RU2737747C2 - Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин - Google Patents
Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин Download PDFInfo
- Publication number
- RU2737747C2 RU2737747C2 RU2018117073A RU2018117073A RU2737747C2 RU 2737747 C2 RU2737747 C2 RU 2737747C2 RU 2018117073 A RU2018117073 A RU 2018117073A RU 2018117073 A RU2018117073 A RU 2018117073A RU 2737747 C2 RU2737747 C2 RU 2737747C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- oil
- gas wells
- tubular body
- production strings
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 10
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims abstract description 7
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims abstract description 7
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 claims abstract description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 claims abstract description 6
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 4
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 239000012445 acidic reagent Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N Gallium Chemical compound [Ga] GYHNNYVSQQEPJS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N Zinc Chemical compound [Zn] HCHKCACWOHOZIP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005275 alloying Methods 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052797 bismuth Inorganic materials 0.000 description 2
- JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N bismuth atom Chemical compound [Bi] JCXGWMGPZLAOME-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052791 calcium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 2
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 229910052733 gallium Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910052738 indium Inorganic materials 0.000 description 2
- APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N indium atom Chemical compound [In] APFVFJFRJDLVQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 2
- 239000011505 plaster Substances 0.000 description 2
- 229910052725 zinc Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011701 zinc Substances 0.000 description 2
- 229910000851 Alloy steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002378 acidificating effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 230000002950 deficient Effects 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 229910001092 metal group alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к двухпакерной компоновке для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом является повышение надежности работы. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин содержит верхний пакер, который включает расположенные на наружной поверхности трубчатого корпуса кольцевые уплотнительные элементы, выполненные из сплава на основе химически активного металла. Указанный металл может быть растворим в жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей кислоту. Трубчатый корпус верхнего пакера имеет равномерно расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия. 3 з.п. ф-лы, 2 ил.
Description
ОБЛАСТЬ ТЕХНИКИ
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, преимущественно к устройствам для проведения ремонтно-изоляционных работ и отключения пластов в скважинах.
УРОВЕНЬ ТЕХНИКИ
Известно устройство для герметизации обсадной колонны (патент RU №2236550, МПК Е21В 29/10, опубл. 20.09.2004, бюл. №26), включающее пластырь в виде цилиндрического металлического патрубка, гидравлический посадочный инструмент, представляющий собой трехцилиндровый гидростатический привод, и расширяющую оправку, имеющую форму усеченного конуса; по концам пластыря в кольцевых цилиндрических канавках, выполненных в нем, размещены эластичные уплотнители, а гидравлический посадочный инструмент снабжен гидравлическим якорем.
Основным недостатком данной конструкции является невозможность герметизации значительных по протяженности повреждений обсадной колонны, или нескольких участков негерметичности, расположенных на значительном расстоянии друг от друга. Кроме того, большое количество сложных сопрягаемых прецизионных деталей гидроцилиндров приводит к удорожанию и снижению надежности всей конструкции. И наконец, пластырь (по сути пакер-гильза) является неизвлекаемым элементом.
Известна двухпакерная компоновка, описанная в способе герметизации эксплуатационной колонны скважины по патенту RU 2509873 С1, МПК Е21В 33/122(2006.01), опубл. 20.03.2014, бюл. №8. Устройство содержит верхний и нижний пакеры, соединенные между собой колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), длина которой определяется протяженностью интервала негерметичности эксплуатационной колонны (ЭК) скважины. Установка пакеров производится гидравлическим посадочным инструментом.
Основным недостатком описанного устройства является негарантированная герметичная посадка верхнего или нижнего пакера, из-за которой приходится срывать оба пакера и извлекать всю установку из скважины на ревизию (см. описание к патенту).
Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения (прототипом) является растворимая мостовая пробка, раскрытая в описании к патенту RU 2553717 С2, МПК Е21В 33/12 (2006.01), опубл. 20.06.2015, бюл. №17.
Известная из наиболее близкого аналога растворимая мостовая пробка представляет собой мостовой пакер, содержащий оправку, на которой собраны трубчатый корпус с наружными кольцевыми уплотнителями и шлипсами с зубчатыми насечками. При установке пробки кольцевые уплотнители и шлипсы расширяются в радиальном направлении. Уплотнители герметично перекрывают ЭК, а шлипсы осуществляют якорение устройства в ней. Кольцевые уплотнители могут быть выполнены из эластомера, а корпус, с целью облегчения предстоящего разбуривания, может быть выполнен из полимера или стекловолокна. Оправка и шлипсы с зубчатыми насечками изготавливаются из сплава на основе химически активного металла, например, кальция, магния или алюминия с добавлением легирующих элементов, таких как цинк, индий, галлий или висмут. Такие сплавы при прямом контакте с агрессивными скважинными реагентами, например, при закачке в скважину жидкости для гидроразрыва пласта (ГРП), могут частично растворяться, что позволяет значительно снизить энергоемкость и трудозатраты при разбуривании пробки, особенно на наклонно-направленных и горизонтальных участках скважин.
К недостаткам известного из наиболее близкого аналога устройства следует отнести его изначальную ориентированность на работы, связанные только с ГРП или с перфорированием ЭК, что резко ограничивает сферу его применения. Кроме того, полного растворения частей пробки не происходит; ее удаление из скважины все-таки не исключает операции разбуривания.
РАСКРЫТИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Задача заявляемого изобретения состоит в разработке двухпакерной компоновки для перекрытия участков негерметичности эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин и в повышении надежности работы устройства в целом.
Техническим результатом изобретения является повышение надежности и эффективности работы устройства за счет того, что исключается возможность гидроудара в момент завершения процесса радиального расширения верхнего пакера компоновки. Указанный технический результат достигается тем, что в верхней части трубчатого корпуса верхнего пакера выполнены равномерно расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия, способствующие плавному, без гидроудара, снижению давления нагнетаемой жидкости при завершении процесса расширения и выхода расширяющей оправки-поршня.
КРАТКОЕ ОПИСАНИЕ ЧЕРТЕЖЕЙ
Изобретение будет более понятным из описания, не имеющего ограничительного характера и приводимого со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых изображено:
Фиг. 1 - частичный продольный разрез с разнесенными деталями и узлами двухпакерной установки для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин:
1 - верхний пакер; 2 - нижний гидравлический пакер; 3 - расширяющая оправка-поршень; 4 - соединительный (транспортный) переводник; 5 - колонна насосно-компрессорных труб (НКТ-73); 6 - колонна НКТ (НКТ-102); 7 - соединительный патрубок; 8 - извлекаемая заглушка; 9 - опрессовочный переводник; 10 - колонна НКТ (НКТ-102);
Фиг. 2 - вид А на фиг.1 в масштабе увеличения:11 - трубчатый корпус верхнего пакера; 12 - кольцевые уплотнительные элементы.
ОСУЩЕСТВЛЕНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ
Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин содержит верхний (1) и нижний гидравлический (2) пакеры, соединенные колонной НКТ (6) с наружным диаметром, например, 102 мм (фиг. 1). Верхний пакер (1) выполнен в виде тонкостенной гильзы, которая может быть изготовлена из малоуглеродистых низколегированных марок сталей, имеющих вязко-пластичные характеристики, например, 09Г2С. На наружной поверхности трубчатого корпуса верхнего пакера (11) расположены кольцевые уплотнительные элементы (12), причем последние частично утоплены в кольцевые проточки (фиг. 2). Кольцевые уплотнительные элементы (12) могут быть изготовлены из более пластичного, чем стальной трубчатый корпус верхнего пакера (11), сплава на основе химически активного металла, например, алюминия, кальция или магния с легирующими элементами, такими как цинк, индий, галлий или висмут. Такие сплавы могут частично растворяться под воздействием скважинных реагентов, например, в кислотных растворах для ГРП. Внутри трубчатого корпуса верхнего пакера (11) расположена расширяющая оправка-поршень (3), которая при помощи соединительного (транспортного) переводника (4) свинчена с колонной НКТ (5), имеющей наружный диаметр, например, 73 мм и протяженность - до устья скважины (фиг. 2). Длина колонны НКТ (6) определяется длиной участка негерметичности ЭК (на рисунках не показана). В верхней части трубчатого корпуса верхнего пакера (11) имеются расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия «Б» (фиг. 2), предназначенные для плавного стравливания давления нагнетаемой жидкости при выходе расширяющей оправки-поршня (3) из верхнего пакера (1). Нижний гидравлический пакер (2) через соединительный патрубок (7) свинчен с опрессовочным переводником (9) и колонной НКТ (10) со скважинным насосом (не показан). В опрессовочный переводник (9) заранее помещена извлекаемая заглушка (8), предназначенная для создания давления нагнетаемой жидкости при установке обоих пакеров.
Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин работает следующим образом.
Выполняется очистка стенок ЭК, промывка скважины до выхода чистого раствора глушения. Затем устройство спускают в скважину на колонне НКТ-73 (5), до тех пор, пока дефектный участок ЭК (не показан) не окажется в интервале между верхним (1) и нижним (2) пакерами. Затем начинают посадку нижнего гидравлического пакера (2) путем нагнетания через колонны НКТ (5) и (6) рабочей жидкости, например, жидкости глушения, при этом извлекаемая заглушка (8) садится в седло опрессовочного переводника (9), за счет чего поднимается давление в интервале значений 10…20 Мпа. После достижения порогового значения давления порядка 20 Мпа и посадки нижнего гидравлического пакера (2) начинает движение вверх расширяющая оправка-поршень (3), производя радиальное расширение трубчатого корпуса верхнего пакера (11) и его герметичную посадку в ЭК за счет деформации кольцевых уплотнительных элементов (12). Поскольку последние имеют более пластичную структуру, чем материал, из которого изготовлен трубчатый корпус верхнего пакера (11), и расположены они в кольцевых проточках этого корпуса (фиг 2), их деформация в осевом направлении ограничена проточками, поэтому уплотнение и посадка верхнего пакера (1) происходит более эффективно и гарантированно. При выходе расширяющей оправки-поршня (3) из трубчатого корпуса верхнего пакера (11) давление нагнетаемой жидкости плавно, без гидроудара, стравливается за счет щелеобразных отверстий «Б» (фиг. 2), что снижает риск разрыва гидролиний и повышает надежность устройства в целом. Падение давления на манометре и появление циркуляционного движения жидкости глушения будет означать, что расширяемая оправка-поршень (3) вышла из верхнего пакера (1). Затем расширяемую оправку-поршень (3) вместе с колонной НКТ (5) поднимают из скважины. Для контроля герметичности посадки верхнего пакера (1) и части эксплуатационной колонны выполняется опрессовка давлением 9…10 МПа. Для удаления извлекаемой заглушки (8) применяется инструмент со специальным ловителем. Далее скважину запускают в эксплуатацию. После решения задач по повышению дебита скважины и завершения срока службы устройства производится его распакеровка, при этом для нижнего пакера (2) она производится известным способом, а для срыва верхнего пакера (1) в интервал установки двухпакерной установки закачивается специальный реагент, например, скважинная жидкость для ГРП, содержащая, например, соляную кислоту, под действием которой происходит частичное растворение кольцевых уплотнительных элементов (12) и ослабление посадки верхнего пакера (1). Для ускорения и облегчения срыва последнего возможно закачивание в скважину нефти в качестве смазки, в результате чего резко снижается усилие срыва верхнего пакера (1).
Таким образом, предлагаемое изобретение позволяет получить двухпакерную компоновку для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин, которая увеличивает надежность и эффективность работы. Устройство при этом имеет достаточно простую конструкцию, а технология работ с ним легко осуществима.
Изобретение было раскрыто выше со ссылкой на конкретный вариант его осуществления. Для специалистов могут быть очевидны и иные варианты осуществления изобретения, не меняющие его сущности, как она раскрыта в настоящем описании. Соответственно, изобретение следует считать ограниченным по объему только нижеследующей формулой изобретения.
Claims (4)
1. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин, верхний пакер которой включает расположенные на наружной поверхности трубчатого корпуса кольцевые уплотнительные элементы, выполненные из сплава на основе химически активного металла, растворимого в скважинных реагентах, например, в жидкости для гидроразрыва пласта, содержащей кислоту, отличающаяся тем, что с целью повышения надежности устройства трубчатый корпус верхнего пакера имеет равномерно расположенные по кругу продольные щелевидные отверстия.
2. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что трубчатый корпус верхнего пакера выполнен в виде тонкостенной гильзы с возможностью радиального расширения.
3. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что с целью облегчения процесса распакеровки кольцевые уплотнения верхнего пакера выполнены из более пластичного, чем материал трубчатого корпуса, сплава на основе химически активного металла, растворимого в скважинных жидкостях, содержащих кислотные реагенты.
4. Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин по п. 1, отличающаяся тем, что кольцевые уплотнения верхнего пакера расположены в проточках, выполненных на наружной поверхности трубчатого корпуса последнего.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018117073A RU2737747C2 (ru) | 2018-05-08 | 2018-05-08 | Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018117073A RU2737747C2 (ru) | 2018-05-08 | 2018-05-08 | Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018117073A3 RU2018117073A3 (ru) | 2019-11-11 |
| RU2018117073A RU2018117073A (ru) | 2019-11-11 |
| RU2737747C2 true RU2737747C2 (ru) | 2020-12-02 |
Family
ID=68579331
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018117073A RU2737747C2 (ru) | 2018-05-08 | 2018-05-08 | Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2737747C2 (ru) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213202C2 (ru) * | 2001-06-19 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Пакер для нагнетательной скважины и способ его установки |
| RU2227202C2 (ru) * | 2002-07-02 | 2004-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакер |
| US20070181224A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable Compositions, Apparatus Comprising Same, and Method of Use |
| RU2553717C2 (ru) * | 2010-08-12 | 2015-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Растворимая мостовая пробка |
| US20170284167A1 (en) * | 2014-09-22 | 2017-10-05 | Kureha Corporation | Downhole tool containing downhole-tool member containing reactive metal and downhole-tool member containing degradable resin composition, and well-drilling method |
| RU2651714C2 (ru) * | 2017-02-03 | 2018-04-23 | Олег Сергеевич Николаев | Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны |
-
2018
- 2018-05-08 RU RU2018117073A patent/RU2737747C2/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2213202C2 (ru) * | 2001-06-19 | 2003-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" | Пакер для нагнетательной скважины и способ его установки |
| RU2227202C2 (ru) * | 2002-07-02 | 2004-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Пакер |
| US20070181224A1 (en) * | 2006-02-09 | 2007-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Degradable Compositions, Apparatus Comprising Same, and Method of Use |
| RU2553717C2 (ru) * | 2010-08-12 | 2015-06-20 | Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. | Растворимая мостовая пробка |
| US20170284167A1 (en) * | 2014-09-22 | 2017-10-05 | Kureha Corporation | Downhole tool containing downhole-tool member containing reactive metal and downhole-tool member containing degradable resin composition, and well-drilling method |
| RU2651714C2 (ru) * | 2017-02-03 | 2018-04-23 | Олег Сергеевич Николаев | Двухпакерная компоновка нефтедобывающей установки с изоляцией нарушений герметичности обсадной колонны |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2018117073A3 (ru) | 2019-11-11 |
| RU2018117073A (ru) | 2019-11-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| NO325410B1 (no) | Slagindikator og fremgangsmate for angivelse av et slag i ekspansjonssystem med rorformet utbedringsfôring | |
| US8240387B2 (en) | Casing annulus tester for diagnostics and testing of a wellbore | |
| AU2008248664A1 (en) | Apparatus and method for expanding tubular elements | |
| CN108661597B (zh) | 一种井下作业一体化井筒处理工具及方法 | |
| US7699111B2 (en) | Float collar and method | |
| WO2016051169A1 (en) | Improvements in or relating to morphing tubulars | |
| RU2405101C1 (ru) | Центратор обсадной колонны | |
| RU2737747C2 (ru) | Двухпакерная компоновка для перекрытия негерметичных участков эксплуатационных колонн нефтяных и газовых скважин | |
| RU2441975C1 (ru) | Способ глушения в осложненных условиях газовых и газоконденсатных скважин | |
| CN108798615A (zh) | 一种注水井的分注完井管柱及不压井完井工艺 | |
| RU2629501C1 (ru) | Оборудование для восстановления изношенных и дефектных участков эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин | |
| BR122023021866A2 (pt) | Conjunto para tampar um poço | |
| NO20121433A1 (no) | Kontrolledningsbeskyttelse | |
| US8661877B2 (en) | Apparatus and method for testing float equipment | |
| RU2358091C2 (ru) | Промывочный клапан | |
| CN211422596U (zh) | 一种液力推动小直径胶筒刮管器 | |
| RU2563845C2 (ru) | Способ герметизации полости труб и затрубного простанства скважины, противосифонное герметизирующее устройство "пгу-2", промывочная катушка "пк-1" | |
| CA3186495A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
| RU2728754C2 (ru) | Гидравлическое устройство и способ обнаружения и заделки отверстий или трещин в насосно-компрессорных трубах нефтедобывающей скважины | |
| RU2635805C1 (ru) | Система ликвидации негерметичности обсадных колонн | |
| RU2350784C1 (ru) | Штанговый глубинный насос с боковым отверстием в цилиндре, заглушенным гидравлическим сливным клапаном | |
| SU933955A2 (ru) | Устройство дл перекрыти скважины | |
| RU2196888C2 (ru) | Способ и устройство для волнового воздействия на залежь | |
| RU2570178C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
| RU2737551C2 (ru) | Оборудование для ремонта эксплуатационных колонн нефтегазовых скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200509 |