RU2773125C1 - Device for isolation of formations in a well - Google Patents
Device for isolation of formations in a well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2773125C1 RU2773125C1 RU2021135885A RU2021135885A RU2773125C1 RU 2773125 C1 RU2773125 C1 RU 2773125C1 RU 2021135885 A RU2021135885 A RU 2021135885A RU 2021135885 A RU2021135885 A RU 2021135885A RU 2773125 C1 RU2773125 C1 RU 2773125C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- anchor
- piston
- cone
- hydraulic pusher
- housing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 20
- 238000002955 isolation Methods 0.000 title abstract description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 26
- 230000001808 coupling Effects 0.000 claims abstract description 14
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 14
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000003825 pressing Methods 0.000 claims description 10
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 9
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 9
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 210000003739 Neck Anatomy 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 5
- 210000001736 Capillaries Anatomy 0.000 description 3
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 230000002708 enhancing Effects 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 241000013987 Colletes Species 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N aluminium(3+) Chemical class [Al+3] REDXJYDRNCIFBQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 235000012495 crackers Nutrition 0.000 description 1
- 230000005489 elastic deformation Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 229910052755 nonmetal Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000000284 resting Effects 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации нефтяных и газовых скважин, в частности, для изоляции пластов в скважине с углом различной кривизны и в горизонтальных скважинах, при работе в условиях высокого давления и высокой температуры, при одновременно-раздельной эксплуатации.The invention relates to the oil industry and can be used in the operation of oil and gas wells, in particular, for isolating formations in a well with an angle of different curvature and in horizontal wells, when operating under conditions of high pressure and high temperature, with simultaneous-separate operation.
Известна подвеска для насосно-компрессорных труб с боковыми проходными соединительными каналами, включающая узел уплотнения и корпус, имеющий один или несколько продольных каналов для гидравлических, оптоволоконных и/или электрических линий управления. На корпусе подвески размещен гидравлический толкатель с фиксирующим замком, узел уплотнения, узел якоря. Внутри корпуса размещен цанговый узел разъединения подвески колонны, режущие клинья для прерывания линий управления. Узел якоря снабжен муфтой в виде сегментов с равномерным уклоном, разделенных канавками для расширения в радиальном направлении до зацепления с внутренней стенкой трубы. Якорная муфта создает равномерную нагрузку на стенку эксплуатационной колонны в месте закрепления подвески. Узел уплотнения подвески колонны включает множество уплотнительных элементов из эластичного материала, металла, пластика или любой их комбинации. Элементы могут иметь гребни, элементы выдавливания, канавки для лучшего прилегания манжет к внутренней стенке обсадной колонны [US 6609567, 04.05.2001].Known suspension for tubing with lateral through-connecting channels, including a seal assembly and a housing having one or more longitudinal channels for hydraulic, fiber optic and/or electrical control lines. On the suspension body there is a hydraulic pusher with a locking lock, a seal assembly, an anchor assembly. Inside the body there is a collet assembly for disconnecting the column suspension, cutting wedges for interrupting control lines. The anchor assembly is provided with a coupling in the form of segments with a uniform slope, separated by grooves for expanding in the radial direction until it engages with the inner wall of the pipe. The anchor sleeve creates a uniform load on the wall of the production casing at the place where the suspension is fixed. The column suspension seal assembly includes a plurality of sealing elements made of elastic material, metal, plastic, or any combination thereof. The elements may have ridges, extrusion elements, grooves for better fit of the collars to the inner wall of the casing [US 6609567, 04.05.2001].
Недостатком данной конструкции является сложность извлечения устройства из ствола скважины по причине отсутствия возможности сложить якорную муфту и снять сжатие манжет узла уплотнения.The disadvantage of this design is the difficulty of extracting the device from the wellbore due to the inability to fold the anchor sleeve and remove the compression of the cuffs of the seal assembly.
Известна муфта узла якоря для крепления технических средств в скважине, поджимаемая с внутренней стороны клиньями, распределяющими усилие по якорной муфте равномерно для внедрения ее зубьев в стенку скважины [ЕР 0898048 А2, 24.02.1999].Known sleeve node anchor for fixing technical means in the well, pressed from the inside by wedges that distribute the force on the anchor sleeve evenly for the introduction of its teeth into the wall of the well [EP 0898048 A2, 24.02.1999].
Недостатком данной конструкции является наличие паза якорной муфты, параллельного оси изделия, необходимого для сборки узла и прохождения гидравлических, оптоволоконных, электрических линий управления через устройство, но создающего помеху при снятии технического средства, например пакера, особенно при выполнении возвратно-поступательных движений в скважине.The disadvantage of this design is the presence of an anchor sleeve groove parallel to the product axis, which is necessary for assembling the assembly and passing hydraulic, fiber-optic, electrical control lines through the device, but interfering with the removal of a technical tool, such as a packer, especially when performing reciprocating movements in the well.
Известен сервисный пакер с размещенными обособленно узлами якоря, представляющий корпус с установленным на нем верхним узлом якоря, спусковым устройством, узлом уплотнения, включающим множество кольцевых манжет, предохраняемых башмаками торцевой защиты от сдвига давлением в межтрубном пространстве, установочным узлом, в кольцевой полости которого расположена фиксирующая втулка, нижним узлом якоря. Внутри корпуса сервисного пакера в нижней его части установлен механизм отсоединения от нижележащей колонны насосно-компрессорных труб [US Patent 6112811, 05.09.2000].A service packer is known with anchor assemblies placed separately, representing a body with an upper anchor assembly installed on it, a release device, a seal assembly including a plurality of annular cuffs protected by end protection shoes from shear pressure in the annular space, an installation node, in the annular cavity of which a fixing bushing, lower anchor assembly. Inside the service packer housing, in its lower part, there is a mechanism for disconnecting from the underlying tubing string [US Patent 6112811, 09/05/2000].
Недостатком данного сервисного пакера является риск повреждения кольцевых манжет и потеря герметичности уплотнения при трении о внутреннюю стенку эксплуатационной колонны при активации верхнего узла якоря при передаче усилия через узел уплотнения со сдвигом последнего.The disadvantage of this service packer is the risk of damage to the annular cuffs and loss of tightness of the seal when rubbing against the inner wall of the production string when the upper anchor assembly is activated when the force is transmitted through the seal assembly with a shear of the latter.
Известна система уплотнения подвески хвостовика с пружиной для создания дополнительной силы сжатия эластичных манжет при их деформации, представляющая собой расположенную между толкателем, верхним якорем и уплотнительным элементом и нижним якорем прорезную пружину. После снятия усилия веса транспортировочной колонны на узлы якоря и уплотнительный элемент и закрепления подвески хвостовика в эксплуатационной колонне пружина обеспечивает упругое поджатие эластичных манжет узла уплотнения для предотвращения снижения герметизирующей способности [CN 106522868А, 22.03.2017].A known system for sealing the liner suspension with a spring to create additional compression force of the elastic cuffs when they are deformed, which is a slotted spring located between the pusher, the upper anchor and the sealing element and the lower anchor. After removing the weight of the transport string on the anchor assemblies and the sealing element and fixing the liner hanger in the production string, the spring provides elastic compression of the elastic cuffs of the seal assembly to prevent a decrease in sealing capacity [CN 106522868A, 03/22/2017].
Недостатком конструкции является действие предварительно сжатой пружины узла уплотнения между двух якорных узлов, закрепляющих устройство на стенке обсадной колонны, что осложняет применение прорезной пружины для создания дополнительной силы сжатия в технических средствах, извлекаемых из скважины.The disadvantage of the design is the action of a pre-compressed spring of the seal assembly between two anchor assemblies that secure the device to the casing wall, which complicates the use of a slotted spring to create additional compression force in the technical means retrieved from the well.
Наиболее близким решением из всех известных является устройство для изоляции пластов в скважине, работающее в условиях высокого давления и высокой температуры, которое представляет ступенчатый корпус с проходным каналом, в верхней части которого установлен узел уплотнения, состоящий из уплотнительных элементов в виде расширяющихся в радиальном направлении кольцевых манжет и башмаков торцевой защиты. Узел уплотнения снабжен узлом блокировки его в транспортном положении. Ниже на корпусе расположены узел для втягивания нижнего башмака торцевой защиты при съеме устройства, якорный узел с якорной муфтой и гидравлический толкатель со скользящей фиксирующей втулкой в нижней части, расположенный между указанными узлами и передающий усилие от якорного узла вверх на сжатие уплотнений. Якорная муфта охватывает верхний конус и нижний конус, имеет внутренние поверхности скольжения в центральной части и по краям, обеспечивающие равномерное зацепление муфты со стенкой эксплуатационной колонны. Гидравлический толкатель охватывает кольцевую камеру, соединенную отверстием с проходным каналом устройства. Боковыми стенками камеры являются поршень и нижний переводник. На наружной поверхности переводника имеется канавка, предназначенная для фиксации скользящей втулки, связанной с поршнем при работе устройства. Первоначально поршень и нижний конус удерживаются срезными винтами за стопорное кольцо, установленное на нижнем переводнике. Перемещение верхнего конуса ограничивается с помощью установочного винта в канавке корпуса.The closest solution of all known is a device for isolating formations in a well, operating under high pressure and high temperature conditions, which is a stepped body with a through channel, in the upper part of which there is a sealing unit, consisting of sealing elements in the form of annular expanding in the radial direction. cuffs and shoes of end protection. The sealing unit is provided with a locking unit in the transport position. Below on the body there is a unit for retracting the bottom shoe of the end protection when the device is removed, an anchor unit with an anchor clutch and a hydraulic pusher with a sliding fixing sleeve in the lower part, located between these units and transmitting force from the anchor unit upwards to compress the seals. The anchor sleeve covers the upper cone and the lower cone, has internal sliding surfaces in the central part and along the edges, ensuring uniform engagement of the sleeve with the production string wall. The hydraulic pusher covers the annular chamber, connected by a hole with the passage channel of the device. The side walls of the chamber are the piston and the bottom sub. On the outer surface of the sub there is a groove designed to fix the sliding sleeve associated with the piston during operation of the device. Initially, the piston and bottom cone are held by shear screws on a retaining ring mounted on the bottom sub. The movement of the top cone is limited by a set screw in a housing groove.
Для съема устройства корпус разрезают инструментом, опускаемым на внутренний уступ проходного канала корпуса. После разрезки корпус устройства может перемещаться вверх, а поршень и нижний переводник могут перемещаться вниз, сдвигая нижний конус вниз и освобождая верхний конус, тем самым освобождая якорную муфту и снимая усилия сжатия с манжет узла уплотнения [US Patent 5944102, 31.08.1999].To remove the device, the body is cut with a tool lowered onto the inner ledge of the body passage channel. After cutting, the body of the device can move up, and the piston and lower sub can move down, shifting the lower cone down and releasing the upper cone, thereby releasing the anchor sleeve and relieving compression forces from the cuffs of the seal assembly [US Patent 5944102, 08/31/1999].
Недостатком устройства для изоляции пластов в скважине является невысокая надежность устройства, так как под действием пластового давления, сжимающего манжеты узла уплотнения может ослабнуть крепление якорной муфты в эксплуатационной колонне из-за наличия жесткой связи якорного узла и узла уплотнения. Понижает надежность и трение манжет о внутреннюю стенку ствола скважины в процессе активации узла уплотнения и якорного узла, приводящее к повреждению кольцевых манжет и потере герметичности уплотнения. Недостатком данной конструкции также является отсутствие возможности сложить якорную муфту, снять сжатие манжет узла уплотнения и снять устройство для изоляции пластов в скважине без разрезания корпуса специальным инструментом.The disadvantage of the device for isolating formations in a well is the low reliability of the device, since under the action of formation pressure compressing the cuffs of the seal assembly, the fastening of the anchor sleeve in the production string can be weakened due to the presence of a rigid connection between the anchor assembly and the seal assembly. Reduces the reliability and friction of the collars against the inner wall of the wellbore during the activation of the seal assembly and the anchor assembly, leading to damage to the annular collars and loss of seal tightness. The disadvantage of this design is also the inability to fold the anchor sleeve, remove the compression of the cuffs of the seal assembly and remove the device for isolating the formations in the well without cutting the body with a special tool.
Техническим результатом изобретения является повышение надежности работы устройства по изоляции пластов в скважине за счет отделения узла уплотнения от якорного узла и упрощение съема устройства при окончании эксплуатации, расширение функциональных возможностей устройства при использовании в процессе одновременно-раздельной эксплуатации скважин.The technical result of the invention is to increase the reliability of the device for isolating formations in a well by separating the seal assembly from the anchor assembly and simplifying the removal of the device at the end of operation, expanding the functionality of the device when used in the process of simultaneous-separate operation of wells.
Указанный технический результат достигается тем, что в устройстве для изоляции пластов в скважине, включающем ступенчатый корпус с основным проходным каналом для перекачиваемой жидкости, узел уплотнения, содержащий уплотнительный элемент в виде набора расширяющихся в радиальном направлении манжет, расположенных между башмаками торцевой защиты, установленные с возможностью перемещения поршень и гидравлический толкатель, охватываемый верхней скользящей втулкой, ограничивающие кольцевую камеру, связанную отверстием с проходным каналом, якорный узел, состоящий из нижнего конуса и верхнего конуса, охваченных упругой якорной муфтой, срезные винты, определяющие порядок действия поршня, гидравлического толкателя и смещения нижнего конуса, согласно изобретению, гидравлический толкатель установлен на корпусе выше якорного узла и снаружи окружен цилиндром, охватывающим кольцевую камеру и соединенным с поршнем, причем поршень и гидравлический толкатель имеют возможность перемещаться друг относительно друга, обеспечивая неподвижность якорной муфты при работе узла уплотнения и в положении закрепления в обсадной колонне, и имеют возможность совместного перемещения вниз за верхним конусом якорного узла при извлечении устройства для снятия силы сжатия с уплотнительного элемента, внутри цилиндра размещена верхняя скользящая втулка, перемещающаяся по наружной поверхности гидравлического толкателя, в верхнем конусе, соединенным с гидравлическим толкателем, расположена нижняя скользящая втулка с возможностью фиксации на корпусе устройства, под нижним конусом закреплено разрезное пружинное кольцо, закрытое гайкой и фиксируемое при сдвиге нижнего конуса в канавке на корпусе устройства, выполненной ниже якорного узла, во время его извлечения.The specified technical result is achieved by the fact that in a device for isolating formations in a well, including a stepped housing with a main passage channel for a pumped liquid, a seal assembly containing a sealing element in the form of a set of cuffs expanding in the radial direction, located between the shoes of the end protection, installed with the possibility piston and hydraulic pusher, covered by the upper sliding sleeve, limiting the annular chamber, connected with the opening to the passage channel, the anchor assembly, consisting of the lower cone and the upper cone covered by the elastic anchor coupling, shear screws, which determine the order of action of the piston, the hydraulic pusher and the displacement of the lower cone, according to the invention, the hydraulic pusher is mounted on the body above the anchor assembly and is surrounded on the outside by a cylinder enclosing the annular chamber and connected to the piston, the piston and the hydraulic pusher being able to move relative to each other. but each other, ensuring the immobility of the anchor coupling during the operation of the seal assembly and in the position of fixing in the casing string, and have the ability to jointly move down behind the upper cone of the anchor assembly when the device is removed to remove the compression force from the sealing element, an upper sliding sleeve is placed inside the cylinder, moving along the outer surface of the hydraulic pusher, in the upper cone connected to the hydraulic pusher, there is a lower sliding sleeve with the possibility of fixing on the device body, a split spring ring is fixed under the lower cone, closed with a nut and fixed when the lower cone is shifted in the groove on the device body, made below the anchor node while it is being retrieved.
Узел уплотнения установлен в верхней части корпуса, ниже него на корпусе установлены с возможностью перемещения поршень с цилиндром и гидравлический толкатель, образующие кольцевую камеру, связанную гидравлической связью с проходным каналом. Поршень соединен с цилиндром и удерживается на корпусе устройства срезным винтом, по крайней мере, одним. При повышении давления в камере поршень с цилиндром и гидравлический толкатель выполняют движение в противоположных направлениях. В средней части корпуса установлен якорный узел, включающий верхний конус, связанный с гидравлическим толкателем, и нижний конус, зафиксированный в канавке корпуса срезным винтом, по крайней мере, одним. Якорная муфта, охватывающая конусы, скользит по нескольким наружным конусам за счет конических шеек в средней части и по краям.The seal assembly is installed in the upper part of the housing, below it on the housing a piston with a cylinder and a hydraulic pusher are installed with the possibility of movement, forming an annular chamber hydraulically connected to the through passage. The piston is connected to the cylinder and is held on the body of the device by a shear screw, at least one. When the pressure in the chamber increases, the piston with the cylinder and the hydraulic pusher move in opposite directions. An anchor assembly is installed in the middle part of the housing, including an upper cone connected to a hydraulic pusher and a lower cone fixed in the housing groove with at least one shear screw. Anchor coupling, covering the cones, slides on several outer cones due to the conical necks in the middle and along the edges.
С помощью нижней скользящей втулки верхний конус фиксируется в новом положении в канавках корпуса. В верхнем конусе нижняя скользящая втулка закреплена с помощью нарезки с профилем, усиливающим ее прижатие к корпусу при движении верхнего конуса и якорной муфты в обратном направлении под нагрузкой от веса устройства для изоляции пластов в скважине и другого оборудования.The lower sliding sleeve locks the upper cone into its new position in the housing grooves. In the upper cone, the lower sliding sleeve is fixed by means of a thread with a profile that enhances its pressing against the body when the upper cone and the anchor sleeve move in the opposite direction under the load from the weight of the device for isolating the formations in the well and other equipment.
Нижний конус неподвижен и снабжен защелкой в виде разрезного пружинного кольца, закрытого гайкой. Выполненные в нижней части на корпусе устройства кольцевые канавки обеспечивают удерживание нижнего конуса пружинным кольцом в новом положении после перемещения вниз при съеме устройства.The lower cone is fixed and equipped with a latch in the form of a split spring ring closed with a nut. The annular grooves made in the lower part of the body of the device ensure that the lower cone is held in a new position by the spring ring after moving down when the device is removed.
Совместное удержание поршня и цилиндра на гидравлическом толкателе в конце рабочего хода фиксируется с помощью верхней скользящей втулки.Joint retention of the piston and cylinder on the hydraulic pusher at the end of the stroke is fixed with the help of the upper sliding sleeve.
Узел уплотнения включает в себя множество кольцевых манжет, причем верхняя и нижняя манжеты выполнены из более твердого эластичного материала, по сравнению с материалом центральных манжет. Различие в твердости эластичного материала позволяет центральным манжетам лучше герметизировать, а крайним манжетам полноценно удерживать уплотнительный элемент от смещения в герметизируемом межтрубном пространстве под действием перепада давления. Между манжетами могут быть установлены разделительные кольца, снабженные удерживающими поясками, задающими характер деформации эластичных манжет. Сжатие манжет происходит между двух торцевых башмаков с опорой верхнего башмака на торец корпуса устройства.The seal assembly includes a plurality of annular cuffs, the top and bottom cuffs being made of a harder elastic material than the material of the center cuffs. The difference in the hardness of the elastic material allows the central cuffs to better seal, and the outer cuffs fully retain the sealing element from displacement in the sealed annular space under the action of pressure drop. Separating rings can be installed between the cuffs, equipped with retaining bands that determine the nature of the deformation of the elastic cuffs. The cuffs are compressed between two end shoes with the support of the upper shoe on the end of the device body.
Для дополнительного уплотнения кольцевых манжет поршень имеет сверху часть, выполненную в виде прорезной пружины. При работе узла уплотнения прорезная пружина сжимается, после сброса давления в проходном канале и кольцевой камере устройства начинает поджимать манжеты уплотнительного элемента, повышая надежность герметичного перекрытия межтрубного пространства.For additional sealing of the annular cuffs, the piston has a part on top made in the form of a slotted spring. During the operation of the sealing unit, the slotted spring is compressed, after depressurizing in the passage channel and the annular chamber of the device, it begins to compress the cuffs of the sealing element, increasing the reliability of the hermetic overlap of the annular space.
Для удержания верхней скользящей фиксирующей втулки на наружной части гидравлического толкателя сформированы канавки, а на внутренней поверхности цилиндра выполнена нарезка с профилем, который усиливает прижатие втулки к гидравлическому толкателю при движении поршня и цилиндра в обратном направлении под усилием действия перепада давления на манжетах узла уплотнения.To hold the upper sliding locking sleeve, grooves are formed on the outer part of the hydraulic pusher, and a thread with a profile is made on the inner surface of the cylinder, which enhances the pressing of the sleeve to the hydraulic pusher when the piston and cylinder move in the opposite direction under the force of the differential pressure on the cuffs of the seal assembly.
Корпус устройства снабжен каналом для прохода кабеля и имеет дополнительные сквозные каналы для прохождения гидравлических, оптоволоконных, электрических или обеих линий управления, капиллярных каналов для выхода газа. Для удобства прокладывания кабельных и сигнальных линий на корпусе выполнены лыски, оснащенные прижимающими линии планками с винтами крепления к корпусу.The body of the device is provided with a channel for the passage of the cable and has additional through channels for the passage of hydraulic, fiber optic, electrical or both control lines, capillary channels for gas outlet. For the convenience of laying cable and signal lines, flats are made on the case, equipped with strips pressing the lines with screws for fastening to the case.
Возможен вариант исполнения устройства для изоляции пластов в скважине, когда в корпусе устройства установлено седло для удержания герметично перекрывающей проходной канал пробки активации или запорного шара. Пробка активации или шар отделяют лежащий ниже проходной канал, их посадка на седло является началом активации устройства. Запорный шар может быть выполнен из сплава, растворимого в результате коррозии при контакте со скважинной жидкостью.A version of the device for isolating formations in a well is possible, when a seat is installed in the body of the device to hold an activation plug or a locking ball that tightly seals the passage channel. The activation plug or ball separates the underlying orifice, their seating on the seat is the beginning of the activation of the device. The locking ball may be made of an alloy that is soluble as a result of corrosion in contact with the well fluid.
Сущность изобретения.The essence of the invention.
Устройство для изоляции пластов в скважине предполагает большую надежность герметизации межтрубного пространства посредством узла уплотнения в устройстве, уже закрепленном в обсадной колонне. В активированном узле уплотнения в течение всего срока службы происходит дополнительное уплотнение кольцевых манжет узла усилием разжатия части поршня, выполненной в виде прорезной пружины. Применение якорной муфты в виде упругой втулки с параллельными оси пазами позволяет равномерно распределять усилие по кольцевой поверхности внутренней стенки обсадной трубы, что способствует ее надежному закреплению. При активации узла уплотнения в закрепленном устройстве происходит дополнительное поджатие закрепленной якорной муфты. Использование скользящих втулок обеспечивает надежную фиксацию узла якоря без ослабления, например, при аварийном сбросе давления во время приведения устройства в рабочее положение, надежную работу эластичных манжет якорного узла в сжатом состоянии по герметизации межтрубного пространства. В конструкции реализован улучшенный съем устройства из скважины при возврате якорной муфты в первоначальное состояние за счет упругих сил материала, сдвига поршня и гидравлического толкателя вниз по корпусу, наличия свободного пространства для возврата резиновых уплотнительных элементов в первоначальное положение и сжатия якорного узла, что обеспечивает целостность извлекаемого из скважины устройства. В предлагаемом устройстве для изоляции пластов в скважине возможно применение пробки активации или запорного шара для задания определенного момента срабатывания устройства. Кроме того, есть возможность выполнения дополнительных каналов в корпусе устройства для гидравлических, оптоволоконных, электрических или обеих линий управления, а также капиллярных каналов для выхода газа.A device for isolating formations in a well assumes greater reliability of sealing the annular space by means of a seal assembly in a device already fixed in the casing string. In the activated seal assembly, during the entire service life, the annular seals of the assembly are additionally sealed by the force of expanding the part of the piston, made in the form of a slotted spring. The use of an anchor coupling in the form of an elastic sleeve with grooves parallel to the axis allows the force to be evenly distributed along the annular surface of the inner wall of the casing, which contributes to its reliable fastening. When the seal assembly is activated in the fixed device, the fixed anchor clutch is additionally compressed. The use of sliding bushings ensures reliable fixation of the anchor assembly without loosening, for example, in case of emergency pressure relief while bringing the device into working position, reliable operation of the elastic cuffs of the anchor assembly in a compressed state to seal the annulus. The design implements an improved removal of the device from the well when the anchor sleeve is returned to its original state due to the elastic forces of the material, the displacement of the piston and the hydraulic pusher down the body, the availability of free space for returning the rubber sealing elements to their original position and compressing the anchor assembly, which ensures the integrity of the retrieved from the well of the device. In the proposed device for isolating formations in a well, it is possible to use an activation plug or a shut-off ball to set a certain moment of operation of the device. In addition, it is possible to make additional channels in the device housing for hydraulic, fiber optic, electrical or both control lines, as well as capillary channels for gas outlet.
Сущность изобретения поясняется чертежами. Краткое описание чертежей.The essence of the invention is illustrated by drawings. Brief description of the drawings.
Фиг. 1 - изображено устройство для изоляции пластов в скважине в транспортном положении;Fig. 1 - shows a device for isolating formations in a well in a transport position;
фиг. 2 - разрез А-А фиг. 1 по якорной муфте в сжатом состоянии.fig. 2 - section A-A of Fig. 1 on the anchor clutch in a compressed state.
Фиг. 3 - изображено устройство, которое закреплено в обсадной колонне путем расширения якорной муфты в радиальном направлении;Fig. 3 - shows a device that is fixed in the casing by expanding the anchor sleeve in the radial direction;
фиг. 4 - разрез Б-Б фиг. 3 по якорной муфте при зацеплении за обсадную колонну.fig. 4 - section B-B of Fig. 3 along the anchor coupling when engaging with the casing string.
Фиг. 5 - изображено устройство при создании герметичного перекрытия межтрубного пространства при сжатии уплотнительных элементов с деформацией их в радиальном направлении;Fig. 5 - a device is shown when creating a hermetic overlap of the annular space during compression of the sealing elements with their deformation in the radial direction;
фиг. 6 - выносной элемент В со скользящими втулками, закрепленными на нарезке со специальным профилем.fig. 6 - remote element B with sliding bushings fixed on threads with a special profile.
Фиг. 7 - изображено устройство в момент снятия закрепления при сдвиге нижнего конуса для сжатия якорной муфты.Fig. 7 - shows the device at the moment of removing the fastening when shifting the lower cone to compress the anchor clutch.
Фиг. 8 - изображен вариант устройства для изоляции пластов в скважине со множеством манжет уплотнительного элемента, разделенных кольцами без поясков, в корпусе которого выполнено множество второстепенных каналов, в основном проходном канале установлено седло под шар;Fig. 8 - shows a variant of a device for isolating formations in a well with a plurality of sealing element cuffs separated by rings without belts, in the body of which a plurality of secondary channels are made, a ball seat is installed in the main passage channel;
фиг. 9 - разрез Г-Г фиг. 8 по уплотнительному элементу;fig. 9 - section Г-Г of FIG. 8 on the sealing element;
фиг. 10 - разрез Д-Д фиг. 8 по якорной муфте, показывающий крепление линий к корпусу планками.fig. 10 - section D-D of FIG. 8 along the anchor coupling, showing the fastening of the lines to the hull with planks.
Устройство для изоляции пластов в скважине включает (фиг. 1) цельный ступенчатый корпус 1, на котором последовательно размещены узел уплотнения 3, поршень 4, связанный с цилиндром 6, закрепленный в исходном положении срезным винтом 5, по крайней мере, одним, гидравлический толкатель 7, и якорный узел. Поршень 4 имеет верхнюю часть с прорезями, расположенными в шахматном порядке, представляющую пружину. В корпусе выполнены основной проходной канал 9 для перекачки жидкости, канал для прохода кабельной линии 10, дополнительные каналы 37 для гидравлических, оптоволоконных и/или электрических линий управления, капиллярные каналы для выхода газа (фиг. 1, 2, 8, 9).The device for isolating formations in a well includes (Fig. 1) a one-piece stepped
В верхней части корпуса 1 торец выполнен с утолщением, ограничивающим перемещение башмаков торцевой защиты и кольцевых манжет узла уплотнения 3, нижний башмак торцевой защиты 30 поджат поршнем 4. Между корпусом 1, гидравлическим толкателем 7, поршнем 4 и цилиндром 6 образована кольцевая камера 11, которая имеет гидравлическую связь с основным проходным каналом 9 устройства через радиальное отверстие 12. Гидравлический толкатель 7 и поршнем 4 ограничивают камеру 11 в осевом направлении с противоположных сторон.In the upper part of the
Гидравлический толкатель 7 снаружи окружен цилиндром 6. На наружной поверхности гидравлического толкателя 7 выполнены канавки 8 с треугольным профилем в сечении. В цилиндре 6 на внутренней поверхности размещена верхняя скользящая втулка 13, которая снабжена канавками с треугольным профилем в сечении во внутреннем отверстии со стороны гидравлического толкателя 7 и нарезкой с профилем прямоугольной трапеции в сечении на наружном диаметре, контактирующей с цилиндром 6. Для перемещения втулки 13 внутренняя поверхность цилиндра 6 имеет отверстие с нарезкой аналогичного профиля, усиливающей ее прижатие к канавке 8 на наружной поверхности гидравлического толкателя 7. При движении поршня 4 и цилиндра 6 в обратном направлении под действием перепада давления на узел уплотнения 3 нарезка цилиндра 6 сжимает скользящую втулку 13, обеспечивая надежную фиксацию в канавках 8 гидравлического толкателя 7. Гидравлический толкатель 7 зафиксирован в исходном положении с цилиндром 6 через промежуточную деталь. Повышение давления в основном проходном канале 9 создает усилие на нижнем торце поршня 4 и верхнем торце гидравлического толкателя 7. Начало движения гидравлического толкателя 7 задано срезным винтом 14, по меньшей мере, одним, начало движения поршня 4 задано срезным винтом 5, по меньшей мере, одним.The
В якорный узел включены верхний подвижный конус 15 и нижний неподвижный конус 18 с коническими шейками, которые снаружи закрыты разрезной якорной муфтой 16 из упругого материала. Верхний конус 15, гидравлический толкатель 7 и промежуточная деталь имеют возможность фиксации в новом положении с помощью нижней скользящей втулки 17, которая расположена внутри верхней части верхнего конуса 15 и перемещается по канавкам 2 с треугольным профилем в сечении, выполненным на нижней части корпуса 1 в области подвижного конуса 15. При этом нижняя скользящая втулка 17 снабжена канавками с треугольным профилем в сечении во внутреннем отверстии со стороны корпуса 1 и нарезкой с профилем прямоугольной трапеции в сечении на наружном диаметре, взаимодействующим с соответствующей нарезкой в отверстии на внутреннем диаметре верхнего конуса 15. Нарезка внутри отверстия верхнего конуса 15 усиливает прижатие скользящей втулки 17 к корпусу 1 при движении конуса 15 в обратном направлении под нагрузкой от якорной муфты 16.The anchor assembly includes an upper
Якорная муфта 16, имеющая первоначально цилиндрическую форму, снабжена чередующимися пазами, параллельными оси устройства, для упругой деформации при работе якорного узла. На наружной поверхности муфты 16 имеются разнонаправленные закаленные зубья для внедрения во внутреннюю стенку обсадной колонны. В центральном отверстии якорной муфты выполнены конические шейки в середине и по краям, которые распределяют усилие для ее закрепления на стенку обсадной колонны равномерно по наружному цилиндру муфты 16. Расстояние между коническими шейками якорной муфты 16 и наружными коническими поверхностями верхнего подвижного конуса 15 и нижнего неподвижного конуса 18 может быть различно для первоочередного расширения центральной части муфты и прижатия (фиг. 1, 3, 5) к стенке обсадной трубы.Anchor clutch 16, which initially has a cylindrical shape, is provided with alternating grooves parallel to the axis of the device, for elastic deformation during operation of the anchor assembly. On the outer surface of the
Неподвижный нижний конус 18 зафиксирован на корпусе 1 срезным винтом 19, по меньшей мере, одним. В нижней части неподвижного нижнего конуса 18 установлена защелка в виде разрезного пружинного кольца 20, закрытого поджимающей кольцо гайкой 21. В корпусе 1 ниже якорного узла выполнены кольцевые канавки 31 под пружинное кольцо 20. В новое положение неподвижный конус 18 переходит при снятии устройства при натяжении колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) после среза винта 19, когда разрезное кольцо 20 перемещается в ближайшую кольцевую канавку 31 на корпусе 1 (фиг. 7).The fixed
Корпус 1 в нижней части соединен с основанием 24 через втулки 22 и 23. Основание 24 притянуто к торцу корпуса 1 гайкой 25 за сухари 26 (фиг. 1).The
Втулки 22 и 23 обеспечивают герметичность основного проходного канала 9 и канала под кабель 10. В корпусе 1 может быть сформирован, по крайней мере, один дополнительный канал 37 для гидравлических, оптоволоконных, электрических или обеих линий управления, и выполнены лыски ниже узла уплотнения 3, оснащенные планками 38 с винтами 39 крепления к корпусу, прижимающими эти линии (фиг. 9, 10).
Узел уплотнения 3 состоит из двух крайних резиновых манжет 27 (верхней и нижней) и одной или нескольких центральных манжеты 28, разделенных между собой разделительными кольцами 29 с удерживающими поясками, выполненными из металла, неметаллических или композитных материалов. Пояски задают характер деформации центральных манжет 28 при перекрытии межтрубного пространства (фиг. 3, 5).The
Возможен вариант исполнения узла уплотнения с разделительными кольцами 35 и 36 без удерживающих поясков. В этом случае разделительные кольца также могут быть выполнены из металла, неметаллических или композитных материалов (фиг. 8).It is possible to perform the seal assembly with spacer rings 35 and 36 without retaining bands. In this case, the spacer rings can also be made of metal, non-metal or composite materials (Fig. 8).
На внешней стороне узла уплотнения 3 установлены башмаки торцевой защиты 30, которая предохраняет крайние манжеты 27 от выдавливания в осевом направлении перепадом давления в межтрубном пространстве (фиг. 3, 5).On the outer side of the
В корпусе 1 в проходном канале 9 в районе основания 24 может быть выполнено седло 32, которое предназначено для пробки активации или запорного шара 33. Перед началом работы устройства производится спуск пробки или шара и герметичная посадка в седло 32 с перекрытием проходного канала 9. При установке седла 32 в устройство для изоляции пластов необходимо отверстие 34 в корпусе 1 для слива столба скважинной жидкости (фиг. 8).In the
Устройство работает следующим образом.The device works as follows.
Устройство на насосно-компрессорных трубах с расположенным ниже электроцентробежным насосом (не показан) спускают в обсадную колонну скважины.A tubing device with an electric centrifugal pump (not shown) located below is lowered into the well casing.
Для работы устройства в проходном канале 9 и кольцевой камере 11 создается избыточное давление, перемещающее гидравлический толкатель 7 и поршень 4 в противоположных направлениях. Гидравлический толкатель 7, верхний конус 15, нижняя скользящая втулка 17 движутся вниз после среза винта 14, удерживающего их с поршнем 4 и цилиндром 6. Нижний конус 18, удерживаемый срезным винтом 19, остается неподвижным. Якорная муфта 16 скользит по наружным коническим поверхностям внутреннего конуса 15 и нижнего конуса 18 и, за счет конических шеек в отверстии, расширяется в радиальном направлении. При движении гидравлического толкателя 7 поршень 4, цилиндр 6 и скользящая втулка 13 остаются неподвижными, удерживаемыми срезным винтом 5.To operate the device in the
Гидравлический толкатель 7 сдвигает верхний конус 15 навстречу нижнему конусу 18, при этом якорная муфта 16 упруго деформируется, расширяясь в радиальном направлении, и ее наружный диаметр увеличивается до внутреннего диаметра стенки эксплуатационной колонны. Расположенные на наружной поверхности муфты 16 закаленные зубья надежно внедряются в стенку колонны, удерживая устройство и связанный с ним электроцентробежный насос на заданной глубине. По окончании движения нижняя скользящая втулка 17 в верхнем конусе 15 фиксируется в канавках 2 корпуса 1 и исключает обратное движение верхнего конуса 15 и гидравлического толкателя 7 (фиг. 3), удерживая верхний конус 15 и якорную муфту 16 в новом положении.The
При росте давления в кольцевой камере 11 поршень 4, цилиндр 6 и скользящая втулка 13 начинают двигаться вверх после среза винта 5. Поршень 4 перемещает нижний башмак торцевой защиты 30, а верхний башмак торцевой защиты 30, опирающийся на торец корпуса 1, остается неподвижным. Под действием развиваемого усилия верхняя часть поршня 4, представляющая пружину, сжимается, сдвигает манжеты 27, 28 узла уплотнения 3 вверх, которые, сжимаясь в осевом направлении, расширяются до герметичного перекрытия межтрубного пространства. Манжеты 27 и 28 узла уплотнения 3, перемещаясь по разделительным кольцам 29, деформируются, создавая перекрытие, и распрямляют лепестки башмаков торцевой защиты 30, которые образуют кольцевые опоры для манжет, частично закрывающие межтрубное пространство. Башмаки торцевой защиты 30 предотвращают выдавливание перепадом давления крайних манжет 27 в осевом направлении (фиг. 5). Герметичность перекрытия межтрубного пространства обеспечивается действием усилия разжатия предварительно сжатой верхней части поршня 4, представляющей пружину, направленного на дополнительное уплотнение кольцевых манжет 27, 28 после сброса избыточного давления в камере 11.With an increase in pressure in the
Поршень 4 и цилиндр 6 во время перемещения сдвигают верхнюю втулку 13, скользящую по канавкам 8 гидравлического толкателя 7, и фиксируют ее, что обеспечивает нахождение манжет узла уплотнения 3 в сжатом состоянии и исключает обратный ход, например, при аварийном сбросе давления. Одновременно происходит поджатие якорной муфты 16 в зацеплении с обсадной колонной движением гидравлического толкателя 7 и верхнего конуса 15, которые при значимых перемещениях удерживаются в новом положении нижней скользящей втулкой 17, закрепившейся в канавках корпуса 2. Якорный узел с якорной муфтой 16 надежно удерживает устройство для изоляции пластов в скважине, что обеспечивает надежное герметичное перекрытие межтрубного пространства манжетами узла уплотнения 3. Полость основного проходного канала 9, канала для прохода кабельной линии 37 и межтрубное пространство ниже узла уплотнения 3 герметично разделены уплотнениями, установленными на поршне 4 и гидравлическом толкателе 7.
Съем устройства проводится натяжением колонны НКТ вверх с усилием, достаточным для среза винта 19 (фиг. 7). Натяжение НКТ с усилием вместе с сопротивлением движению якорной муфты 16, находящейся в зацеплении со стенкой обсадной колонны, передает усилие на нижний конус 18, что приводит к срезу винта 19 и освобождению нижнего конуса 18, который сдвигается вниз до расцепления якорной муфты 16 со стенкой обсадной колонны. Сдвиг нижнего конуса 18 увеличивает расстояние между конусами 15, 18 и способствует сжатию якорной муфты 16 в радиальном направлении за счет упругих сил материала под действием трения о стенку трубы и возвращению якорной муфты 16 к ее исходному состоянию (фиг. 1). В верхней части якорной муфты 16 конические шейки в отверстии находятся в зацеплении с верхним конусом 15. При сжатии муфты и сдвиге ее вниз верхний конус 15, нижняя скользящая втулка 17 и гидравлический толкатель 7 также сдвигаются вниз. В результате происходит ослабление усилия сжатия кольцевых манжет узла уплотнения 3, перемещение поршня с цилиндром 6 вниз без или с изменением их положения относительно гидравлического толкателя 7. Тем самым уменьшается наружный диаметр манжет 27, 28 и достигается подготовка узла уплотнения 3 к извлечению из скважины в составе устройства.The device is removed by pulling the tubing string up with a force sufficient to shear the screw 19 (Fig. 7). The tension of the tubing with force, together with the resistance to movement of the
При съеме устройства допускается разворот отдельных фрагментов башмаков торцевой защиты 30 вниз вдоль оси устройства. Пружинное кольцо 20 нижнего конуса 18 фиксирует сдвинувшиеся детали наружного контура в одной из канавок 31, выполненных в корпусе 1 ниже якорного узла (фиг. 7). Это предохраняет от самопроизвольного сближения верхнего конуса 15 и нижнего конуса 18, а также исключает повторное зацепление якорной муфты 16 за стенку обсадной колонны, например, при расхаживании колонны насосно-компрессорных труб во время подъема устройства.When removing the device, it is allowed to rotate individual fragments of the
Устройство для изоляции пластов в скважине может быть оснащено седлом 32 с герметизирующей манжетой (фиг. 8), которые расположены в проходном канале 9 и перекрываются запорным шаром 33 или пробкой активации, в этом случае в корпусе 1 выполняется радиальное отверстие 34, по крайней мере, одно. Радиальное отверстие 34 связывает проходной канал 9 с межтрубным пространством в нижней части устройства на уровне якорного узла, предназначено для слива столба жидкости в колонне и открывается при сдвиге нижнего конуса 18 вниз при съеме устройства.A device for isolating formations in a well can be equipped with a
Таким образом, благодаря возможности новой последовательности активации узлов конструкция предлагаемого устройства обеспечивает надежную изоляцию пластов в скважине и упрощение съема при окончании эксплуатации.Thus, due to the possibility of a new sequence of activation of nodes, the design of the proposed device provides reliable isolation of the formations in the well and simplifies removal at the end of operation.
Claims (8)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2773125C1 true RU2773125C1 (en) | 2022-05-30 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818222C1 (en) * | 2023-04-14 | 2024-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Tool for preparation of production string for operation of pumping equipment and method of use thereof |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5944102A (en) * | 1996-03-06 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature high pressure retrievable packer |
| RU2211302C1 (en) * | 2001-12-25 | 2003-08-27 | Цыбин Сергей Анатольевич | Method of isolation of formations in well and device for injection of isolating material |
| RU2611798C1 (en) * | 2015-12-08 | 2017-03-01 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Wireline drillable packer with setting tool |
| CN106522868A (en) * | 2017-01-12 | 2017-03-22 | 太仓优尼泰克精密机械有限公司 | Auxiliary expanding sealing system for drilling liner hanger |
| US9790764B2 (en) * | 2012-07-02 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer assembly having dual hydrostatic pistons for redundant interventionless setting |
| RU2661927C1 (en) * | 2017-08-17 | 2018-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Double-barrel packer and device for cable sealing conducting between packer's external and internal beds |
| RU199872U1 (en) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Selective hydraulic fracturing assembly in horizontal wells |
| RU205529U1 (en) * | 2021-03-20 | 2021-07-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Форойл" | Hydraulic fluid separation device |
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5944102A (en) * | 1996-03-06 | 1999-08-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature high pressure retrievable packer |
| RU2211302C1 (en) * | 2001-12-25 | 2003-08-27 | Цыбин Сергей Анатольевич | Method of isolation of formations in well and device for injection of isolating material |
| US9790764B2 (en) * | 2012-07-02 | 2017-10-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer assembly having dual hydrostatic pistons for redundant interventionless setting |
| RU2611798C1 (en) * | 2015-12-08 | 2017-03-01 | Общество с Ограниченной Ответственностью "ТНГ-Групп" | Wireline drillable packer with setting tool |
| CN106522868A (en) * | 2017-01-12 | 2017-03-22 | 太仓优尼泰克精密机械有限公司 | Auxiliary expanding sealing system for drilling liner hanger |
| RU2661927C1 (en) * | 2017-08-17 | 2018-07-23 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Double-barrel packer and device for cable sealing conducting between packer's external and internal beds |
| RU199872U1 (en) * | 2019-09-25 | 2020-09-24 | Николай Маратович Шамсутдинов | Selective hydraulic fracturing assembly in horizontal wells |
| RU205529U1 (en) * | 2021-03-20 | 2021-07-19 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма "Форойл" | Hydraulic fluid separation device |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2818222C1 (en) * | 2023-04-14 | 2024-04-25 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Tool for preparation of production string for operation of pumping equipment and method of use thereof |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2018388685B2 (en) | Packing element booster | |
| CA2582751C (en) | Secondary lock for a downhole tool | |
| US8579023B1 (en) | Composite downhole tool with ratchet locking mechanism | |
| NO315720B1 (en) | Retractable, expandable packing device with anti-extortion system for sealing a substantially annular space between a cylindrical object and a bore | |
| WO1979001087A1 (en) | Fluid pressure set and released well packer apparatus | |
| WO2001092682A1 (en) | Sealing assembly with deformable fluid-containing core | |
| GB2373006A (en) | Collet-cone slip system for releasably securing well tools | |
| MX2008009702A (en) | Retrievable downhole packer assembly. | |
| WO2016205379A1 (en) | Seal pressure relaxation device prior to release of retrievable packer | |
| US20060032628A1 (en) | Well casing straddle assembly | |
| RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
| AU2022203667A1 (en) | Well packers | |
| RU2773125C1 (en) | Device for isolation of formations in a well | |
| EP3094813B1 (en) | Sealing element for downhole tool | |
| RU2712865C1 (en) | Non-metallic sealing element | |
| RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
| RU2675392C1 (en) | Liner packer hanger, liner packer hanger anchor assembly, liner packer hanger coupling, liner packer hanger anchor element | |
| RU2386011C1 (en) | Hydra-mechanical packer | |
| GB2280461A (en) | Hydraulically set packer | |
| RU2530064C1 (en) | Equipment disengagement method for downhole treatment with simultaneous disengagement of electric or hydraulic lines | |
| RU2698348C1 (en) | Packing unit of packer | |
| RU2009309C1 (en) | Hydromechanical anchor | |
| RU2215864C1 (en) | Packer | |
| RU2759565C1 (en) | Hydraulic dual packer | |
| RU2787672C1 (en) | Retrievable packer |