RU2441140C2 - Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well - Google Patents
Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2441140C2 RU2441140C2 RU2009144374/03A RU2009144374A RU2441140C2 RU 2441140 C2 RU2441140 C2 RU 2441140C2 RU 2009144374/03 A RU2009144374/03 A RU 2009144374/03A RU 2009144374 A RU2009144374 A RU 2009144374A RU 2441140 C2 RU2441140 C2 RU 2441140C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- anchor
- hollow rod
- liner
- cementing
- parker
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Piles And Underground Anchors (AREA)
- Joining Of Building Structures In Genera (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска, подвески и цементирования потайных колонн, в т.ч. хвостовиков.The invention relates to the field of fastening of oil and gas wells, and in particular to devices for lowering, suspension and cementing secret columns, including shanks.
Известен способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине (патент РФ №1813171, МПК Е21В 43/10, оп. 30.04.1993, бюл. №16), обеспечивающий спуск хвостовика в скважину, установку его верхней части в нижнем конце предыдущей обсадной колонны и промывку скважины, заключающийся в том, что перед спуском хвостовика в скважину, в его верхней части обсадной колонны устанавливают профильную трубу, диаметр описанной окружности которой равен наружному диаметру ее цилиндрических соединительных концов, а после спуска хвостовика и промывки скважины создают избыточное давление в полости хвостовика и выправляют профильную трубу до плотного прижатия ее к стенкам обсадной колонны.A known method of installing the liner casing in the well (RF patent No. 1813171, IPC ЕВВ 43/10, op. 04.30.1993, bull. No. 16), providing the descent of the liner into the well, installing its upper part in the lower end of the previous casing and flushing well, in which, before the liner is lowered into the well, a profile pipe is installed in its upper part of the casing, the diameter of the circumscribed circle of which is equal to the outer diameter of its cylindrical connecting ends, and after the liner is lowered and the well is flushed, ytochnoe pressure in the cavity of the shank and the pipe to straighten the profile is pressed firmly against the walls of its casing.
Недостатком является то, что данный способ предполагает спуск и установку хвостовика в обсадной колонне без цементирования, а в случае необходимости цементирования хвостовика способ не обеспечивает качественного проведения работ из-за невозможности применения разделительных цементировочных пробок. Также недостатком данного способа является необходимость проведения дополнительных работ по развальцеванию профильных труб с помощью развальцевателя.The disadvantage is that this method involves the descent and installation of the liner in the casing without cementing, and if cementing the liner is necessary, the method does not provide high-quality work due to the impossibility of using separation cement plugs. Another disadvantage of this method is the need for additional work on flaring profile pipes using a flare tool.
Известно устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны (патент РФ №2279536, МПК Е21В 33/14, оп. 10.07.2006, бюл. №19), содержащее корпус с радиальными отверстиями, гидрокамеру с кольцевым поршнем-толкателем с установленными на нем жесткими фонарями-центраторами. Заякоривание и пакерование устройства производится путем создания внутритрубного избыточного давления (после получения давления «стоп»), которое передается через радиальные отверстия в полость гидрокамеры и приводит к продольному перемещению кольцевого поршня. Последний, в свою очередь, толкает и сжимает уплотнительный элемент (пакер) и через него подвижную конусную втулку, которая раскрывает якорные плашки и заякоривает устройство.A device for hanging and sealing a countersunk casing (RF patent No. 2279536, IPC ЕВВ 33/14, op. 10.07.2006, bull. No. 19), comprising a housing with radial holes, a hydraulic chamber with an annular piston-pusher with rigid mounted on it centralizer lights. Anchoring and packing of the device is carried out by creating an in-tube overpressure (after receiving the “stop” pressure), which is transmitted through radial holes to the cavity of the chamber and leads to the longitudinal movement of the annular piston. The latter, in turn, pushes and compresses the sealing element (packer) and through it a movable conical sleeve, which opens the anchor dies and anchors the device.
Недостатками устройства являются: 1) передача усилия на конусную втулку плашек якоря производится через пластичный (резиновый) уплотнительный элемент, который при сжатии может разрушиться, что приведет к отказу якорного и пакерного узлов, 2) недостаточный зазор между корпусом устройства и эксплуатационной колонной, который значительно ограничивает радиальные размеры устройства и делает невозможным создание работоспособного устройства для указанных типоразмеров хвостовика и эксплуатационной колонны.The disadvantages of the device are: 1) the force is transmitted to the conical sleeve of the anchor dies through a plastic (rubber) sealing element, which can collapse during compression, which will lead to failure of the anchor and packer assemblies, 2) insufficient clearance between the device body and the production casing, which is significantly limits the radial dimensions of the device and makes it impossible to create a workable device for the specified sizes of the shank and production casing.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине (патент РФ №2171366, МПК Е21В 43/10, МПК Е21В 33/14, оп. 27.07.2001), содержащее корпус и связанную с ним транспортировочную колонну, в верхней части хвостовика помещены разъединитель, пакер и якорь, устройство имеет патрубок с радиальными отверстиями и под этими отверстиями дроссельно-запорный клапан для перекрытия этим клапаном внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами. При этом патрубок связан с корпусом, образует с хвостовиком в верхней его части кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка через его радиальные отверстия, и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя и имеет возможность его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной.The closest technical solution taken as a prototype is a device for installing and sealing a casing liner in a well (RF patent No. 2171366, IPC ЕВВ 43/10, IPC ЕВВ 33/14, op. 27.07.2001), containing a housing and associated with a transport column, a disconnector, a packer and an anchor are placed in the upper part of the shank, the device has a nozzle with radial openings and a throttle-shutoff valve under these openings to shut off this valve with an internal section of the nozzle at a given flow rate with specified rheology physical properties. At the same time, the pipe is connected to the body, forms an annular cavity with a liner in its upper part, hydraulically connected with the pipe cavity through its radial holes, and with the armature, packer and disconnector drive units and has the ability to be removed from the well with the body and the transport column.
К недостаткам этого устройства можно отнести то, что 1) данный способ предполагает спуск и установку хвостовика в обсадной колонне без цементирования, а в случае необходимости цементирования хвостовика способ не обеспечивает качественного проведения работ из-за невозможности применения разделительных цементировочных пробок, 2) относительно малая площадь контакта якорного узла (плашек) с колонной, что не обеспечивает в должной степени качественного сцепления плашек с эксплуатационной колонной, что в свою очередь, может негативно отразиться на процессе подвешивания хвостовика, 3) относительно малая площадь герметизирующих элементов пакера, что при невысоких прочностных свойствах не гарантирует качественного перекрытия заколонного пространства, 4) высока вероятность заклинивания сопряженных (трущихся) поверхностей устройства, что в случает несрабатывания одного из них может привести к отказу в работе всего устройства.The disadvantages of this device include the fact that 1) this method involves lowering and installing the liner in the casing without cementing, and if cementing the liner is necessary, the method does not provide high-quality work due to the impossibility of using separation cement plugs, 2) a relatively small area contact of the anchor assembly (dies) with the string, which does not provide a proper degree of good adhesion of the dies to the production string, which, in turn, can negatively reflect during the suspension of the shank, 3) a relatively small area of the sealing elements of the packer, which, with low strength properties, does not guarantee a good overlap of the annular space, 4) there is a high probability of jamming of the mating (rubbing) surfaces of the device, which in case of failure of one of them can lead to failure in the operation of the entire device.
Технический результат заявляемого устройства заключается в повышении надежности устройства путем устранения выявленных недостатков у прототипа и упрощения конструкции.The technical result of the claimed device is to increase the reliability of the device by eliminating identified shortcomings in the prototype and simplifying the design.
Указанный результат достигается тем, что устройство для подвески и цементирования колонны хвостовика в скважине, включающее узел разъединения подвески хвостовика, состоящий из разъединительного переводника с замковой резьбой под бурильные трубы и соединенный с направляющей воронкой якорно-пакерного узла, имеющего гидравлический привод и во внутренней полости которого установлен полый шток с радиальными отверстиями, образующий с корпусом якорно-пакерного узла кольцевую полость, согласно изобретению тем, что разъединительный переводник оснащен левой соединительной (трапецеидальной) резьбой для соединения с направляющей воронкой, при этом якорный и пакерный узлы совмещены и состоят из профильной трубы, которая установлена между верхним и нижним концевыми переводниками, причем нижняя часть кольцевой полости устройства загерметизирована уплотнительными манжетами, а в ее верхней части установлен плунжер, зафиксированный срезными элементами и перекрывающий канал сообщения между гидрокамерой, сообщенной с внутренней полостью полого штока, и внутренним пространством профильной трубы, при этом крепление верхнего конца полого штока выполнено шарнирно-подвижным посредством установки верхней подвесной муфты с полусферической поверхностью в ответную поверхность разъединительного переводника, а на противоположном конце полого штока установлен узел фиксации подвесной цементировочной пробки, включающий нижнюю муфту с закрепленной на ней посредством срезных винтов подвесной цементировочной пробкой, причем узел фиксации пробки входит во внутреннюю полость патрубка хвостовика, который с верхней стороны соединен с нижним концевым переводником, а с нижней - с хвостовиком.This result is achieved by the fact that the device for suspension and cementing the liner string in the well, including a liner suspension separation unit, consisting of a disconnecting sub with locking thread for drill pipes and connected to the guide funnel of the anchor-packer unit having a hydraulic drive and in the internal cavity of which a hollow rod with radial openings is installed, which forms an annular cavity with the housing of the anchor-packer assembly, according to the invention, in that the nickname is equipped with a left connecting (trapezoidal) thread for connection with the guide funnel, while the anchor and packer units are combined and consist of a profile pipe that is installed between the upper and lower end sub, and the lower part of the annular cavity of the device is sealed with sealing cuffs, and in its upper of the part, a plunger is installed, fixed by shear elements and blocking the communication channel between the hydro chamber connected to the internal cavity of the hollow rod, and the internal space m of the profile pipe, while the fastening of the upper end of the hollow rod is pivotally movable by installing the upper suspension sleeve with a hemispherical surface in the mating surface of the disconnecting sub, and at the opposite end of the hollow rod the suspension cementing tube fixation unit is installed, including the lower sleeve mounted on it with shear screws suspended cementing plug, and the fixing unit of the plug is included in the inner cavity of the shank pipe, which is from the upper side us connected to a lower end subs, and with the bottom - with a shank.
Устройство состоит из трех функционально раздельных узлов (см. фиг.1):The device consists of three functionally separate nodes (see figure 1):
1) узла разъединения устройства от бурильных труб (верхняя часть устройства - (узел I));1) the unit for disconnecting the device from the drill pipe (the upper part of the device is (node I));
2) совмещенного якорно-пакерного узла с гидроприводом (средняя часть устройства (узел II));2) combined anchor-packer unit with a hydraulic actuator (middle part of the device (unit II));
3) узла фиксации подвесной цементировочной пробки (нижняя часть устройства (узел III)).3) the fixation unit of the suspended cementing plug (lower part of the device (unit III)).
Продольный разрез устройства в исходном положении с обозначениями элементов показан на фиг.1, где;A longitudinal section of the device in the initial position with the designations of the elements shown in figure 1, where;
1 - разъединительный переводник; 2 - подвесная муфта полого штока с полусферической поверхностью; 3 - направляющая воронка; 4 - левая соединительная резьба; 5 - отверстие гидрокамеры; 6 - полость гидрокамеры; 7 - плунжер; 8 - срезные элементы; 9 - верхний концевой переводник; 10 - полость устройства; 11 - технологическое отверстие; 12 - профильная труба; 13 - внутритрубное пространство; 14 - полый шток; 15 - нижний концевой переводник; 16 - уплотнительные манжеты; 17 - нижняя муфта полого штока; 18 - срезные винты; 19 - подвесная цементировочная пробка; 20 - патрубок хвостовика.1 - disconnecting sub; 2 - a suspended coupling of a hollow rod with a hemispherical surface; 3 - guide funnel; 4 - left connecting thread; 5 - a hole of a hydro chamber; 6 - cavity of the hydrochamber; 7 - a plunger; 8 - shear elements; 9 - upper terminal sub; 10 - the cavity of the device; 11 - technological hole; 12 - profile pipe; 13 - in-tube space; 14 - hollow stock; 15 - lower end sub; 16 - sealing cuffs; 17 - the lower coupling of the hollow rod; 18 - shear screws; 19 - suspended cementing plug; 20 - shank pipe.
Узел разъединения подвески хвостовика располагается в верхней части устройства (см. фиг.1, узел 1) и состоит из разъединительного переводника 1 с замковой резьбой под бурильные трубы и левой соединительной резьбой 4 для соединения с направляющей воронкой 3. Разъединительный переводник 1 имеет внутреннюю полусферическую проточку для установки с незначительным (до 0,5 мм) зазором подвесной муфты полого штока с полусферической поверхностью 2 (также имеющую ответную полусферическую поверхность), что обеспечивает шарнирно-подвижное крепление верхнего конца полого штока 14. Шарнирный (маятниковый) способ подвески полого штока 14 позволяет радиально перемещаться (отклоняться) нижнему и верхнему концам полого штока 14 относительно защемленной плунжером 7 средней его части и обеспечивает снятие изгибных и других напряжений в теле полого штока, также воздействующих на рабочие элементы гидроузла при перемещении плунжера 7 в процессе работы. И предотвратить возможные заклинки трущихся пар устройства (полый шток-плунжер; плунжер - внутренняя поверхность верхнего концевого переводника и др.). В аналогичных устройствах (например, в прототипе-устройстве ПХЦЗ) предусмотрено резьбовое («жесткое») соединение полого штока к разъединительному переводнику, что, по-видимому, является причиной частых его отказов в работе.The shank suspension separation unit is located in the upper part of the device (see Fig. 1, unit 1) and consists of a
Для обеспечения герметичности резьбовых соединений и полости гидрокамеры детали устройства снабжены уплотнительными элементами - резиновыми кольцами (не обозначены).To ensure the tightness of the threaded joints and the cavity of the hydraulic chamber, the device parts are equipped with sealing elements - rubber rings (not indicated).
Якорно-пакерный узел является совмещенным, и заякоривание (фиксация подвески хвостовика в эксплуатационной колонне) и пакерование (перекрытие заколонного пространства между хвостовиком и эксплуатационной колонной) производится профильной трубой 12, которая, в данном устройстве, выполняет функции как якоря, так и пакера. Якорно-пакерный узел расположен в средней части устройства (фиг.1, узел II) и состоит из профильной трубы 12 с верхним 9 и нижним 15 концевыми переводниками; полости устройства 10 ограниченной наружной поверхностью полого штока 14 и внутренней поверхностью профильной трубы 12; плунжера 7, перекрывающего (до срабатывания узла) канал сообщения полости устройства 10 с внутритрубным пространством 13 через отверстие гидрокамеры 5 и зафиксированного от перемещения срезными элементами 8. Нижняя часть полости устройства герметизируется уплотнительными манжетами 16.The anchor-packer unit is combined, and anchoring (fixing the suspension of the shank in the production string) and packing (overlapping the annular space between the shank and the production string) is performed by the
Узел фиксации подвесной цементировочной пробки подобен аналогичным устройствам (прототипу ПХЦЗ и др.) и состоит из самой подвесной цементировочной пробки 19, закрепленной срезными винтами 18 на нижней муфте полого штока 17. Узел установлен внутри патрубка хвостовика 20, соединенного с верхней стороны - с нижним концевым переводником 15, а снизу соединяется с хвостовиком 23 (фиг.2, узел III).The fixing unit of the suspended cementing plug is similar to similar devices (prototype PChZZ, etc.) and consists of the hanging
На фиг.2 представлена схема расположения устройства подвески хвостовика в скважине до проведения работ по цементированию, а на фиг.3 после проведения работ по цементированию, где: 21 - бурильные трубы; 22 - эксплуатационная колонна; 23 - колонна-хвостовик; 24 - продуктивный пласт; 25 - «стоп»-кольцо; 26 - обратный клапан; 27 - башмак хвостовика; 28 - цементный раствор; 29 - малая цементировочная пробка.Figure 2 presents the location of the suspension device of the liner in the well before cementing, and figure 3 after cementing, where: 21 - drill pipe; 22 - production casing; 23 - liner string; 24 - reservoir; 25 - “stop” -ring; 26 - check valve; 27 - shank shoe; 28 - cement mortar; 29 - a small cementing plug.
На фиг.4 показано поперечное сечение (А-А) профильной трубы до срабатывания устройства (профиль трубы имеет форму шестилучевой звезды), где: 30 - уплотнительный материал (силикон).Figure 4 shows the cross-section (aa) of the profile pipe before the device is triggered (the pipe profile has the shape of a six-pointed star), where: 30 is the sealing material (silicone).
Фигура 5 иллюстрирует поперечное сечение (Б-Б) после срабатывания устройства (профильная труба раскрывается и принимает круглую форму) и подъема извлекаемой части устройства (полого штока с плунжером, нижней муфтой и уплотнительными манжетами).Figure 5 illustrates the cross-section (BB) after the device is triggered (the profile pipe opens and takes a circular shape) and the removable part of the device is lifted (hollow stem with plunger, lower sleeve and sealing cuffs).
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Производят сборку низа колонны-хвостовика с установкой технологической оснастки в последовательности, показанной на фиг.2 - башмак хвостовика 27, обратный клапан 26, «стоп»-кольцо 25, и спускают колонну-хвостовик 23 в скважину. После спуска необходимого (предусмотренного планом работ) количества труб колонны-хвостовика устанавливают устройство подвески хвостовика (см. фиг.2). При этом нижний конец устройства, оканчивающийся патрубком хвостовика 20, наворачивают на верхнюю (последнюю) трубу колонны-хвостовика, а верхний конец устройства (разъединительный переводник 1) посредством замковой резьбы соединяют с бурильными трубами 21 и продолжают спуск колонны-хвостовика на бурильных трубах до проектной глубины.Assemble the bottom of the liner string with the installation of tooling in the sequence shown in Fig. 2 —
После спуска колонны-хвостовика 23 скважину промывают, на верхнюю трубу наворачивают цементировочную головку (не обозначено) с заранее установленной и зафиксированной в ней малой цементировочной пробкой 29 (см. фиг.3), производят закачку расчетного объема цементного раствора (в соответствии с планом работ). Далее, из цементировочной головки освобождают малую цементировочную пробку 29 и производят продавливание цементного раствора «поверх пробки» расчетным объемом бурового раствора или технической воды. В процессе продавливания, малая цементировочная пробка 29 садится на подвесную цементировочную пробку 19 и перекрывает ее проходное отверстие, вследствие чего повышается гидравлическое давление во внутритрубном пространстве 13 и происходит срез срезных винтов 18, фиксирующих подвесную цементировочную пробку 19 (см. фиг.1). Далее, малая цементировочная пробка 29 и подвесная цементировочная пробка 19 движутся совместно до посадочного седла «стоп»-кольца 25 и перекрывают его отверстие, при этом начинает повышаться внутритрубное давление, что сигнализирует об окончании процесса продавки цементного раствора и соответствует давлению «стоп» (Рстоп).After lowering the
С целью заякоривания и пакерования устройства продолжают дальнейшее нагнетание продавочной жидкости в бурильные трубы, тем самым повышая внутритрубное давление до определенной (указанной в паспорте устройства) величины давления среза (Рсреза) срезных элементов 8, фиксирующих плунжер 7. Образующееся избыточное гидравлическое давление жидкости во внутритрубном пространстве 13, через отверстие гидрокамеры 5, передается во внутреннюю полость гидрокамеры 6 и воздействует на кольцевую поверхность плунжера 7, и при достижении величины Рсреза происходит срез срезных элементов 8, фиксирующих плунжер 7 (фиг.1). Плунжер 7 освобождается и перемещается в сторону расширенной части (по диаметру) полости устройства 10, открывая при этом канал сообщения с ней. В результате гидродинамического сообщения в полости устройства 10 происходит повышение давления до величины, соответствующей внутритрубному давлению, и появление динамических сил, давящих на внутреннюю стенку профильной трубы 12. Это давление раздувает и «выправляет» форму профильной трубы до размеров, соответствующих внутреннему диаметру эксплуатационной колонны, до принятия ею круглой формы. Расчетная величина силы прижатия значительна (до 1000 КН), и обеспечивает плотное прижатие профильной трубы 12 к стенке эксплуатационной колонны 22. Проведенные стендовые испытания подтвердили полученные расчетные величины - сила сопротивления движению (сила сцепления) «раздутой» профильной трубы, размещенной внутри эксплуатационной колонны, составила 3000 КН (30 тс/м), что является вполне достаточной для подвешивания колонны-хвостовика длиной до 1000 м.In order to anchor and pack the device, they continue to further pump the squeezing fluid into the drill pipes, thereby increasing the in-pipe pressure to a certain (indicated in the device passport) cut-off pressure (Cut) of the
После подвешивания колонны-хвостовика 23 в эксплуатационной колонне 22 производят ее отсоединение от бурильных труб 21 (см. фиг.3). Для этого, с целью снятия динамических напряжений в левом резьбовом соединении 4 разъединительного переводника 1, разгружают часть веса бурильной колонны (до величины собственного веса бурильных труб) на заякоренное устройство подвески хвостовика. Далее, путем правого вращения бурильной колонны ротором бурового станка, отсоединяют бурильные трубы 21 по левой соединительной резьбе 4 от направляющей воронки 3 устройства. После отсоединения, вместе с бурильными трубами 21 и разъединительным переводником 1, одновременно, поднимают оставшуюся внутреннюю (извлекаемую) часть устройства, которая включает: плунжер 7, полый шток 14, уплотнительные манжеты 16 и нижнюю муфту полого штока 17 (см. фиг.3).After hanging the
Наружная часть устройства (направляющая воронка 3, профильная труба 12, патрубок хвостовика 20) и технологическая оснастка (малая цементировочная пробка 29, подвесная цементировочная пробка 19, «стоп»-кольцо 25, обратный клапан 26, башмак хвостовика 27 остаются в скважине.The outer part of the device (
Внутренний проходной диаметр оставленных в скважине элементов устройства не превышает внутренний диаметр колонны хвостовика 23 и не требует проведения дополнительных работ по восстановлению внутритрубного проходного сечения.The inner bore diameter of the device elements left in the borehole does not exceed the inner diameter of the
Источники информацииInformation sources
1. Татарский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности. Способ установки хвостовика обсадной колонны в скважине. /Патент SU №1813171. //Бюлл. изобр. №16, 1993.1. Tatar State Research and Design Institute of the Oil Industry. A method of installing a casing liner in a well. / Patent SU No. 1813171. // Bull. fig. No. 16, 1993.
2. Открытое акционерное общество «ГАЗПРОМ», Общество с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - ВНИИГАЗ». Устройство для подвески и герметизации потайной обсадной колонны. /Патент РФ №2279536. //Бюлл. изобр. №19, 2006.2. Open Joint-Stock Company GAZPROM, Limited Liability Company Scientific-Research Institute of Natural Gases and Gas Technologies - VNIIGAZ. Device for suspension and sealing of a secret casing string. / RF patent No. 2279536. // Bull. fig. No. 19, 2006.
3. ОАО «Тяжмаш» г.Рязань. Продукция завода / Каталог комплекса технических средств для крепления скважин хвостовиками 89, 102, 114, 127 мм./ Конструктивные особенности, устройство и описание работы технических средств, входящих в комплексы ПХН, ПХЦ, ПХЦМ / Подвеска хвостовика цементируемая защищенная ГТХЦЗ. http://www.tkpo.ryazan.ru/hvostphc/hvostphc.3.3.htm /ПРОТОТИП/.3. OAO Tyazhmash, Ryazan. Plant production / Catalog of a set of technical means for fastening wells with 89, 102, 114, 127 mm shanks / Design features, device and description of the operation of technical means included in the ПНН, ПХЦ, ПХЦМ complexes / Suspended shank suspension cemented protected ГТХЦЗ. http://www.tkpo.ryazan.ru/hvostphc/hvostphc.3.3.htm / PROTOTYPE /.
4. Терентьев С.В., Дудаладов А.К., Ванифатьев В.И., и др. Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине. /Патент РФ №2171366. //Опубл. 27.07.2001.4. Terentyev SV, Dudaladov AK, Vanifatyev VI, and others. A device for installing and sealing the liner of the casing string in the well. / RF patent No. 2171366. // Publ. 07/27/2001.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009144374/03A RU2441140C2 (en) | 2009-11-30 | 2009-11-30 | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2009144374/03A RU2441140C2 (en) | 2009-11-30 | 2009-11-30 | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2009144374A RU2009144374A (en) | 2011-06-10 |
RU2441140C2 true RU2441140C2 (en) | 2012-01-27 |
Family
ID=44736274
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2009144374/03A RU2441140C2 (en) | 2009-11-30 | 2009-11-30 | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2441140C2 (en) |
Cited By (11)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584258C1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-05-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for suspension and sealing blind casing |
RU2626108C2 (en) * | 2015-11-25 | 2017-07-21 | Геннадий Иосифович Геймаш | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen |
RU2658154C1 (en) * | 2017-08-14 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole |
RU198232U1 (en) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Packer suspension for attaching a shank with a drill pipe disconnect device |
RU2738052C1 (en) * | 2020-07-17 | 2020-12-07 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | Device for lowering suspension and cementing shank in well |
RU2747279C1 (en) * | 2020-10-07 | 2021-05-04 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Cemented liner hanger |
RU2748080C1 (en) * | 2020-10-23 | 2021-05-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Casing string valve |
RU2766980C1 (en) * | 2021-03-02 | 2022-03-16 | Алексей Владимирович Козлов | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string |
RU2768861C1 (en) * | 2020-12-16 | 2022-03-25 | Симойл Пте. Лтд. | Configuration of a runner tool for running, anchoring and sealing the suspension of a liner |
RU2770011C1 (en) * | 2021-11-12 | 2022-04-14 | Иван Валериевич Лесь | Device for running casing strings and method for its operation |
RU2791318C1 (en) * | 2022-06-28 | 2023-03-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Liner hanger |
Families Citing this family (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN116044354B (en) * | 2023-03-28 | 2023-09-26 | 东营市华科石油科技开发有限责任公司 | Interlayer interference-free water distribution regulator |
-
2009
- 2009-11-30 RU RU2009144374/03A patent/RU2441140C2/en active IP Right Revival
Cited By (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2584258C1 (en) * | 2015-01-27 | 2016-05-20 | Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" | Device for suspension and sealing blind casing |
RU2626108C2 (en) * | 2015-11-25 | 2017-07-21 | Геннадий Иосифович Геймаш | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen |
RU2658154C1 (en) * | 2017-08-14 | 2018-06-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственное предприятие "Горизонт" | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole |
RU198232U1 (en) * | 2019-12-02 | 2020-06-25 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Packer suspension for attaching a shank with a drill pipe disconnect device |
RU2738052C1 (en) * | 2020-07-17 | 2020-12-07 | Акционерное общество "Научно-производственное предприятие "Бурсервис" | Device for lowering suspension and cementing shank in well |
RU2747279C1 (en) * | 2020-10-07 | 2021-05-04 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Cemented liner hanger |
RU2748080C1 (en) * | 2020-10-23 | 2021-05-19 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Casing string valve |
RU2768861C1 (en) * | 2020-12-16 | 2022-03-25 | Симойл Пте. Лтд. | Configuration of a runner tool for running, anchoring and sealing the suspension of a liner |
RU2766980C1 (en) * | 2021-03-02 | 2022-03-16 | Алексей Владимирович Козлов | Device for suspension and cementing of liner in well with preliminary disconnection from transport string |
RU2770011C1 (en) * | 2021-11-12 | 2022-04-14 | Иван Валериевич Лесь | Device for running casing strings and method for its operation |
RU2791318C1 (en) * | 2022-06-28 | 2023-03-07 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Liner hanger |
RU2801376C1 (en) * | 2022-11-16 | 2023-08-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ГЕОПРОТЕК" | Casing runner drive unit |
RU2819027C1 (en) * | 2023-09-20 | 2024-05-08 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТОВ" | Device for cementing casing strings |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2009144374A (en) | 2011-06-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2441140C2 (en) | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well | |
US8997854B2 (en) | Swellable packer anchors | |
US9951579B2 (en) | Single-run well abandoning method and apparatus | |
CN102575512B (en) | Expandable liner tieback connection | |
US20100319427A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
CN104487652B (en) | Device and method for slim hole well | |
US20050217869A1 (en) | High pressure expandable packer | |
NO325410B1 (en) | Stroke indicator and method for specifying a stroke in expansion system with rudder-shaped feed | |
RU2005113714A (en) | FINISHING A WELL FOR ONE DOWN OF A PUMP AND COMPRESSOR COLUMN | |
US20150345249A1 (en) | Morphable Apparatus | |
CN105765157A (en) | Improved isolation barrier | |
RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
US6213217B1 (en) | Gas operated apparatus and method for maintaining relatively uniformed fluid pressure within an expandable well tool subjected to thermal variants | |
RU2658154C1 (en) | Device for lowering, fastening and cementing a shank in a side hole | |
CN108119107A (en) | Liner hanger sets instrument and its application method | |
RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
RU2386011C1 (en) | Hydra-mechanical packer | |
RU2290489C2 (en) | Mechanical packer for well with one or several formations (variants) | |
CN107605421B (en) | It is a kind of for be segmented control water process pipe string and its operational method | |
RU113785U1 (en) | DEVICE FOR INSTALLATION AND SEALING OF A HOLE OF A CASING HOLE IN A WELL | |
RU2343272C2 (en) | Cementing valve of casing string | |
CN210714586U (en) | Self-checking mechanical water plugging pipe column | |
RU2493353C1 (en) | Packer assembly | |
RU2483192C1 (en) | Drillable packer | |
RU2380513C1 (en) | Hydraulic installation device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FA94 | Acknowledgement of application withdrawn (non-payment of fees) |
Effective date: 20110524 |
|
FZ9A | Application not withdrawn (correction of the notice of withdrawal) |
Effective date: 20110615 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121201 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20151110 |