RU2534115C1 - Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well - Google Patents
Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2534115C1 RU2534115C1 RU2013137971/03A RU2013137971A RU2534115C1 RU 2534115 C1 RU2534115 C1 RU 2534115C1 RU 2013137971/03 A RU2013137971/03 A RU 2013137971/03A RU 2013137971 A RU2013137971 A RU 2013137971A RU 2534115 C1 RU2534115 C1 RU 2534115C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wedge
- main
- holes
- additional
- cylinder
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области бурения и капитального ремонта нефтяных и газовых скважин и может быть использовано при строительстве многозабойных скважин (МЗС) и боковых стволов (БС) из ранее пробуренных и обсаженных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.The invention relates to the field of drilling and overhaul of oil and gas wells and can be used in the construction of multilateral wells (MZS) and sidetracks (BS) from previously drilled and cased wells while maintaining the main wellbore for operation.
Известно устройство для извлечения уипстока (Использование съемного уипстока для бурения скважины с двумя горизонтальными стволами // Нефтегазовые технологии. - 1994. - №1-2. - С.12-15), включающее ловильный колокол и овершот.A device for extracting a whipstock (Using a removable whipstock for drilling a well with two horizontal shafts // Oil and gas technology. - 1994. - No. 1-2. - S.12-15), including a fishing bell and overshot.
Недостатками ловильного колокола являются:The disadvantages of the fishing bell are:
- сложность получения надежного соединения колокола с уипстоком, т.к. уипсток изготавливается с максимально возможным наружным диаметром для прохождения в основной ствол скважины и гарантированного сохранения направления траектории дополнительного ствола скважины, а для надежного захвата уипстока внутренний конусный диаметр колокола в заходной части должен превышать диаметр уипстока, кроме того, плюс двойная толщина стенки увеличивает его наружный диаметр, и тогда колокол не пройдет в основной ствол скважины, в свою очередь уменьшение внутреннего диаметра колокола приведет к невозможности захода в него уипстока и его захвата. Уменьшение толщины стенки направляющей воронки колокола приведет к ее смятию или разрушению в процессе захвата и навинчивания на «голову» клина, т.к. при завинчивании конусной резьбы на конусный клин в теле колокола возникают большие радиальные разрывающие силы;- the difficulty of obtaining a reliable connection of the bell with the whipstock, because The whipstock is made with the maximum possible outer diameter for passing into the main wellbore and guaranteed to maintain the direction of the trajectory of the additional wellbore, and for reliable capture of the whipstock, the inner conical diameter of the bell in the inlet part must exceed the diameter of the whipstock, in addition, plus a double wall thickness increases its outer diameter , and then the bell will not pass into the main wellbore, in turn, reducing the inner diameter of the bell will make it impossible to enter of whipstock and his capture. Reducing the wall thickness of the guide funnel of the bell will lead to its crushing or destruction in the process of capturing and screwing on the "head" of the wedge, because when screwing a tapered thread onto a tapered wedge, large radial tensile forces arise in the body of the bell;
- сложность отсоединения колокола от уипстока в случае, если его не удается извлечь из скважины, возникновение аварий и, как следствие, большие материальные и временные затраты на их ликвидацию и увеличение стоимости скважины.- the difficulty of disconnecting the bell from the whipstock if it cannot be removed from the well, the occurrence of accidents and, as a result, the large material and time costs for their elimination and increase in the cost of the well.
Недостатком овершота является небольшая грузоподъемность, т.к. его корпус выполнен из тонкостенной трубы с подвижными плашками внутри, поэтому он не может захватывать прижатые к стенке скважины предметы и надежно удерживать их в процессе подъема из скважины.The disadvantage of overshot is its low payload, as its body is made of a thin-walled pipe with movable dies inside, so it cannot capture objects pressed against the wall of the well and securely hold them during the ascent from the well.
Наиболее близким по технической сущности решением является ловильный крюк (Использование съемного уипстока для бурения скважины с двумя горизонтальными стволами // Нефтегазовые технологии. - 1994. - №1-2. - С.12-15), включающий основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб, бородка крючка которого входит с лицевой стороны клина уипстока в сквозную прорезь в его теле, осуществляя тем самым его захват и извлечение из скважины.The solution closest in technical essence is a fishing hook (using a removable whipstock for drilling a well with two horizontal shafts // Oil and Gas Technologies. - 1994. - No. 1-2. - S.12-15), including the main barrel with a fishing hook and top a connection for a pipe string, the hook beard of which enters from the front side of the wipstock wedge into a through slot in his body, thereby capturing and removing it from the well.
Недостатками ловильного крюка являются:The disadvantages of a fishing hook are:
- необходимость очень точного ориентирования ловильного крюка относительно прорези в теле клина уипстока при помощи геофизических приборов, что требует вызова геофизической партии;- the need for a very precise orientation of the fishing hook relative to the slot in the body of the wipstock wedge using geophysical instruments, which requires a call to the geophysical party;
- вероятность неизвлечения уипстока из скважины, т.к. у ловильного крюка всего одна точка опоры, и при извлечении уипсток может перекоситься, что приведет к его заклиниванию и оставлению в скважине, особенно в скважинах со сложным профилем ствола;- the probability of non-extraction of the whipstock from the well, because the fishing hook has only one fulcrum, and when removing the whipstock can skew, which will lead to its jamming and to remain in the well, especially in wells with a complex trunk profile;
- отсутствие устройства для создания усилия для принудительного ввода крюка в прорезь в теле клина уипстока;- the lack of a device for creating an effort to force the hook into the slot in the body of the wipstock;
- сложность отсоединения ловильного крюка от уипстока в случае, если он не извлекается из скважины;- the difficulty of disconnecting the fishing hook from the whipstock if it is not removed from the well;
- отсутствие устройства для промывки и очистки прорези в теле клина от уплотненного бурового шлама и затвердевшего цемента, что затрудняет заход ловильного крюка в прорезь в теле клина уипстока;- the lack of a device for washing and cleaning the cuts in the wedge body from compacted drill cuttings and hardened cement, which makes it difficult for the fishing hook to enter the slot in the body of the wipstock;
- низкая надежность устройства от поломки с одним крюком, по сравнению с устройством с несколькими крюками;- low reliability of the device from failure with one hook, compared with a device with several hooks;
- невозможность извлечения из скважины двухстороннего клина-отклонителя;- the impossibility of extracting from the well a double-sided diverter wedge;
- отсутствие устройства для фиксации клина-отклонителя с ловильным крюком, что может привести к самопроизвольному отсоединению клина-отклонителя при извлечении его из скважины, таким образом, велика вероятность возникновения аварийных ситуаций, которые приведут к большим незапланированным временным и материальным затратам и увеличению стоимости строительства многозабойных скважин.- the lack of a device for fixing the deflector wedge with a fishing hook, which can lead to spontaneous disconnection of the deflector wedge when removing it from the well, thus, there is a high probability of emergencies that will lead to large unplanned time and material costs and increase the cost of building multi-face wells.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание надежной конструкции устройства для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины, позволяющего исключить вызов геофизической партии для его ориентирования, производить очистку интервала прорезей в теле клина направленной струей жидкости и облегчить операцию захвата клина-отклонителя и удерживание его в процессе извлечения из скважины, максимально исключить случаи неизвлечения клина-отклонителя из скважины или его потери в процессе подъема на поверхность, произвести отсоединение устройства от клина-отклонителя, исключив необходимость производства аварийных работ по отцепу устройства при невозможности извлечения клина-отклонителя из скважины, что в совокупности приводит к значительному сокращению средств и сроков при строительстве многозабойных скважин.The technical task of the invention is the creation of a reliable design of a device for extracting a double-sided diverter wedge from the well, which eliminates the call of the geophysical lot for its orientation, cleans the interval of slots in the wedge body with a directed fluid stream and facilitates the capture operation of the diverter wedge and holds it during the extraction process from the well, to exclude as much as possible cases of non-extraction of the deflecting wedge from the well or its loss during the ascent to the surface, disconnect the device from the diverting wedge, eliminating the need for emergency work to unhook the device if it is not possible to remove the diverting wedge from the well, which together leads to a significant reduction in funds and terms in the construction of multilateral wells.
Техническая задача решается устройством для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины, включающим основной ствол с ловильным крюком и верхним соединением для колонны труб.The technical problem is solved by a device for extracting a double-sided whipstock from the well, including the main barrel with a fishing hook and the upper connection for the pipe string.
Новым является то, что соединение выполнено большего диаметра, чем диаметр дополнительных пробуренных стволов, и снабжено аналогичным основному стволу дополнительным стволом с ловильным крюком, направленным навстречу ловильному крюку основного ствола, при этом стволы выполнены полыми, упругими и снабжены радиальными промывочными каналами, расположенными выше ловильных крюков и сонаправленными с ними, причем выше соединений размещен поршень, охваченный снаружи подпружиненным вниз и закрепленным в верхнем положении цилиндром, который выполнен с возможностью перемещения вниз и фиксации снаружи основного и дополнительного стволов после захвата ловильными крюками клина-отклонителя, при этом ниже поршня между основным и дополнительными стволами размещены технологические пластины с отверстиями, между которыми размещен упор, зафиксированный как минимум одним срезным элементом в нижнем положении и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх без проворота при взаимодействии с верхним концом клина-отклонителя, а цилиндр для фиксации в верхнем положении снабжен кольцевой проточкой с фасками, взаимодействующей с шариками, вставленными в соответствующие отверстия технологических пластин и изнутри поджатыми упором, в котором ниже отверстий выполнены выборки, совмещающиеся с отверстиями пластин при перемещении упора вверх для перемещения внутрь их шариков и освобождения цилиндра от фиксации.What is new is that the connection is made of a larger diameter than the diameter of the additional drilled trunks, and is equipped with an additional trunk similar to the main trunk with a fishing hook directed towards the fishing hook of the main trunk, while the trunks are hollow, elastic and provided with radial washing channels located above the fishing hooks and co-directed with them, moreover, above the joints there is a piston which is covered externally by a spring loaded downward and fixed in an upper position, which made with the ability to move down and fix outside the main and additional shafts after catching the wedge-deflector with fishing hooks, while technological plates with holes are placed below the piston between the main and additional shafts, between which there is a stop fixed by at least one shear element in the lower position and made with the possibility of limited upward movement without turning when interacting with the upper end of the deflector wedge, and a cylinder for fixing in the upper position equipped with an annular groove with chamfers interacting with balls inserted into the corresponding holes of the technological plates and internally pushed by a stop, in which samples are made below the holes, which are aligned with the holes of the plates when moving the stop up to move the balls inside and release the cylinder from fixing.
На фиг.1 показано устройство для извлечения клина-отклонителя, спущенное в скважину в интервал установки клина-отклонителя (продольный разрез).Figure 1 shows a device for extracting a deflector wedge, lowered into the well in the installation interval of the deflector wedge (longitudinal section).
На фиг.2 показано устройство для извлечения клина-отклонителя, спущенное в скважину в интервал установки клина-отклонителя, вид слева (продольный разрез А-А).Figure 2 shows a device for extracting a deflector wedge, lowered into the well in the interval of installation of the deflector wedge, left view (longitudinal section AA).
На фиг.3 показан выносной элемент В фиг.2 - исполнение стопорного механизма цилиндра в транспортном положении.Figure 3 shows the remote element In figure 2 - the execution of the locking mechanism of the cylinder in the transport position.
На фиг.4 показан разрез Б-Б фиг.2 - исполнение стопорного механизма цилиндра.In Fig.4 shows a section bB of Fig.2 - the execution of the locking mechanism of the cylinder.
Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины (фиг.1) включает соединение 1 с колонной бурильных труб в виде муфты в верхней части (на фиг. не показана) и утолщением в нижней части в виде поршня 2 большего диаметра, чем диаметр дополнительных пробуренных стволов 3 и 3'. К поршню 2 присоединены основной 4 и дополнительный 5 стволы с ловильными крюками 6 и 6', направленными навстречу друг другу. При этом стволы выполнены полыми, упругими и снабжены радиальными промывочными каналами 7 и 7', сообщенными соответствующими продольными каналами 8 и 8' с соединением 1, расположенными выше ловильных крюков 6 и 6' и сонаправленными с ними. Поршень 2 размещен внутри цилиндра 9, который закреплен в верхнем положении шариками 10 (фиг.2) и поджат вниз пружиной 11, размещенной между цилиндром 9 и упором 12. Ниже поршня 2 между основным 4 (фиг.1) и дополнительным 5 стволами размещены технологические пластины 13 и 13' (фиг.2) с отверстиями 14, между которыми размещен упор 15, зафиксированный срезными элементами 16 в нижнем положении и выполненный с возможностью ограниченного перемещения вверх без проворота при взаимодействии с верхним концом клина-отклонителя 17 (фиг.1), а цилиндр 9 для фиксации в верхнем положении снабжен внутренней кольцевой проточкой 18 с фасками, взаимодействующей с шариками 10 (фиг.2), вставленными в соответствующие отверстия 14 технологических пластин 13 и 13'. Причем шарики 10 изнутри поджаты упором 15, в котором ниже отверстий 14 выполнены выборки 19 и 19', совмещающиеся с отверстиями 14 пластин 13 и 13' при перемещении упора 15 вверх для перемещения внутрь выборок 19 и 19' шариков 10 и освобождения цилиндра 9 от фиксации.A device for extracting a double-sided diverter wedge from a well (Fig. 1) includes a
Устройство для извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины работает следующим образом.A device for extracting a double-sided wedge-diverter from the well works as follows.
Устройство (фиг.1) на колонне бурильных труб (на фиг. не показаны) спускают в скважину 20 до посадки его на верхний конец 17 клина-отклонителя 21, а так как диаметр устройства больше диаметра дополнительных пробуренных стволов 3 и 3', оно не может опуститься в скважину глубже, чем нижний конец клина 21. По снижению веса колонны труб, которое контролируется по динамометру, установленному на устье скважины, и глубине спуска устройства, которое контролируется по длине колонны труб, определяют, что устройство не попало на верхний конец 17 клина-отклонителя 21. Колонну труб с устройством поднимают так, чтобы ловильные крюки 6 и 6' находились выше верхнего конца 17 клина-отклонителя 21 на 0,5-1,0 м, включают буровой насос, и промывочная жидкость через колонну труб, соединение 1, каналы 8 и 8' основного 4 и дополнительного 5 стволов, радиальные каналы 7 и 7' вытекает из форсунок 22. Под действием реактивной силы струй жидкости основной 4 и дополнительный 5 стволы отходят друг от друга, и устройство уже не может пройти в дополнительные пробуренные стволы 3 и 3', и оно либо войдет во взаимодействие с клином-отклонителем 21, либо упрется в его верхний конец 17. В случае если устройство уперлось в верхний конец 17 клина-отклонителя 21 и далее не идет вниз, по динамометру, установленному на устье скважины, фиксируют снижение веса колонны труб, а глубину спуска устройства определяют по длине колонны труб, при этом глубина спуска устройства уменьшается на длину клина-отклонителя 21. Устройство приподнимают вверх на 0,5-1,0 м, проворачивают ротором колонну труб вправо на 15-30° и вновь опускают, и так повторяют, пока ловильные крюки 6 и 6' не попадут в желоба 23 клина-отклонителя 21, устройство не достигнет заданной глубины и верхний конец 17 клина-отклонителя 21 не войдет во взаимодействие с упором 15. Заданная глубина спуска устройства определяется строго по мере колонны труб и будет находиться в среднем значении между двумя крайними замерами (±4-6 м). При этом произойдет разрушение срезных элементов 16 (фиг.2), и упор 15 переместится в верхнее положение. Выборки 19 и 19' упора 15 совместятся с отверстиями 14 технологических пластин 13 и 13', и шарики 10 под действием выталкивающей силы кольцевой проточки 18, возникающей под действием пружины 11 и вследствие того, что центр шариков 10 смещен в сторону упора 15, переместятся внутрь выборок 19 и 19' и освободят цилиндр 9 от фиксации.The device (Fig. 1) on a drill pipe string (not shown in Fig.) Is lowered into the
Цилиндр 9 под действием пружины 11 сдвинется вниз, с большим усилием прижимая крюки 6 и 6' (фиг.1), которые выполнены в виде ответных деталей желобов 23 клина-отклонителя 21, что способствует точному ориентированию устройства по желобам 23 клина-отклонителя 21, а бородок 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' по прорезям 26 в теле клина 21. Включают буровой насос, при этом струи воды, вытекающие из форсунок 22, будут направлены в прорези 26 в теле клина 21. Они промывают и очищают прорези 26 в теле клина 21 от уплотненного бурового шлама, стружки и затвердевшего цемента, облегчая вхождение бородок 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' в прорези 26 в теле клина 21 и обеспечивая его надежный захват устройством. Через определенное время (длительность которого определена эмпирическим путем на поверхности в стендовых условиях) буровой насос останавливают, основной 4 и дополнительный 5 стволы под действием внутренних упругих сил плотно прижимаются к желобам 23 клина 21. Усилие поджатия основного 4 и дополнительного 5 стволов к желобам 23 клина 21 увеличивается за счет воздействия на их наружную поверхность сжимающей силы цилиндра 9, который после остановки бурового насоса под действием пружины 11 движется вниз, а так как угол между наружной поверхностью стволов 4 и 5 и внутренней поверхностью цилиндра 9 небольшой - 2,5-3°, то сжимающая сила по правилу параллелограмма увеличивается в несколько раз от силы пружины 11, которая толкает цилиндр 9 вниз. Основной 4 и дополнительный 5 стволы для увеличения упругости и прочности могут изготавливаться из различных материалов, например рессорной стали, и иметь различную форму поперечного сечения, например круглую, треугольную или эллипса, с продольными каналами 8 и 8' внутри. При подъеме колонны труб бородки 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' входят в прорези 26 в теле клина 21, стволы 4 и 5 сходятся, и цилиндр 9 опускается вниз до упора, жестко фиксируя их в транспортном положении. Продолжая подъем колонны труб, извлекают клин-отклонитель на поверхность.The
Технологические пластины 13 и 13' (фиг.2) с отверстиями 14 могут изготавливаться совместно с поршнем 2 или отдельно и затем крепиться к нему различными способами, например винтами, электросваркой и т.п. Толщина технологических пластин выбирается исходя из диаметра шариков плюс 1-2 мм.
Упор 15 выполняется в виде подвижной детали, которая передвигается по штоку 27 вверх и вниз без возможности проворота по оси. Для этого шток 27 выполняется в виде четырех- или шестигранника или любой другой формы в поперечном сечении, предотвращающей проворот упора 15 по оси. Форма поперечного сечения упора 15 может быть самой различной, но иметь максимальную площадь в нижней части для гарантированного попадания на верхний конец 17 клина-отклонителя 21, когда устройство войдет во взаимодействие с клином-отклонителем 21 и ловильные крюки 6 и 6' попадут в желоба 23. Количество срезных элементов 16 должно быть не менее одного.The
В случае невозможности извлечения клина-отклонителя 21 из скважины 20 по каким-либо причинам устройство опускают до посадки упора 15 на верхний конец 17 клина-отклонителя 21. Включают буровой насос. За счет перепада давления жидкости на форсунках 22 внутри устройства повышается давление жидкости, которое через отверстия 28 (фиг.2) воздействует на цилиндр 9, он сжимает пружину 11 и поднимается вверх, освобождая основной 4 (фиг.1) и дополнительный 5 стволы, которые под действием реактивной тяги струй жидкости, вытекающих из форсунок 22, отходят от желобов 23 клина 21, а бородки 25 и 25' ловильных крюков 6 и 6' выходят из прорезей 26 в теле клина 21. Колонну труб поднимают на 1,0-1,5 м выше верхнего конца 17 клина-отклонителя 21, выключают насос, основной 4 и дополнительный 5 стволы под действием упругих сил возвращаются в транспортное положение, цилиндр 9 опускается вниз, и далее продолжают подъем устройства на поверхность без каких-либо осложнений.If it is not possible to remove the
Предлагаемое устройство позволяет:The proposed device allows you to:
- повысить надежность оборудования, т.к. нагрузка по извлечению клина-отклонителя распределяется на два ствола и на два ловильных крюка с двумя и более бородками;- increase the reliability of equipment, because the load for removing the deflecting wedge is distributed to two trunks and two fishing hooks with two or more barbs;
- расширить функциональные возможности устройства, при этом появляется возможность извлечения двухстороннего клина-отклонителя из скважины;- expand the functionality of the device, while it becomes possible to extract a double-sided wedge-deflector from the well;
- легко отсоединиться от клина при невозможности его извлечения из скважины, и вследствие этого исключаются аварийные работы по отсоединению устройства от клина-отклонителя и извлечению его из скважины;- it is easy to disconnect from the wedge when it is impossible to remove it from the well, and as a result, emergency work to disconnect the device from the wedge-deflector and remove it from the well is excluded;
- облегчить операцию извлечения клина-отклонителя из скважины за счет того, что верхний его конец при подъеме из скважины оказывается внутри устройства и центрируется им по оси скважины, предотвращая тем самым его перекашивание и заклинивание в скважинах со сложным профилем ствола;- facilitate the operation of extracting the deflecting wedge from the well due to the fact that its upper end, when rising from the well, is inside the device and centered by it along the axis of the well, thereby preventing it from warping and jamming in wells with a complex wellbore profile;
- произвести качественную очистку прорезей клина от бурового шлама, стружки и застывшего цемента, облегчая операцию захвата клина и повышая надежность извлечения его из скважины;- to make high-quality cleaning of the wedge slots from drill cuttings, chips and hardened cement, facilitating the operation of capturing the wedge and increasing the reliability of its extraction from the well;
- вводить бородки ловильных крюков в прорези клина под действием упругих сил, возникающих в основном и дополнительном стволах устройства в процессе захвата клина-отклонителя и движения цилиндра вниз под действием пружины;- introduce the barbs of fishing hooks into the slots of the wedge under the action of elastic forces arising in the main and additional trunks of the device during the capture of the deflector wedge and the cylinder moving downward under the action of the spring;
- предотвратить аварийные ситуации, связанные с самопроизвольным отсоединением клина-отклонителя в процессе его извлечения из скважины, исключив повторные ловильные работы по его извлечению из скважины;- to prevent emergency situations associated with spontaneous disconnection of the deflecting wedge during its removal from the well, excluding repeated fishing operations to remove it from the well;
- исключить вызов геофизической партии для его ориентирования.- eliminate the challenge of the geophysical party for its orientation.
В совокупности все это позволяет повысить надежность работы устройства, расширить его функциональные возможности, облегчить операцию извлечения клина-отклонителя из скважины и исключить различные аварийные ситуации, что в итоге позволит значительно сократить сроки и стоимость строительства многозабойных скважин с сохранением для эксплуатации основного ствола скважины.Together, all this allows to increase the reliability of the device, expand its functionality, facilitate the operation of extracting the deflecting wedge from the well and eliminate various emergencies, which ultimately will significantly reduce the time and cost of constructing multilateral wells while maintaining the main wellbore for operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013137971/03A RU2534115C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013137971/03A RU2534115C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2534115C1 true RU2534115C1 (en) | 2014-11-27 |
Family
ID=53382933
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013137971/03A RU2534115C1 (en) | 2013-08-13 | 2013-08-13 | Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2534115C1 (en) |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7077204B2 (en) * | 2001-06-25 | 2006-07-18 | Smith International, Inc. | Whip retrieval method and apparatus |
RU2415250C1 (en) * | 2009-12-22 | 2011-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
RU2421598C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
RU2464406C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to extract deflecting wedge from well |
-
2013
- 2013-08-13 RU RU2013137971/03A patent/RU2534115C1/en active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7077204B2 (en) * | 2001-06-25 | 2006-07-18 | Smith International, Inc. | Whip retrieval method and apparatus |
RU2415250C1 (en) * | 2009-12-22 | 2011-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
RU2421598C1 (en) * | 2010-01-11 | 2011-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for extracting wedge-deflector from well |
RU2464406C1 (en) * | 2011-04-12 | 2012-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to extract deflecting wedge from well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2484231C1 (en) | Diverting wedge for spudding of offshoots from well | |
RU2351746C2 (en) | Method and system for cementing casing pipe in well borehole with reverse circulation of cement grout | |
EP3132110B1 (en) | Method and apparatus for severing a drill string | |
RU2447256C1 (en) | Bridge plug | |
RU2539489C2 (en) | Tail pipe for side hole attachment | |
RU2652404C1 (en) | Device for removing the whipstock from a horizontal site of a multilateral well | |
RU2677520C1 (en) | Well side hole re-entry device | |
RU2507374C1 (en) | Device for withdrawal of deflecting wedge from well | |
RU2534115C1 (en) | Device for withdrawal of double-sided deflecting wedge from well | |
RU2648407C1 (en) | Device for lifting the wedge-deflector from a well | |
RU2644995C1 (en) | Device for extracting the welding wire from a well | |
NO20120268A1 (en) | Well treatment method for crushing and gravel packing | |
WO2012175028A1 (en) | Slip-on fracturing component, device using same and method for device use | |
US11629569B2 (en) | System and method for moving stuck objects in a well | |
RU2440484C1 (en) | Packer-plug | |
RU2739179C1 (en) | Well ball catcher | |
RU2732779C1 (en) | Device for extraction of baffling slip from horizontal section of well | |
RU2592908C1 (en) | Method of extracting stuck pipes string of flexible pipes from well | |
RU2705671C1 (en) | Method for installation of shaped shutter in well and device for its implementation | |
RU2307227C1 (en) | Device to drill additional bore from well | |
RU2472913C1 (en) | Deflecting device for drilling of branch holes | |
RU2719881C1 (en) | Method for installation of shaped shutter in well and device for its implementation | |
CA3186495A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
RU2501934C1 (en) | Method for preventing fall of borehole equipment to horizontal or side well shaft, and device for its implementation | |
RU2182217C1 (en) | Releasing mechanical spear |