RU2501937C1

RU2501937C1 - Method and equipment for optimisation of formation fluid mining process or maintenance of formation pressure

Info

Publication number: RU2501937C1
Application number: RU2012118869/03A
Authority: RU
Inventors: Марат Хуснуллович Аминев; Александр Владимирович Лукин
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority date: 2012-05-05
Filing date: 2012-05-05
Publication date: 2013-12-20
Also published as: RU2012118869A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method involves lowering to a well of underground equipment layout, installation of a packer or an anchor, and operation of the layout. According to the invention, the layout is lowered to the well. When design depth is reached, the packer or the anchor is installed at the specified interval by unloading of the weight of pipe string, the first mark is made on the pipe string at the level of a flange of a wellhead tap, the pipe string is lifted a little from the first mark by a certain value, the pipe string is lowered to the first mark, and packer or anchor installation is performed. The pipe string is pulled to the specified value, the second mark is made on the pipe string at the level of the flange of the wellhead tap, the packer or the anchor is removed by pulling the pipe string, distance from upper coupling of the pipe string to the second mark and distance between the first and the second marks is measured. The pipe string is fitted by means of connection pipes or installation place of the packer or the anchor is changed so that runout of upper thread of an adapter is at the level of the second mark. Seizure is performed by means of a slider under upper coupling of the pipe string, the coupling is disconnected from the stock, on bridges there inserted is the device assembled with the adapter into a feedthrough hole of a face plate, and its movement throughout the stock length is checked. When there is not enough device stock length, the stock is elongated by means of a connection pipe, the coupling and stock are connected to each other, a ball is placed in the inner cavity of the device, a swivel head is screwed into the coupling, and the face plate is suspended by means of a sling to a hook block. Seizure is performed by means of an elevator under the coupling of the device assembled together with the adapter and the face plate. On upper coupling of the pipe string there threaded is the adapter assembled with the device and freely moving on the device with the face plate, the pipe string is lifted a little, a mark is made on it, at the distance from runout of upper thread of the adapter, which is equal to distance between the first and the second marks, repeated installation of the packer or the anchor is performed. The pipe string is pulled till the outlet of upper thread of the adapter above the flange of wellhead tap, a face plate is screwed on upper thread of the adapter, the face plate is lowered onto the flange of wellhead tap and the wellhead is sealed. Pressure of certain value is created in inner cavity of the device through the swivel head, under action of which a piston overcomes resistance of a spring ring and is moved downwards so that latches are released. The pipe string is pulled for release of latches engaged with the adapter, and the device is removed from the adapter.

EFFECT: possibility of pulling the pipe string over proper weight so that sealing of the well head is provided.

2 cl

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и предназначено для установки подземного скважинного оборудования в нагнетательных, нефтяных, газовых или газоконденсатных скважинах и натяжения колонны труб сверх собственного веса.The invention relates to the oil and gas industry and is intended for the installation of underground downhole equipment in injection, oil, gas or gas condensate wells and the tension of the pipe string in excess of its own weight.

Известен способ добычи нефти штанговыми скважинными насосами, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), штанг, скважинного насоса, эксплуатацию штанговой насосной установки (Силаш А.П. «Добыча и транспорт нефти и газа». Часть 1, М.: «Недра», 1980 г., стр.151-152, Абдуллин Ф.С. «Добыча нефти и газа» М.: «Недра», 1983 г., стр.158-159).A known method of oil production by sucker rod pumps, including the descent into the well of a string of tubing, tubing, well pump, operation of a sucker rod pump unit (AP Silash “Oil and gas production and transport.” Part 1, M. : “Nedra”, 1980, pp. 151-152, F. Abdullin “Oil and gas production”, M .: “Nedra”, 1983, pp. 158-159).

Недостатком известного способа является неустойчивость низа НКТ из-за периодически прикладываемых к глубинному насосному оборудованию нагрузок. Также к недостаткам относится интенсивный износ труб и штанг, плунжерной пары насоса вследствие изгиба и деформации колонны насосно-компрессорных труб.The disadvantage of this method is the instability of the bottom of the tubing due to periodically applied to the deep pumping equipment loads. The disadvantages include the intense wear of pipes and rods, the plunger pair of the pump due to bending and deformation of the tubing string.

Известен механизированный способ эксплуатации скважины, включающий спуск в скважину колонны труб, штанг, скважинного насоса, при необходимости других элементов, например, хвостовика, газового или газопесочного якоря, якоря для фиксации труб в обсадной колонне и т.п., установку якоря и эксплуатацию штанговой насосной установки (Чичеров В.Л., Молчанов А.Г. «Нефтепромысловые машины и механизмы», М.: «Недра», 1983 г., стр.34-38; Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти», М.: «Нефть и газ», 2003 г., стр.588-590).There is a well-known mechanized method of operating a well, including the descent into the well of a string of pipes, rods, a downhole pump, and, if necessary, other elements, for example, a liner, gas or gas sand anchor, an anchor for fixing pipes in the casing, etc., installing the armature and operating the rod pump installation (Chicherov V.L., Molchanov A.G. “Oilfield machines and mechanisms”, M .: “Nedra”, 1983, pp. 34-38; Mishchenko IT “Borehole oil production”, M .: “Oil and gas”, 2003, pp. 588-590).

Недостатками известного способа являются уменьшение коэффициента заполнения насоса, увеличение трения между колонной штанг и колонной труб, износ пары плунжер-цилиндр из-за отсутствия возможности натяжения колонны труб сверх собственного веса.The disadvantages of this method are the decrease in the fill factor of the pump, the increase in friction between the rod string and the pipe string, the wear of the plunger-cylinder pair due to the inability to tension the pipe string over its own weight.

Известен способ поддержания пластового давления, включающий спуск в скважину колонны труб и закачку воды из водозаборных скважин в нагнетательные (Абдулин Ф.С. «Добыча нефти и газа», М.: «Недра», 1983 г., стр.60-61).A known method of maintaining reservoir pressure, including the descent into the well of a string of pipes and pumping water from water wells into injection wells (Abdulin FS "Oil and gas production", M .: "Nedra", 1983, pp. 60-61) .

Недостатком известного способа является отсутствие установленного над пластом под закачку пакера, необходимого для защиты колонны труб от воздействия высокого давления закачки рабочего агента в пласт.The disadvantage of this method is the lack of a packer installed above the formation for injection of the packer, which is necessary to protect the pipe string from the effects of high pressure injection of the working agent into the formation.

Известен способ поддержания пластового давления, включающий спуск на колонне труб пакера, установку пакера и закачку воды в пласт по колонне труб (Каплан Л.С. «Оператор по добыче нефти и попутного газа», Учеб. пособие для операторов. Уфа, 2005 г., стр.318).A known method of maintaining reservoir pressure, including the descent of the packer pipe on the string, installing the packer and pumping water into the reservoir along the pipe string (L. Kaplan, “Oil and associated gas production operator”, Textbook for operators. Ufa, 2005 , p. 318).

Недостатком известного способа является отсутствие возможности натяжения колонны труб сверх собственного веса, отсутствие возможности герметизации устья при заданном усилии натяжения колонны труб.The disadvantage of this method is the lack of the possibility of tensioning the pipe string in excess of its own weight, the inability to seal the mouth at a given pulling force of the pipe string.

Техническим результатом предлагаемого изобретения является возможность натяжения колонны труб сверх собственного веса, обеспечение герметизации устья при заданном усилии натяжения колонны труб при осуществлении процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления. Также техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение дебита скважины, эксплуатируемой штанговым глубинным насосом за счет увеличения коэффициента заполнения насоса и коэффициента подачи насоса, уменьшение износа пары плунжер-цилиндр и снижение трения между колонной штанг и колонной труб при добыче пластового флюида при помощи штангового насоса. Натяжение колонны труб при помощи предлагаемого устройства значительно снижает вероятность истирания и обрывности штанг.The technical result of the invention is the possibility of tensioning the pipe string over its own weight, ensuring sealing of the mouth at a given pulling force of the pipe string during the process of producing reservoir fluid or maintaining reservoir pressure. Also the technical result of the invention is to increase the production rate of a well operated by a sucker rod pump due to an increase in the pump filling factor and pump delivery coefficient, reducing the wear of the plunger-cylinder pair and reducing friction between the rod string and the pipe string when producing reservoir fluid using a rod pump. The tension of the pipe string using the proposed device significantly reduces the likelihood of abrasion and breakage of the rods.

Для достижения поставленного технического результата в способе оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления, включающем спуск в скважину компоновки подземного оборудования, установку пакера или якоря, эксплуатацию компоновки, согласно изобретению, спускают компоновку в скважину, при достижении проектной глубины устанавливают пакер или якорь в заданном интервале разгрузкой веса колонны труб, делают первую метку на колонне труб на уровне фланца устьевого патрубка, приподнимают колонну труб от первой метки на определенную величину, опускают колонну труб до первой метки, производят установку пакера или якоря, натягивают колонну труб до заданной величины, делают вторую метку на колонне труб на уровне фланца устьевого патрубка, снимают пакер или якорь натяжением колонны труб, измеряют расстояние от верхней муфты колонны труб до второй метки и расстояние между первой и второй метками, подгоняют с помощью патрубков колонну труб или изменяют место установки пакера или якоря, так чтобы сбег верхней резьбы переводника находился на уровне второй метки, осуществляют захват спайдером под верхнюю муфту колонны труб, отсоединяют муфту от штока, на мостках вставляют устройство в сборе с переводником в проходное отверстие планшайбы, проверяют ее перемещение по всей длине штока, при нехватке длины штока устройства удлиняют шток патрубком, соединяют между собой муфту и шток, помещают во внутреннюю полость устройства шарик, вкручивают в муфту вертлюг, подвешивают планшайбу с помощью стропа к крюкоблоку, осуществляют захват элеватором под муфту устройства, собранного вместе с переводником и планшайбой, на верхнюю муфту колонны труб наворачивают переводник в сборе с устройством и свободно перемещающейся на устройстве планшайбой, приподнимают колонну труб, делают на ней метку, на расстоянии от сбега верхней резьбы переводника, равным расстоянию между первой и второй метками, производят повторную установку пакера или якоря, натягивают колонну труб до выхода верхней резьбы переводника над фланцем устьевого патрубка, накручивают на верхнюю резьбу переводника планшайбу, опускают планшайбу на фланец устьевого патрубка и герметизируют устье, создают во внутренней полости устройства через вертлюг давление определенной величины, под действием которого поршень, преодолевая сопротивление пружинного кольца, перемещается вниз, освобождая защелки, натягивают колонну труб для выхода защелок из зацепления с переводником, извлекают устройство из переводника.To achieve the technical result in a method of optimizing the production of formation fluid or maintaining reservoir pressure, including lowering the layout of underground equipment into the well, installing a packer or anchor, operating the layout, according to the invention, lowering the layout into the well, when the design depth is reached, set the packer or anchor in a given interval by unloading the weight of the pipe string, make the first mark on the pipe string at the level of the wellhead pipe flange, lift the pipe string from mark by a certain amount, lower the pipe string to the first mark, install the packer or anchor, pull the pipe string to the specified value, make a second mark on the pipe string at the level of the wellhead flange, remove the packer or anchor by pulling the pipe string, measure the distance from the top pipe string couplings to the second mark and the distance between the first and second marks, adjust the pipe string with the help of nozzles or change the installation location of the packer or anchor so that the run-out of the upper thread of the sub is at the level the second mark, carry out the spider’s capture under the upper sleeve of the pipe string, disconnect the sleeve from the rod, insert the complete assembly with the sub into the bore of the faceplate on the bridges, check its movement along the entire length of the shaft, with a short stem length of the device, extend the stem with a pipe, connect with each other the clutch and the rod, place a ball in the device’s internal cavity, screw the swivel into the clutch, hang the faceplate with a sling to the hook block, grab the elevator under the clutch of the device assembled with the waterman and faceplate, screw the sub assembly complete with the device and the faceplate freely moving on the device onto the upper sleeve of the pipe string, raise the pipe string, make a mark on it, at a distance from the run of the upper thread of the sub equal to the distance between the first and second marks, reinstall packer or anchors, pull the pipe string until the upper thread of the sub exit over the flange of the wellhead pipe, wind up the faceplate on the upper thread of the sub, lower the faceplate onto the mouth flange and a sealed mouth creates in the internal cavity pressure swivel device via a certain value, the action of which the piston, overcoming the resistance of the spring ring is moved down, releasing the latch, pull the pipe string to exit out of engagement with latch sub, the device is removed from the sub.

Для достижения поставленного технического результата, согласно изобретению, оборудование для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления состоит из колонны труб с пакером или якорем, фланца устьевого патрубка, планшайбы, переводника и устройства, включающего муфту, шток, в котором установлены защелки, поджатые поршнем, ограниченным сверху буртом штока, а снизу втулкой с пружинным кольцом, уплотнительные кольца, одно из которых расположено между штоком и переводником, а другое между штоком и поршнем, и шарика, помещаемого во внутреннюю полость устройства.To achieve the technical result, according to the invention, equipment for optimizing the process of producing reservoir fluid or maintaining reservoir pressure consists of a pipe string with a packer or anchor, a wellhead flange, a faceplate, an adapter and a device including a sleeve, a rod with latches installed a piston bounded above the shaft shoulder, and below the sleeve with a spring ring, O-rings, one of which is located between the rod and the sub, and the other between the rod and piston And the ball is placed in the inner cavity of the device.

Наличие переводника обеспечивает соединение планшайбы с колонной труб.The presence of a sub provides the connection of the faceplate to the pipe string.

Наличие защелок, поджатых поршнем, обеспечивает удерживание в зацеплении устройства и переводника.The presence of latches, tightened by the piston, ensures that the device and sub are locked in engagement.

Ограничение поршня сверху буртом штока, а снизу втулкой с пружинным кольцом, предотвращает осевое перемещение поршня.The restriction of the piston on top of the shaft shoulder, and on the bottom by a sleeve with a spring ring prevents axial movement of the piston.

Наличие уплотнительных колец между штоком и переводником, а также между поршнем и штоком обеспечивает их герметизацию.The presence of o-rings between the stem and the sub, as well as between the piston and the stem, ensures their sealing.

Схема применения оборудования для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления представлена на фиг.A diagram of the use of equipment to optimize the process of producing reservoir fluid or maintaining reservoir pressure is shown in FIG.

Оборудование для оптимизации процесса добычи пластового флюида или поддержания пластового давления включает в себя колонну труб 11 с пакером или якорем (на фиг. не показаны), фланец устьевого патрубка 14, планшайбу 11, переводник 1 и устройство, состоящее из муфты 2, штока 3.Equipment for optimizing the process of producing reservoir fluid or maintaining reservoir pressure includes a pipe string 11 with a packer or anchor (not shown in Fig.), A wellhead flange 14, a faceplate 11, an adapter 1, and a device consisting of a sleeve 2, rod 3.

В штоке 3 установлены поршень 4, защелки 5, пружинное кольцо 6 и втулка 7 (фиг.). Уплотнительные кольца 8,9 установлены соответственно между штоком 3 и переводником 1, а также между поршнем 4 и штоком 3. Поршень 4 зафиксирован от осевых перемещений в штоке 3 сверху буртом 10 штока 3, а снизу втулкой 7 с пружинным кольцом 6. Защелки 5 поджаты поршнем 4 и предназначены для удерживания в зацеплении устройства с переводником 1. Переводник 1 предназначен для соединения планшайбы 11 с колонной труб 12. Также оборудование включает в себя шарик 13, помещаемый во внутреннюю полость устройства. Шарик 13 необходим для воздействия на поршень 4 созданием давления во внутренней полости штока 3, при подаче давления в которую, поршень будет перемещаться вниз, при этом произойдет освобождение защелок 5 из зацепления с переводником 1.The piston 4, the latches 5, the snap ring 6 and the sleeve 7 (Fig.) Are installed in the stem 3. O-rings 8.9 are installed respectively between the rod 3 and the sub 1, and also between the piston 4 and the rod 3. The piston 4 is fixed from axial movements in the rod 3 from the top with the shoulder 10 of the rod 3, and from the bottom with the sleeve 7 with the spring ring 6. The latches 5 are tightened the piston 4 and are designed to hold the device in engagement with the sub 1. The sub 1 is designed to connect the faceplate 11 to the pipe string 12. Also, the equipment includes a ball 13 placed in the internal cavity of the device. The ball 13 is necessary for acting on the piston 4 by creating pressure in the inner cavity of the rod 3, when the pressure is applied to it, the piston will move down, and the latches 5 will be released from engagement with the sub 1.

Реализация способа приведена в описании работы устройства. Способ заключается в том, что собирают компоновку подземного оборудования, включающую колонну труб 12, штанговый насос, колонну штанг, пакер или якорь (на фиг. не показаны). В качестве штангового насоса используют штанговый глубинный насос или штанговый винтовой насос. Либо собирают компоновку подземного оборудования, включающую колонну труб 12 и пакер (на фиг. не показан). Спускают собранную компоновку в скважину. При достижении проектной глубины устанавливают пакер или якорь в заданном интервале разгрузкой веса колонны труб 12. Делают первую метку (на фиг. не показана) на колонне труб 12 на уровне фланца 14 устьевого патрубка. Приподнимают колонну труб 12 от первой метки на определенную величину. Опускают колонну труб 12 до первой метки. Производят установку пакера или якоря (на фиг. не показаны). Натягивают колонну труб 12 до заданной величины. Делают вторую метку (на фиг. не показана) на колонне труб 12 на уровне фланца 14 устьевого патрубка. Снимают пакер или якорь натяжением колонны труб 12. Измеряют расстояние от верхней муфты 15 колонны труб 12 до второй метки и расстояние между первой и второй метками. Подгоняют с помощью подгоночных патрубков (на фиг. не показаны) колонну труб 12 или изменяют место установки пакера или якоря, так чтобы сбег верхней резьбы переводника 1 находился на уровне второй метки. Осуществляют захват спайдером (на фиг. не показана) под верхнюю муфту 15 колонны труб 12. Отсоединяют муфту 2 от штока 3. На мостках вставляют устройство в сборе с переводником 1 в проходное отверстие планшайбы 11. Проверяют перемещение планшайбы по всей длине штока 3 устройства, при нехватке длины штока 3 удлиняют шток 3 патрубком (на фиг. не показан). Соединяют между собой муфту 2 и шток 3. Помещают во внутреннюю полость устройства шарик 13. Вкручивают в муфту 2 вертлюг (на фиг. не показан). Подвешивают планшайбу 11 с помощью стропа к крюкоблоку (на фиг. не показаны). Осуществляют захват элеватором под муфту 2 устройства, собранного вместе с переводником 1 и планшайбой 11. На верхнюю муфту 15 колонны труб 12 наворачивают переводник 1 в сборе с устройством и свободно перемещающейся на устройстве планшайбой 11. Приподнимают колонну труб 12. Делают на ней метку, на расстоянии от сбега верхней резьбы переводника 1, равным расстоянию между первой и второй метками. Производят повторную установку пакера или якоря. Натягивают колонну труб 12 до выхода верхней резьбы переводника 1 над фланцем 14 устьевого патрубка. Накручивают на верхнюю резьбу переводника планшайбу 11. Опускают планшайбу 11 на фланец 14 устьевого патрубка и герметизируют устье. Создают во внутренней полости устройства давление определенной величины, под действием которого поршень 4, преодолевая сопротивление пружинного кольца 6, перемещается вниз, освобождая защелки 5. Натягивают колонну труб 12 для выхода защелок 5 из зацепления с переводником 1. Извлекают устройство из переводника 1. При этом переводник 1 остается в скважине, обеспечивая связь колонны труб 12 с планшайбой 11. Эксплуатируют компоновку. После проведения необходимых работ натягивают колонну труб 12 нагрузкой, превышающей нагрузку срыва пакера или якоря, переводят пакер или якорь (на фиг. не показаны) в транспортное положение. Извлекают компоновку из скважины.The implementation of the method is described in the description of the device. The method consists in collecting an arrangement of underground equipment including a pipe string 12, a sucker rod pump, a string of booms, a packer or an anchor (not shown in FIG.). As a sucker rod pump use a sucker rod pump or sucker rod pump. Or assemble the layout of underground equipment, including a string of pipes 12 and a packer (not shown in FIG.). The assembled assembly is lowered into the well. When the design depth is reached, a packer or anchor is installed in the specified interval by unloading the weight of the pipe string 12. Make the first mark (not shown in FIG.) On the pipe string 12 at the level of the flange 14 of the wellhead pipe. Raise the pipe string 12 from the first mark by a certain amount. Lower the pipe string 12 to the first mark. Install the packer or anchor (not shown in FIG.). Pull the string of pipes 12 to a predetermined value. A second mark is made (not shown in FIG.) On the pipe string 12 at the level of the flange 14 of the wellhead pipe. Remove the packer or anchor by tensioning the pipe string 12. Measure the distance from the upper sleeve 15 of the pipe string 12 to the second mark and the distance between the first and second marks. Using a fitting pipe (not shown in Fig.), The pipe string 12 is adjusted or the installation location of the packer or anchor is changed so that the upper thread escape of the sub 1 is at the level of the second mark. Carry out the capture by a spider (not shown in Fig.) Under the upper sleeve 15 of the pipe string 12. Disconnect the sleeve 2 from the rod 3. On the bridges insert the complete assembly with a sub 1 into the through hole of the faceplate 11. Check the movement of the faceplate along the entire length of the stem 3 of the device, if the length of the rod 3 is insufficient, the rod 3 is extended by a pipe (not shown in FIG.). Clutch 2 and stem 3 are connected together. The ball 13 is placed in the internal cavity of the device. A swivel is screwed into clutch 2 (not shown in Fig.). The faceplate 11 is suspended using a sling to the hook block (not shown in FIG.). Carry out the elevator under the clutch 2 of the device, assembled together with the sub 1 and the faceplate 11. On the upper sleeve 15 of the pipe string 12, screw the sub 1 assembly with the device and the faceplate 11 freely moving on the device. Raise the pipe string 12. Make a mark on it, the distance from the runaway of the upper thread of the sub 1 equal to the distance between the first and second marks. Reinstall the packer or anchor. Pull the string of pipes 12 to the output of the upper thread of the sub 1 over the flange 14 of the wellhead pipe. Screw the faceplate 11 onto the upper thread of the sub. Lower the faceplate 11 onto the flange 14 of the wellhead pipe and seal the mouth. Create a pressure of a certain size in the internal cavity of the device, under which the piston 4, overcoming the resistance of the spring ring 6, moves down, releasing the latches 5. Pull the pipe string 12 to release the latches 5 out of engagement with the sub 1. Remove the device from the sub 1. sub 1 remains in the well, providing a connection of the pipe string 12 with the faceplate 11. Operate the layout. After carrying out the necessary work, pull the pipe string 12 with a load exceeding the burden of breaking the packer or anchor, transfer the packer or anchor (not shown in Fig.) To the transport position. Extract the layout from the well.

Заявляемое изобретение позволяет производить натяжение колонны труб сверх собственного веса в скважинах, в том числе и искривленных; обеспечивает герметизацию устья при заданном усилии натяжения колонны труб, а при добыче пластового флюида штанговым насосом, кроме вышеперечисленного, позволяет увеличить коэффициент заполнения насоса и коэффициент подачи насоса, уменьшить износ пары плунжер-цилиндр и снизить трение между колонной штанг и колонной труб, а также снизить вероятность истирания и обрывности штанг.The claimed invention allows to tension the pipe string in excess of its own weight in the wells, including curved; provides sealing of the mouth for a given tension of the pipe string, and when producing reservoir fluid with a sucker rod pump, in addition to the above, it allows to increase the pump fill factor and pump flow rate, reduce the wear of the plunger-cylinder pair and reduce friction between the rod string and pipe string, and also reduce the likelihood of abrasion and breakage of the rods.

Claims

1. A method of optimizing the production of formation fluid or maintaining formation pressure, including lowering the layout of underground equipment into the well, installing a packer or anchor, operating the layout, characterized in that the layout is lowered into the well, when the design depth is reached, the packer or anchor is set in a predetermined interval by unloading the weight of the pipe string, make the first mark on the pipe string at the level of the wellhead pipe flange, raise the pipe string from the first mark by a certain amount, lower the pipe string to the first mark, install the packer or anchor, pull the pipe string to the specified value, make a second mark on the pipe string at the level of the wellhead flange, remove the packer or anchor by tensioning the pipe string, measure the distance from the upper sleeve of the pipe string to the second mark and the distance between the first and second marks, adjust the pipe string with the help of nozzles or change the installation location of the packer or anchor so that the runaway of the upper thread of the sub is at the level of the second mark, capture with the slider under the top the pipe string coupling, disconnect the coupling from the stem, insert the complete assembly with the sub into the bore of the faceplate on the bridges, check its movement along the entire length of the stem, if the length of the stem of the device is insufficient, extend the stem with a pipe, connect the coupling and the stem to each other, and place it in the internal cavity ball devices, twist the swivel into the sleeve, suspend the faceplate with a sling to the hook block, grab the elevator under the sleeve of the device, assembled together with the sub and faceplate, onto the upper sleeve of the pipe string they work on the sub assembly with the device and the faceplate freely moving on the device, raise the pipe string, make a mark on it, at a distance from the run of the upper thread of the sub equal to the distance between the first and second marks, reinstall the packer or anchor, pull the pipe string up to the exit the upper thread of the sub over the flange of the wellhead pipe, wrap the faceplate onto the upper thread of the sub, lower the faceplate onto the flange of the wellhead pipe and seal the mouth, create in the inner cavity of the device through a swivel, a pressure of a certain size, under which the piston, overcoming the resistance of the spring ring, is moved downward, releasing the latches, pulling the pipe string to release the latches from the mesh with the sub, and removing the device from the sub

2. Equipment for optimizing the process of oil production or maintaining reservoir pressure, consisting of a pipe string with a packer or anchor, a wellhead flange, an adapter face plate and a device including a sleeve, a rod in which latches are installed, pressed by a piston, the rod shoulder bounded from above, and bottom sleeve with a spring ring, o-rings, one of which is located between the rod and the sub, and the other between the rod and the piston, and a ball placed in the internal cavity of the device.