RU2499884C1 - Packer-anchor equipment for selective treatment of formation - Google Patents
Packer-anchor equipment for selective treatment of formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2499884C1 RU2499884C1 RU2012123559/03A RU2012123559A RU2499884C1 RU 2499884 C1 RU2499884 C1 RU 2499884C1 RU 2012123559/03 A RU2012123559/03 A RU 2012123559/03A RU 2012123559 A RU2012123559 A RU 2012123559A RU 2499884 C1 RU2499884 C1 RU 2499884C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- valve
- anchor
- housing
- equipment
- Prior art date
Links
Landscapes
- Piles And Underground Anchors (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для освоения и эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, проведения ремонтно-изоляционных работ и других технологических операций, а также селективной обработки пласта под давлением, поинтервальной опрессовки эксплуатационной колонны и поиска негерметичности с использованием двух пакеров.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for the development and operation of oil, gas and injection wells, repair and insulation works and other technological operations, as well as selective treatment of the reservoir under pressure, interval testing of the production string and the search for leaks using two packers.
Известен пакер, содержащий переводник, шток с центральным каналом, уплотнительный элемент, корпус и установленный в нем запорный орган - тарелку клапана с уплотнительным кольцом, пружины, упор с проточными отверстиями и гайку, при помощи которой подвижно закреплена тарелка клапана (патент №1027365, МПК E21B 33/12, опубл. 07.07.1983 г.).A known packer containing a sub, a stem with a central channel, a sealing element, a housing and a locking member installed therein is a valve plate with a sealing ring, springs, an emphasis with flow holes and a nut with which the valve plate is movably fixed (patent No. 1027365, IPC E21B 33/12, publ. 07/07/1983).
К недостаткам данного пакера относится попадание твердых частиц (песка, шлама) в посадочные поверхности между подпружиненной тарелкой и седлом клапана, что приводит к нарушению герметичности и размыву посадочных мест клапана. Кроме того, при создании избыточного внутритрубного давления над пакером тарелка перемещается вниз, сжимая пружину. В результате подпакерная зона сообщается с надпакерной и нарушается герметичность нижнего пакера двухпакерной компоновки. Также к недостаткам известного пакера относится то, что под воздействием агрессивной среды возможны разрушение и слом пружины. Впоследствии срыв пакера будет затруднен, что может привести к возникновению аварийной ситуации.The disadvantages of this packer include the ingress of solid particles (sand, sludge) in the seating surface between the spring plate and the valve seat, which leads to a violation of the tightness and erosion of the valve seats. In addition, when creating excessive in-line pressure above the packer, the plate moves down, compressing the spring. As a result, the sub-packer zone communicates with the over-packer and the tightness of the lower packer of the two-packer arrangement is violated. The disadvantages of the known packer include the fact that under the influence of an aggressive environment, destruction and breaking of the spring are possible. Subsequently, the failure of the packer will be difficult, which can lead to an emergency.
Известен пакер, выбранный за прототип, содержащий шток, уплотнительный элемент, переводник и корпус, установленные соответственно над и под уплотнительным элементом, а также поршень с уплотнительным кольцом, выполняющие функцию запорного клапана, установленные в корпусе пакера. Запорный клапан устанавливают к нижнему пакеру. Запорный клапан жестко связан с корпусом и наружный диаметр поршневого элемента не больше внутреннего диаметра штока (патент №2002033, МПК E21B 33/12, опубл. 30.10.1993 г.).Known packer, selected for the prototype, containing a rod, a sealing element, a sub and a housing mounted respectively above and below the sealing element, as well as a piston with a sealing ring that perform the function of a shut-off valve installed in the packer body. The shutoff valve is installed to the lower packer. The shut-off valve is rigidly connected to the housing and the outer diameter of the piston element is not larger than the inner diameter of the stem (patent No.2002033, IPC E21B 33/12, publ. 30.10.1993).
Недостатком известного пакера является отсутствие раздвижных опор, необходимых для предотвращения затекания уплотнительного элемента в кольцевой зазор между корпусом пакера и стенками скважины. Также к недостаткам данного пакера относится отсутствие возможности передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, а также отсутствие возможности удерживания пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления.A disadvantage of the known packer is the lack of sliding bearings necessary to prevent the sealing element from flowing into the annular gap between the packer body and the borehole walls. The disadvantages of this packer include the inability to transmit torque to the pipe string or equipment installed under the packer, as well as the inability to keep the packer from moving downward while creating high pressure drops.
Техническим результатом, достигаемым при использовании данного изобретения, является повышение эффективности проводимых в скважине работ, в частности, работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечение возможности передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантирование надежного удерживания пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечение герметичного перекрытия проходного канала пакера.The technical result achieved by using this invention is to increase the efficiency of work carried out in the well, in particular, work related to the selective treatment of the formation, interval testing of the production string, the search for leaks using two packers, and the possibility of transmitting torque to the pipe string or equipment installed under the packer, guaranteeing reliable retention of the packer from moving down while creating high pressure drops, ensuring sealed shut-off channel of the packer.
Для достижения поставленного технического результата в пакерно-якорном оборудовании для селективной обработки пласта, содержащем шток, уплотнительный элемент, корпус, переводник, клапан, согласно изобретению, на штоке пакера установлены составной уплотнительный элемент, верхний и нижний конуса, сверху и снизу от конусов размещены, соответственно, верхний и нижний кожухи, в пазах которых установлены соответственно верхние и нижние опоры, прижатые к штоку пружинами через верхний и нижний упоры и шайбы, причем верхний кожух соединен с корпусом, в пазу которого имеется шпонка, а к нижнему кожуху прикреплен переводник, соединенный с гидравлическим якорем, к нижней части которого прикреплен корпус клапана, внутри которого установлены защитные кольца с уплотнительной манжетой, поджатой снизу гайкой и контргайкой, а к нижней части клапана прикреплен механический якорь, при этом внутри оборудования содержится устройство герметизации клапана с возможностью взаимодействия с внутренней частью клапана, зафиксированное в верхнем переводнике через упор и включающее стержень, штангу, на которую установлен фиксатор и контргайку, прикрепленную к верхней части устройства герметизации клапана.To achieve the technical result in packer-anchor equipment for selective treatment of the formation, containing the rod, sealing element, housing, sub, valve, according to the invention, a composite sealing element is installed on the packer rod, the upper and lower cones are placed, above and below the cones, respectively, the upper and lower casings, in the grooves of which are installed the upper and lower bearings, pressed to the rod by springs through the upper and lower stops and washers, the upper casing being connected to the core a whisker, in the groove of which there is a key, and an adapter connected to a hydraulic anchor is attached to the lower casing, the valve body is attached to the lower part, inside of which there are protective rings with a sealing collar, a nut and a lock nut pressed in from below, and a mechanical one is attached to the lower part of the valve an anchor, while inside the equipment contains a valve sealing device with the ability to interact with the inside of the valve, fixed in the upper sub through the stop and including a rod, head Gu, on which is mounted a clamp and lock nut attached to the upper portion of the valve of the sealing device.
На чертеже представлено пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта.The drawing shows a packer-anchor equipment for selective treatment of the reservoir.
Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта состоит из пакера, гидравлического якоря, клапана, механического якоря и устройства герметизации клапана.Packer-anchor equipment for selective formation treatment consists of a packer, hydraulic anchor, valve, mechanical anchor and valve sealing device.
Пакер включает в себя составной уплотнительный элемент 1 (фиг.), установленный совместно с кольцами (на фиг. не показаны) или без них, верхним 2 и нижним 3 конусами на штоке 4. Сверху и снизу от верхнего 2 и нижнего 3 конусов размещены, соответственно, верхний 5 и нижний 6 кожухи. В пазах верхнего кожуха 5 установлены верхние опоры 7, 8. В пазах нижнего кожуха 6 установлены нижние опоры 9, 10. Верхние 7, 8 и нижние 9, 10 опоры предназначены для предотвращения затекания уплотнительного элемента 1 в кольцевой зазор между пакером и стенкой эксплуатационной колонны. Верхние 7,8 и нижние 9, 10 опоры прижаты к штоку 4 пружинами 11, соответственно, через верхний 12 и нижний 13 упоры и шайбы 14. Верхний 5 и нижний 6 кожухи соединены, соответственно, с корпусом 15 и нижним переводником 16. К корпусу 15, снабженному шпонкой 17, сверху присоединен верхний переводник 18. Шпонка 17 служит для передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленное под пакером.The packer includes a composite sealing element 1 (Fig.), Installed together with or without rings (not shown in Fig.), The upper 2 and lower 3 cones on the rod 4. Above and below the upper 2 and lower 3 cones are placed, respectively, the upper 5 and lower 6 casings. Upper supports 7, 8 are installed in the grooves of the upper casing 5. Lower supports 9, 10 are installed in the grooves of the lower casing 6. The upper 7, 8 and lower 9, 10 supports are designed to prevent the sealing element 1 from flowing into the annular gap between the packer and the production casing wall . The upper 7.8 and lower 9, 10 bearings are pressed against the stem 4 by springs 11, respectively, through the upper 12 and lower 13 stops and washers 14. The upper 5 and lower 6 casings are connected, respectively, with the housing 15 and the lower sub 16. To the housing 15, equipped with a key 17, an upper sub 18 is connected from above. The key 17 serves to transmit torque to the pipe string or equipment installed under the packer.
К нижнему переводнику 16 снизу присоединен гидравлический якорь, имеющий сообщение с надпакерным пространством. Гидравлический якорь служит для более надежного удержания пакера от перемещения вниз при создании высокого давления над пакером. Гидравлический якорь состоит из корпуса 19, в отверстия которого вставлены плашки 20. Плашки 20 уплотнены резиновыми кольцами с защитными шайбами 21 и прижаты к корпусу пружинами 22. Пружины 22 удерживаются планками 23, которые крепятся к корпусу 19 винтами 24.A hydraulic anchor is connected to the lower sub 16 from below, having communication with the overpacker space. A hydraulic anchor serves to more reliably keep the packer from moving downward while creating high pressure above the packer. The hydraulic anchor consists of a housing 19, in the openings of which dies are inserted 20. The dies 20 are sealed with rubber rings with protective washers 21 and pressed against the housing by springs 22. The springs 22 are held by straps 23 that are attached to the housing 19 by screws 24.
Гидравлический якорь прикреплен к клапану. Клапан состоит из корпуса 25, внутри которого установлены уплотнительная манжета 26, поджатая снизу гайкой 27 и контргайкой 28. Уплотнительная манжета 26 поджата с обеих сторон защитными кольцами (на фиг. не показаны).A hydraulic anchor is attached to the valve. The valve consists of a housing 25, inside of which a sealing collar 26 is installed, pressed from below by a nut 27 and a lock nut 28. The sealing collar 26 is pressed on both sides by protective rings (not shown in Fig.).
Внутри пакерно-якорного оборудования имеется устройство герметизации клапана, зафиксированное в верхнем переводнике 18 пакера через упор 29. Клапан и устройство герметизации клапана образуют вместе клапанный узел, служащий для изоляции нижней полости пакера от верхней. Устройство герметизации клапана состоит из соединенных между собой штанги 30 и стержня 31, фиксатора 32, установленного на штангу 30, и контргайки 33, накрученной на верхнюю часть устройства герметизации клапана. Контргайка 33 служит для регулирования положения устройства герметизации клапана. Цель регулирования - обеспечение вхождения стержня 31 в уплотнительную манжету 26 клапана на необходимую глубину, гарантирующую герметичность клапанного узла. Регулирование требуется, например, после соединения между собой составных частей пакерно-якорного оборудования, т.к. на практике возможно отклонение общей длины оборудования от заданной длины, возникающее вследствие погрешностей при сборке резьбовых соединений. Возможность регулирования, при необходимости, места установки контргайки по всей длине резьбы в зависимости от конкретных условий, позволяет произвести надежную герметизацию проходного канала пакера.Inside the packer-anchor equipment there is a valve sealing device fixed in the upper packer sub 18 through the stop 29. The valve and the valve sealing device together form a valve assembly serving to isolate the lower cavity of the packer from the upper. The valve sealing device consists of interconnected rods 30 and rod 31, a latch 32 mounted on the rod 30, and a lock nut 33 screwed onto the top of the valve sealing device. Locknut 33 is used to adjust the position of the valve sealing device. The purpose of regulation is to ensure that the shaft 31 enters the valve sealing sleeve 26 to the required depth, which guarantees the tightness of the valve assembly. Regulation is required, for example, after connecting together the components of the packer-anchor equipment, as in practice, a deviation of the total length of the equipment from a given length is possible due to errors in the assembly of threaded joints. The ability to control, if necessary, the installation location of the locknut along the entire length of the thread, depending on the specific conditions, allows reliable sealing of the packer passage channel.
К корпусу 25 клапана снизу присоединен механический якорь. Механический якорь предназначен для удерживания пакера от перемещения вниз. Механический якорь состоит из корпуса 34 и ствола 35, на верхний конец которого навинчен конус 36. Плашки 37 размещены в пазах корпуса 34 и прижаты к стволу 35 пружинами 38. В пазах корпуса 34 установлены подпружиненные планки 39, удерживаемые на корпусе 34 покрышками 40 при помощи винтов 41. На стволе 35 установлена, с возможностью свободного вращения, втулка 42. Внутри втулки 42 размещен фиксатор 43, концевая часть которого постоянно находится внутри фигурного паза ствола 34. Втулка 42 размещена внутри колпака 44, накрученного на нижнюю часть корпуса 34.A mechanical armature is attached to the valve body 25 from below. A mechanical anchor is designed to hold the packer from moving down. The mechanical anchor consists of a housing 34 and a barrel 35, the cone 36 is screwed onto its upper end. The dies 37 are placed in the grooves of the housing 34 and are pressed against the barrel 35 by springs 38. Spring-loaded straps 39 are mounted in the grooves of the housing 34, held on the housing 34 by tires 40 by screws 41. On the barrel 35 is installed, with the possibility of free rotation, the sleeve 42. Inside the sleeve 42 there is a latch 43, the end part of which is constantly inside the curly groove of the barrel 34. The sleeve 42 is placed inside the cap 44, wound on the lower part of the housing 34.
Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта работает следующим образом.Packer-anchor equipment for selective treatment of the reservoir works as follows.
Пакерно-якорное оборудование для селективной обработки пласта, состоящее из пакера, гидравлического якоря, клапана, механического якоря и устройства герметизации клапана, спускают в скважину на колонне труб на требуемую глубину.Packer-anchor equipment for selective formation treatment, consisting of a packer, hydraulic anchor, valve, mechanical anchor and valve sealing device, is lowered into the well on the pipe string to the required depth.
Перевод пакера в рабочее положение производят осевыми манипуляциями колонны труб известным способом. Колонну труб приподнимают на определенную высоту, затем разгружают, при этом штанга 30 с навинченным на нее стержнем 31 перемещается вниз, вместе с верхней подвижной частью пакера. При этом стержень 31 входит в уплотнительную манжету 26 клапана и изолирует верхнюю внутреннюю полость пакера от нижней. Одновременно с этим ствол 35 с конусом 36 перемещаются вниз относительно корпусных деталей якоря. Конус 36, соприкасаясь с плашками 37 и сжимая пружины 38, перемещает плашки 37 в радиальном направлении до зацепления со стенками эксплуатационной колонны. Также под действием сжимающей нагрузки составной уплотнительный элемент 1 увеличивается до внутреннего диаметра эксплуатационной колонны и герметизируют межтрубное пространство. Одновременно верхние 7, 8 и нижние 9, 10 опоры перемещаются в радиальном направлении и перекрывают кольцевое пространство между наружным диаметром верхнего 5 и нижнего 6 кожухов и внутренним диаметром эксплуатационной колонны.The transfer of the packer to the working position is performed by axial manipulations of the pipe string in a known manner. The pipe string is lifted to a certain height, then unloaded, while the rod 30 with the rod 31 screwed onto it moves down, together with the upper movable part of the packer. In this case, the rod 31 enters the sealing lip of the valve 26 and isolates the upper internal cavity of the packer from the lower. At the same time, the barrel 35 with the cone 36 is moved down relative to the body parts of the anchor. The cone 36, in contact with the dies 37 and compressing the springs 38, moves the dies 37 in the radial direction until it engages with the walls of the production string. Also, under the action of a compressive load, the composite sealing element 1 increases to the inner diameter of the production string and the annulus is sealed. At the same time, the upper 7, 8 and lower 9, 10 bearings move in the radial direction and overlap the annular space between the outer diameter of the upper 5 and lower 6 casings and the inner diameter of the production casing.
Якорь гидравлический приводят в действие путем подачи давления в колонну труб. Под действием давления плашки 20 гидравлического якоря выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенки эксплуатационной колонны.The hydraulic anchor is actuated by applying pressure to the pipe string. Under pressure, the dies 20 of the hydraulic armature extend outward in the radial direction and penetrate into the walls of the production string.
Для перевода гидравлического якоря в транспортное положение прекращают подачу жидкости в трубы. При этом плашки 20 возвращаются в исходное положение под действием пружин 22, в результате происходит освобождение гидравлического якоря.To transfer the hydraulic anchor to the transport position, the fluid supply to the pipes is stopped. In this case, the dies 20 return to their original position under the action of the springs 22, as a result, the hydraulic armature is released.
Для перевода пакера в транспортное положение производят подъем колонны труб. Стержень 31 выходит из уплотнительной манжеты 26 клапана, происходит выравнивание давления в надпакерном и подпакерном пространствах через внутреннюю полость пакера. При этом верхние 7, 8 и нижние 9, 10 опоры под действием усилия пружин 11 перемещаются в транспортное положение. Составной уплотнительный элемент 1 принимает первоначальное положение.To transfer the packer to the transport position, the pipe string is lifted. The rod 31 leaves the sealing sleeve 26 of the valve, the pressure is equalized in the above-packer and under-packer spaces through the inner cavity of the packer. In this case, the upper 7, 8 and lower 9, 10 bearings under the action of the force of the springs 11 are moved to the transport position. The composite sealing element 1 takes its initial position.
Производят дальнейший подъем колонны труб, при котором конус 36 и ствол 35 механического якоря перемещаются вверх относительно корпусных деталей механического якоря, освобождая плашки 37. Плашки 37 под действием усилия пружины 38 устанавливаются в прежнее положение. Механический якорь принимает транспортное положение.A further rise of the pipe string is made, in which the cone 36 and the barrel 35 of the mechanical armature move upward relative to the body parts of the mechanical armature, freeing the dies 37. The dies 37 are set in the same position by the force of the spring 38. The mechanical anchor assumes a transport position.
Таким образом, заявляемое изобретение позволяет повысить эффективность проводимых в скважине работ, в частности, работ, связанных с селективной обработкой пласта, поинтервальной опрессовкой эксплуатационной колонны, поиском негерметичности с использованием двух пакеров, обеспечить возможность передачи крутящего момента на колонну труб или оборудование, установленные под пакером, гарантировать надежное удерживание пакера от перемещения вниз при создании высоких перепадов давления, обеспечить герметичное перекрытие проходного канала пакера.Thus, the claimed invention improves the efficiency of work carried out in the well, in particular, work related to the selective treatment of the formation, interval testing of the production string, the search for leaks using two packers, to ensure the possibility of transmitting torque to the pipe string or equipment installed under the packer , to guarantee reliable retention of the packer from moving downward when creating high pressure drops, to ensure tight closure of the passage channel la packer.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012123559/03A RU2499884C1 (en) | 2012-06-06 | 2012-06-06 | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2012123559/03A RU2499884C1 (en) | 2012-06-06 | 2012-06-06 | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2499884C1 true RU2499884C1 (en) | 2013-11-27 |
Family
ID=49710545
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2012123559/03A RU2499884C1 (en) | 2012-06-06 | 2012-06-06 | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2499884C1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104265235A (en) * | 2014-09-15 | 2015-01-07 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | Hydraulic-setting large-size detachable insertion tube packer |
| RU2574633C1 (en) * | 2014-10-17 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development and pulsed treatment of producing formation in borehole |
| CN106246134A (en) * | 2016-08-30 | 2016-12-21 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | A kind of High Temperature High Pressure retrievable formation testing packer |
| CN107448170A (en) * | 2017-09-07 | 2017-12-08 | 中国石油大学(华东) | From the packing stepless fracturing sliding bush device of binary channels hydraulic control |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1027365A1 (en) * | 1982-01-07 | 1983-07-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Packer |
| RU2002033C1 (en) * | 1991-02-07 | 1993-10-30 | Нагуманов Марат Мирсатович | Packer |
| RU2165004C2 (en) * | 1999-01-12 | 2001-04-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российского акционерного общества "Газпром" | Packer |
| RU2191250C1 (en) * | 2001-09-28 | 2002-10-20 | Закрытое акционерное общество завод "Измерон" | Device for mechanical setting of packer |
| RU78515U1 (en) * | 2008-07-07 | 2008-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭРДИ Тулз" (ООО "ЭРДИ Тулз") | HYDROMECHANICAL PACKER |
| US7735549B1 (en) * | 2007-05-03 | 2010-06-15 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Drillable down hole tool |
-
2012
- 2012-06-06 RU RU2012123559/03A patent/RU2499884C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1027365A1 (en) * | 1982-01-07 | 1983-07-07 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Packer |
| RU2002033C1 (en) * | 1991-02-07 | 1993-10-30 | Нагуманов Марат Мирсатович | Packer |
| RU2165004C2 (en) * | 1999-01-12 | 2001-04-10 | Всероссийский научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий Российского акционерного общества "Газпром" | Packer |
| RU2191250C1 (en) * | 2001-09-28 | 2002-10-20 | Закрытое акционерное общество завод "Измерон" | Device for mechanical setting of packer |
| US7735549B1 (en) * | 2007-05-03 | 2010-06-15 | Itt Manufacturing Enterprises, Inc. | Drillable down hole tool |
| RU78515U1 (en) * | 2008-07-07 | 2008-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЭРДИ Тулз" (ООО "ЭРДИ Тулз") | HYDROMECHANICAL PACKER |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104265235A (en) * | 2014-09-15 | 2015-01-07 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | Hydraulic-setting large-size detachable insertion tube packer |
| CN104265235B (en) * | 2014-09-15 | 2017-06-30 | 四机赛瓦石油钻采设备有限公司 | A kind of hydraulic setting big orifice retrievable insertion pipe packer |
| RU2574633C1 (en) * | 2014-10-17 | 2016-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development and pulsed treatment of producing formation in borehole |
| CN106246134A (en) * | 2016-08-30 | 2016-12-21 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | A kind of High Temperature High Pressure retrievable formation testing packer |
| CN107448170A (en) * | 2017-09-07 | 2017-12-08 | 中国石油大学(华东) | From the packing stepless fracturing sliding bush device of binary channels hydraulic control |
| CN107448170B (en) * | 2017-09-07 | 2019-09-17 | 中国石油大学(华东) | From the packing stepless fracturing sliding bush device of binary channels hydraulic control |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2107806C1 (en) | Pipe testing valve and method for removing testing string from permanent packer | |
| RU2516708C2 (en) | Subsurface safety valve | |
| US20120024536A1 (en) | Wellhead tree pressure limiting device | |
| CN104499993B (en) | Dual-flap-valve type downhole safety valve | |
| US10458203B2 (en) | Pressure cycle actuated injection valve | |
| RU154511U1 (en) | PACKER DRILLING WITH A LANDING TOOL | |
| RU2477781C1 (en) | Hydraulic anchor | |
| RU2499884C1 (en) | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation | |
| US11142993B2 (en) | Testable back pressure valve and pressure testing system therefor | |
| CN103061707B (en) | Underground circulating switch valve | |
| RU2533394C1 (en) | Cut-off valve | |
| RU2539504C1 (en) | Device for injection of fluid into bed | |
| RU120998U1 (en) | PACKER WITH VALVE | |
| CN205823223U (en) | A kind of well head annular space sealing device | |
| US3726341A (en) | Petroleum well tubing safety valve | |
| RU2560035C1 (en) | Bypass valve | |
| RU2290489C2 (en) | Mechanical packer for well with one or several formations (variants) | |
| RU128896U1 (en) | DEVICE FOR TRANSFER OF WELLS, INCLUDING WATERFILLED, TO OPERATION ON TWO LIFT COLUMNS | |
| RU148471U1 (en) | MECHANICAL PACKER OF BILATERAL ACTION WITH THE POSSIBILITY OF INSTALLATION AT SMALL DEPTH | |
| RU2283940C1 (en) | Casing pipe air-tightness control device | |
| RU129983U1 (en) | MECHANICAL ANCHOR PACKER | |
| RU2371567C1 (en) | Localisation method of leakage areas of production string | |
| CN112065324B (en) | Leak-proof valve well completion tool | |
| RU2528474C1 (en) | Universal valve | |
| RU2612398C1 (en) | Horizontal wells packer |