * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630002C1 (en) * | 2013-11-14 | 2017-09-05 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Depth, load and torque moment positioning |
US9909410B2 (en) | 2013-11-14 | 2018-03-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Depth, load and torque referencing in a wellbore |
RU2612398C1 (en) * | 2016-04-26 | 2017-03-09 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Horizontal wells packer |
CN113417595A (en) * | 2021-07-13 | 2021-09-21 | 中国石油化工股份有限公司 | Anchoring packer and using method thereof |
CN116066011A (en) * | 2023-03-20 | 2023-05-05 | 四川圣诺油气工程技术服务有限公司 | Oil pipe plug and use method thereof |
CN116066011B (en) * | 2023-03-20 | 2023-06-16 | 四川圣诺油气工程技术服务有限公司 | Oil pipe plug and use method thereof |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7306033B2 (en) | Apparatus for isolating zones in a well | |
CA2714411C (en) | Expansion cone for expandable liner hanger | |
CN102575512B (en) | Expandable liner tieback connection | |
US6880636B2 (en) | Apparatus and method for disconnecting a tail pipe and maintaining fluid inside a workstring | |
US20100319427A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
RU2441140C2 (en) | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well | |
RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
RU2283941C1 (en) | Troublesome well zone isolation device | |
GB2316966A (en) | An inflatable packer | |
RU162662U1 (en) | DRILLABLE PACKER PLUG | |
RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
CN110199085B (en) | Wellbore cement management system | |
RU2346143C2 (en) | Device used for installing casing liner in well | |
RU2171366C1 (en) | Device for installation and sealing of casing liner in well | |
RU174630U1 (en) | COUPLING FOR STAGE CEMENT CEMENTING | |
RU2370632C1 (en) | Method of casing well with liner | |
RU2265118C2 (en) | Liner suspension device | |
RU2305173C2 (en) | Method and device for production string sealing during sandy well flushing | |
RU2708740C1 (en) | Device for isolation of a complication zone with pre-flushing | |
RU2292442C1 (en) | Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants) | |
RU2483192C1 (en) | Drillable packer | |
RU2236556C1 (en) | Drillable mechanical packer | |
RU2730146C1 (en) | Axial-action cup packer | |
RU2262582C1 (en) | Detachable connection of pressure pipe string in well | |
RU2766980C1 (en) | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20080629 |