RU2459067C1 - Device for wellhead sealing - Google Patents
Device for wellhead sealing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459067C1 RU2459067C1 RU2011102692/03A RU2011102692A RU2459067C1 RU 2459067 C1 RU2459067 C1 RU 2459067C1 RU 2011102692/03 A RU2011102692/03 A RU 2011102692/03A RU 2011102692 A RU2011102692 A RU 2011102692A RU 2459067 C1 RU2459067 C1 RU 2459067C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- locking
- guide rod
- nodes
- well
- levers
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к газовой и нефтяной промышленности и может быть использовано в процессе строительства и ремонта нефтяных и газовых скважин, а также в аварийных ситуациях для герметизации устья сважин при ликвидации газовых, нефтяных и других выбросов под воздействием давления жидкогазовой среды при добыче полезных ископаемых.The invention relates to the gas and oil industry and can be used in the process of construction and repair of oil and gas wells, as well as in emergency situations for sealing the mouth of the wells during the elimination of gas, oil and other emissions under the influence of the pressure of the liquid-gas medium during mining.
Известен обратный клапан для бурильной колонны [1], включающий корпус, состоящий из ниппеля и переводника, связанных резьбовым соединением, установленное между ними составное седло в виде втулки, образующей с переводником кольцевую полость, и упругого эластомерного элемента, размещенного в полости с возможностью взаимодействия с кольцевым выступом цилиндрической втулки и ниппеля, а также расположенный со стороны последнего и контактирующий с седлом тарельчатый запорный орган, содержащий проходящий по оси переводника шток, в хвостовой части которого установлена пружина, поджимающая запорный орган к седлу, причем в проходном канале переводника выполнены ребра, причем шток выполнен в виде центрального стержня и обечайки, а ребра связывают их между собой, причем пружина размещена в цилиндрической кольцевой полости между обечайкой и переводником.A check valve for a drill string [1] is known, including a housing consisting of a nipple and a sub connected by a threaded connection, a composite saddle installed between them in the form of a sleeve forming an annular cavity with the sub, and an elastic elastomeric element placed in the cavity with the possibility of interaction with an annular protrusion of the cylindrical sleeve and nipple, as well as a disk-shaped locking element located on the side of the latter and in contact with the saddle, containing a rod extending along the axis of the sub in the tail Asti which a spring, biasing the valve plug against the valve seat, and a sub flow channel formed ribs, wherein the rod is formed as a central shaft and the sleeve and the ribs connect them together, the spring arranged in the cylindrical annular space between the shroud and sub.
Известное устройство [1] используется для перекрытия бурильных труб, выполненных в виде обратного клапана, при бурении, смене инструмента и ремонте скважин для предотвращения фонтанирования скважин.The known device [1] is used to block drill pipes made in the form of a non-return valve when drilling, changing tools and repairing wells to prevent flowing of wells.
Известно также устройство для герметизации устья скважины [2], содержащее цилиндрический корпус с центральным осевым ступенчатым и радиальным каналами, а также с присоединительными резьбами на концах, установленные в корпусе подпружиненное нижнее и верхнее седла, размещенный между ними с возможностью поворота шаровой запорный орган с осевым каналом и пазом на наружной поверхности, ось симметрии которого проходит через центр шарового запорного органа и перпендикулярна оси канала в нем, узел поворота шарового запорного органа в виде фигурной муфты, размещенной в радиальном канале корпуса, и узел фиксации в виде центрирующей втулки, опорных сухарей и стопорного кольца, устройство также снабжено узлом замера и сброса давления в виде управляемого клапана, выполненного с возможностью взаимодействия с ключом управления, размещенным над основным шаровым запорным органом дополнительным шаровым запорным органом с подпружиненным нижним и верхним седлами, узлами его поворота и фиксации, извлекаемой заглушкой и распорной втулкой с радиальными каналами на боковой поверхности, причем в корпусе дополнительно выполнены три радиальных канала, один из которых выполнен под нижним седлом основного шарового запорного органа, имеет ступенчатую форму с наименьшим внутренним диаметром со стороны центрального осевого канала корпуса и предназначен для размещения в нем управляемого клапана, второй выполнен над узлом фиксации основного шарового запорного органа и служит для размещения в нем узла поворота дополнительного шарового запорного органа, а третий служит для размещения в нем извлекаемой заглушки и выполнен между верхним седлом и узлом фиксации основного шарового запорного органа, при этом между последними установлена распорная втулка, а ступенчатый радиальный канал выполнен с внутренними резьбами, кроме ступени с наименьшим внутренним диаметром, причем управляемый клапан выполнен в виде цилиндрической пробки с наружной резьбой на боковой поверхности, ответной внутренней резьбе на средней ступени радиального канала, которая установлена в нем с возможностью осевого перемещения, при этом пробка выполнена со сквозными осевыми каналами и шлицевым соединением для управления клапаном на наружном торце.A device for sealing the wellhead [2] is also known, comprising a cylindrical body with a central axial stepped and radial channels, as well as connecting threads at the ends, a spring-loaded lower and upper saddles installed in the housing, and a ball locking member axially mounted between them to rotate channel and a groove on the outer surface, the axis of symmetry of which passes through the center of the ball locking element and is perpendicular to the axis of the channel in it, the rotation node of the ball locking body in the form of FIG. the coupling located in the radial channel of the housing, and the fixing unit in the form of a centering sleeve, support crackers and a retaining ring, the device is also equipped with a metering and pressure relief unit in the form of a controlled valve made with the possibility of interaction with a control key located above the main ball locking element additional spherical locking body with spring-loaded lower and upper saddles, nodes of its rotation and fixation, removable plug and spacer sleeve with radial channels on the side surface, p In addition, three radial channels are made in the casing, one of which is made under the lower saddle of the main spherical locking element, has a stepped shape with the smallest inner diameter on the side of the central axial channel of the casing and is designed to accommodate a controlled valve, the second is made over the fixation unit of the main spherical a locking body and serves to place in it a knot of rotation of an additional ball locking body, and the third serves to accommodate a removable plug in it and is made between the upper seat and the fixation unit of the main spherical locking element, while the spacer sleeve is installed between the latter and the stepped radial channel is made with internal threads, except for the step with the smallest internal diameter, and the controlled valve is made in the form of a cylindrical tube with an external thread on the lateral surface, reciprocal internal thread on the middle stage of the radial channel, which is installed in it with the possibility of axial movement, while the plug is made with through axial channels and splines m compound for controlling the valve at the outer end.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому устройству является известное устройство для наведения противовыбросового оборудования на устье фонтанирующей скважины [3], содержащее корпус, элементы фиксации корпуса относительно обсадной трубы на устье фонтанирующей скважины, гидравлический привод перемещения упомянутых элементов фиксации и элементы герметизации корпуса относительно упомянутой обсадной трубы, отличающееся тем, что на внутренней поверхности корпуса выполнена кольцевая расточка, гидравлический привод перемещения элементов фиксации выполнен в виде кольцевого поршня с двусторонним штоком, установленного в кольцевой расточке корпуса с возможностью образования ограниченной поверхностями штока, поршня и корпуса, полости обратного хода поршня для расфиксации корпуса относительно обсадной трубы, элементы герметизации корпуса относительно обсадной трубы выполнены в виде плашек превентора и размещены над гидравлическим приводом перемещения элементов фиксации корпуса относительно обсадной трубы, при этом надпоршневая часть штока размещена в верхней части корпуса с возможностью обеспечения защиты элементов герметизации от теплового и механического воздействия на них до окончания наведения противовыбросового оборудования на устье фонтанирующей скважины. Известное устройство [3] используется для ликвидации газовых и нефтяных фонтанов.Closest to the technical nature of the proposed device is a known device for guiding blowout equipment at the mouth of a gushing well [3], comprising a housing, fixing elements of the housing relative to the casing at the mouth of the flowing well, a hydraulic drive for moving said fixing elements and sealing elements of the housing relative to said casing pipes, characterized in that on the inner surface of the casing is made annular bore, the hydraulic drive ne The placement of the locking elements is made in the form of an annular piston with a double-sided rod installed in the annular bore of the housing with the possibility of forming limited by the surfaces of the rod, piston and the housing, the piston return cavity for fixing the housing relative to the casing, the sealing elements of the housing relative to the casing are made in the form of preventer and placed above the hydraulic actuator displacement of the fixing elements of the housing relative to the casing, while the piston part of the rod is placed and in the upper portion of the housing to provide a sealing protection elements from thermal and mechanical action on them to targeting closure BOP on the wellhead flowing. The known device [3] is used to eliminate gas and oil fountains.
Недостатками известных устройств [1, 2, 3] являются низкая надежность крепления внутри скважины, а также ограниченные возможности при эксплуатации.The disadvantages of the known devices [1, 2, 3] are the low reliability of fastening inside the well, as well as limited capabilities during operation.
Технический результат, заключающийся в устранении недостатков прототипа [3], а именно в повышении надежности крепления устройства внутри скважины и расширении возможностей за счет обеспечения регулируемого отбора жидкой и/или газовой среды после запирания скважины, достигается в предлагаемом устройстве для герметизации устья скважины, содержащем направляющую штангу, на которой расположены опорные элементы, стопорные узлы и запорные узлы, тем, что опорные элементы выполнены в виде кольцевых хомутиков, охватывающих направляющую штангу с возможностью фиксации положения, стопорные узлы содержат расположенную на направляющей штанге подпружиненные втулки с кинематически связанными с ними рычагами, на концах которых закреплены эксцентрики, выполненные в виде роликов, а запорный узел выполнен в виде подвижных створок, кинематически связанных с соответствующими втулками с обеспечением в рабочем положении перекрытия внутреннего сечения скважины, при этом нижняя часть направляющей штанги выполнена в виде штыря, на одной оси с которым жестко закреплен трубопровод, на верхнем конце которого установлен вентиль, а в боковой поверхности нижней части трубопровода выполнено отверстие, причем запорный узел закреплен над указанным отверстием.The technical result, which consists in eliminating the disadvantages of the prototype [3], namely, increasing the reliability of fastening the device inside the well and expanding capabilities by providing controlled selection of liquid and / or gas medium after locking the well, is achieved in the proposed device for sealing the wellhead containing a guide the rod on which the supporting elements, locking nodes and locking nodes are located, in that the supporting elements are made in the form of annular clamps covering the guide rod with the possibility of fixing the position, the locking assemblies contain spring-loaded bushings located on the guide rod with kinematically connected levers, eccentrics made in the form of rollers are fixed at their ends, and the locking assembly is made in the form of movable wings, kinematically connected with the corresponding bushings, ensuring working the overlapping position of the internal section of the well, while the lower part of the guide rod is made in the form of a pin, on the same axis with which the pipeline is rigidly fixed, on the upper m end of which is installed the valve, and the side surface of the lower portion of an opening of the pipeline, wherein the latch assembly is mounted over said opening.
При этом на внешней поверхности роликов экцентриков выполнена насечка с обеспечением в рабочем состоянии механического контакта с внутренней поверхностью трубы скважины, рычаги стопорных узлов расположены симметрично в поперечном сечении упомянутых узлов, а каждый стопорный узел содержит три рычага и три ролика.At the same time, a notch is made on the outer surface of the eccentric rollers to ensure mechanical contact with the inner surface of the well pipe in working condition, the levers of the locking nodes are symmetrically in the cross section of the nodes, and each locking node contains three levers and three rollers.
Технический результат достигается также тем, что устройство содержит два запорных узла, установленных на трубопроводе, под указанными запорными узлами на штыре направляющей штанги расположены два стопорных узла, а над запорными узлами на трубопроводе направляющей штанги установлен третий стопорный узел.The technical result is also achieved by the fact that the device contains two locking nodes installed on the pipeline, two locking nodes are located under the locking nodes on the guide rod pin, and a third locking node is installed above the locking nodes on the guide rod pipeline.
Повышение надежности перекрытия сечения скважины достигается также тем, что запорный узел содержит три симметрично расположенные по окружности подвижные створки.Improving the reliability of overlapping the cross section of the well is also achieved by the fact that the locking unit contains three movable leaves symmetrically located around the circumference.
Обеспечение удобства вставки направляющей штанги в скважину достигается тем, что вес устройства Рустр. удовлетворяет условию Рустр.>Fвыталк., где Fвыталк. - величина суммарной выталкивающей силы, воздействующей на устройство при введении направляющей штанги в устье скважины.Ensuring the convenience of inserting the guide rod into the well is achieved by the fact that the weight of the device P device. satisfies condition P device > F push. where F is a push. - the value of the total buoyant force acting on the device with the introduction of the guide rod at the wellhead.
Дополнительное повышение надежности перекрытия сечения скважины достигается тем, что по наружному контуру подвижных створок и в зонах их взаимного перекрытия расположены уплотнительные элементы.An additional increase in the reliability of overlapping the well section is achieved by the fact that the sealing elements are located along the outer contour of the movable flaps and in the zones of their mutual overlap.
Улучшение эксплуатационных возможностей достигается тем, что оно содержит электромеханический блок управления и вертикальные тяги, кинематически связанные с рычагами стопорных узлов и с подвижными створками запорных узлов.Improving operational capabilities is achieved by the fact that it contains an electromechanical control unit and vertical traction kinematically connected with the levers of the locking nodes and with the movable leaves of the locking nodes.
Сущность изобретения поясняется чертежами, The invention is illustrated by drawings,
где на фиг.1 изображено устройство при вставке его в скважину до перекрытия ее проходного сечения;where figure 1 shows the device when inserting it into the well to overlap its bore;
на фиг.2 показано устройство в рабочем состоянии с перекрытием проходного сечения скважины;figure 2 shows the device in working condition with the overlap of the borehole;
на фиг.3 приведено изображение запорного узла (вид в плане);figure 3 shows the image of the locking node (plan view);
на фиг.4 приведена фотография стопорного узла (вид сверху);figure 4 shows a photograph of the locking unit (top view);
на фиг.5 приведена фотография стопорного узла (вид сбоку);figure 5 shows a photograph of the locking unit (side view);
на фиг.6 приведена фотография опорного элемента (вид сверху);figure 6 shows a photograph of the support element (top view);
на фиг.7 приведена фотография пружины стопорного узла.Fig.7 shows a photograph of the spring of the locking assembly.
Устройство (фиг.1, 2) содержит направляющую штангу 1, на которой расположены опорные элементы 2, стопорные узлы 3 и запорные узлы 4.The device (figure 1, 2) contains a
Опорные элементы 2 выполнены в виде кольцевых хомутиков (фиг.6), охватывающих направляющую штангу 1 с возможностью фиксации положения.The supporting
Стопорные узлы (фиг.1, 2, 4, 5) содержат расположенную на направляющей штанге 1 подпружиненные с помощью пружин 5 (фиг.7) втулки 6 с кинематически связанными с ними рычагами 15, на концах которых закреплены эксцентрики, выполненные в виде роликов 8.The locking nodes (1, 2, 4, 5) contain located on the
Запорный узел 4 (фиг.1, 2, 3) выполнен в виде подвижных створок 7, кинематически связанных с соответствующими втулками 9 с обеспечением в рабочем положении перекрытия внутреннего сечения скважины 10.The locking node 4 (Fig.1, 2, 3) is made in the form of
Нижняя часть 11 направляющей штанги 1 (фиг.1, 2) выполнена в виде штыря, на одной оси с которым жестко закреплен трубопровод 12, на верхнем конце которого установлен вентиль 13, а в боковой поверхности нижней части трубопровода выполнено отверстие 14, при этом запорный узел 4 закреплен над отверстием 14.The
На внешней поверхности роликов 8 экцентриков выполнена насечка (на чертежах не показано) с обеспечением в рабочем состоянии механического контакта с внутренней поверхностью трубы скважины 10.A notch is made on the outer surface of the eccentric rollers 8 (not shown in the drawings) to ensure that mechanical contact with the inner surface of the
Рычаги 15 стопорных узлов 3 расположены симметрично в поперечном сечении упомянутых узлов.The
Каждый стопорный узел 3 содержит три рычага 15 и три ролика 8.Each
На фиг.1, 2 изображен вариант устройства, которое содержит два запорных узла 4, установленные на трубопроводе 12.Figure 1, 2 shows a variant of the device, which contains two
Под указанными запорными узлами 4 на направляющей штанге 1 расположены два стопорных узла 3, а над запорными узлами 4 на трубопроводе 12 направляющей штанги 1 установлен третий стопорный узел 3.Under these
Запорный узел 4 содержит три симметрично расположенные по окружности подвижные створки 7.The
Вес устройства Рустр. удовлетворяет условию Рустр.>Fвыталк., где Fвыталк. - величина суммарной выталкивающей силы, воздействующей на устройство при введении направляющей штанги 1 в устье скважины 10.Device weight P device satisfies condition P device > F push. where F is a push. - the value of the total buoyant force acting on the device with the introduction of the
По наружному контуру подвижных створок 7 и в зонах их взаимного перекрытия расположены уплотнительные элементы 16 и 17.
Устройство содержит также электромеханический блок 18 управления и вертикальные тяги 19, кинематически связанные посредством шарниров (не показаны) с рычагами 15 стопорных узлов 3 и с подвижными створками 7 запорных узлов 3. Тяги 19 проходят через отверстия 20 в створках 7, с которыми они также связаны через шарниры (на чертежах не показаны) без нарушения герметичности при закрывании створок 7. Наличие дополнительных шарниров 21 позволяет створкам отклоняться вверх.The device also contains an
Выход блока 18 управления подключен к управляющему входу вентиля 13, предназначенному для регулируемого отбора жидкой и/или газовой среды.The output of the
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Направляющая штанга 1 устройства наводится на устье скважины 10 при помощи грузоподъемного механизма (на чертежах не показан). При попадании нижней части 11 направляющей штанги 1 в обсадную трубу скважины, поскольку вес устройства Рустр. удовлетворяет условию Рустр.>Fвыталк., где Fвыталк. - величина суммарной выталкивающей силы, воздействующей на устройство, устройство опускается вниз. При этом рычаги 15 стопорных узлов 3 и подвижные створки 7 запорных узлов 4 находятся в крайнем нижнем положении и не препятствуют движению жидкой и/или газовой среды из скважины 10.The
После полного погружения устройства в скважину электромеханический блок 18 управления посредством подвижных тяг 19 перемещает рычаги 15 стопорных узлов 3 и подвижные створки 7 запорных узлов 4 в верхнее положение. Вместе с тем, на рычаги 15 и створки 7 снизу воздействует давление потока жидкой и/или газовой среды из скважины и они полностью отклоняются в крайнее верхнее положение.After the device is completely immersed in the well, the
Ролики 8, поверхность которых выполнена с насечкой, входят в соприкосновение с внутренней поверхностью трубы 10.The
Ролики 8 являются, по существу, эксцентриками (ось вращения роликов смещена относительно их геометрического центра на величину 5).The
При отклонении рычагов 15 вверх ролики вращаются вокруг своей смещенной оси и надежно «заклинивают» рычагами 15 устройство внутри скважины 10. Пружины 5 выполняют компенсирующую роль для трех рычагов 15.When the
При этом створки 7 запорных узлов 4, поворачиваясь на шарнирах 21, перемещаются вверх и закрывают канал скважины 10 путем взаимного перекрытия и за счет наличия уплотнительных элементов 16 и 17, а следовательно, перекрывают путь потоку жидкой и/или газовой среды.The
Наличие двух последовательно установленных по вертикали запорных узлов 4 повышает надежность перекрытия канала скважины 10.The presence of two sequentially installed vertically
Наличие отверстия 14 позволяет потоку потоку жидкой и/или газовой среды устремиться в трубу 12 и подняться до вентиля 13. Если вентиль 13 закрыт, то поток жидкой и/или газовой среды будет полностью остановлен, т.е. скважина 10 будет полностью «заглушена».The presence of the
Вентиль 13 позволяет осуществлять контролируемый и регулируемый отбор жидкой и/или газовой среды из скважины 10. При этом управление отбором осуществляется от блока 18 управления.The
Детали и узлы устройства изготавливаются из высокопрочной стали.Parts and components of the device are made of high strength steel.
Устройство прошло испытания и показало высокую надежность и удобство в эксплуатации.The device has been tested and has shown high reliability and ease of use.
Источники информацииInformation sources
1. Патент РФ №2107805, МПК Е21В 34/06 от 26.08,1996.1. RF patent №2107805, IPC ЕВВ 34/06 from 08/26/1996.
2. Патент РФ №2124114, МПК Е21В 33/03 от 15.04,1998.2. RF patent №2124114, IPC ЕВВ 33/03 of 04.15.1998.
3. Патент РФ №2098598, МПК Е21В 33/06 от 05.09,1995.3. RF patent №2098598, IPC ЕВВ 33/06 dated 05.09.1995.
Claims (9)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011102692/03A RU2459067C1 (en) | 2011-01-25 | 2011-01-25 | Device for wellhead sealing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011102692/03A RU2459067C1 (en) | 2011-01-25 | 2011-01-25 | Device for wellhead sealing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2459067C1 true RU2459067C1 (en) | 2012-08-20 |
Family
ID=46936715
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011102692/03A RU2459067C1 (en) | 2011-01-25 | 2011-01-25 | Device for wellhead sealing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2459067C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU744116A1 (en) * | 1976-09-30 | 1980-06-30 | Zykov Aleksandr V | Device for plugging a pumping string |
SU1084415A1 (en) * | 1982-12-24 | 1984-04-07 | Азербайджанский Ордена "Знак Почета" Научно-Исследовательский Институт Нефтяного Машиностроения | Well head sealing arrangement |
RU2010951C1 (en) * | 1991-09-30 | 1994-04-15 | Алексей Николаевич Белашов | Stopping reinforcement and apparatus for its forced setting on a well head structure of a blowing oil well |
US5361840A (en) * | 1993-04-26 | 1994-11-08 | Bruce Matthews | Well plugging apparatus and method |
RU2245986C2 (en) * | 2001-03-12 | 2005-02-10 | Ухтинский государственный технический университет | Packer |
-
2011
- 2011-01-25 RU RU2011102692/03A patent/RU2459067C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU744116A1 (en) * | 1976-09-30 | 1980-06-30 | Zykov Aleksandr V | Device for plugging a pumping string |
SU1084415A1 (en) * | 1982-12-24 | 1984-04-07 | Азербайджанский Ордена "Знак Почета" Научно-Исследовательский Институт Нефтяного Машиностроения | Well head sealing arrangement |
RU2010951C1 (en) * | 1991-09-30 | 1994-04-15 | Алексей Николаевич Белашов | Stopping reinforcement and apparatus for its forced setting on a well head structure of a blowing oil well |
US5361840A (en) * | 1993-04-26 | 1994-11-08 | Bruce Matthews | Well plugging apparatus and method |
RU2245986C2 (en) * | 2001-03-12 | 2005-02-10 | Ухтинский государственный технический университет | Packer |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7708066B2 (en) | Full bore valve for downhole use | |
US9328579B2 (en) | Multi-cycle circulating tool | |
RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
US20110203809A1 (en) | Wellbore bypass tool and related methods of use | |
US8291981B2 (en) | Shear open valve | |
US10472930B2 (en) | Downhole actuator | |
RU2614342C1 (en) | Return valve for drilling strings | |
RU2459067C1 (en) | Device for wellhead sealing | |
US11415237B2 (en) | Drill string safety valve device | |
US20150233209A1 (en) | Control line damper for valves | |
US20230392474A1 (en) | A pressure actuated valve for use during installation and commission of a production string | |
US10900322B2 (en) | Pilot and stopper inside a ball suitable for wellbore drilling operations | |
RU2499884C1 (en) | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation | |
RU164058U1 (en) | BORING CHECK VALVE | |
RU2735012C1 (en) | Hydromechanical double-sided action freefall with controlled activation force | |
RU2325508C2 (en) | Circulating valve | |
RU2190083C1 (en) | Straightway valve-shutoff device | |
RU2709852C1 (en) | Hydraulic device for selective processing | |
RU207559U1 (en) | Packer for pipeless operation of oil wells with a borehole pump | |
US20120273226A1 (en) | Annular pressure release sub | |
RU2794702C1 (en) | Mechanical circulation valve | |
RU2483196C1 (en) | Process circulating valve | |
US20170101852A1 (en) | Pilot inside a ball suitable for wellbore drilling operations | |
CN113090219B (en) | Downhole blowout preventer | |
RU2656644C1 (en) | Formation testing device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130126 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20140420 |