RU2808287C1 - Bench for pressure testing of double-row preventer at well - Google Patents
Bench for pressure testing of double-row preventer at well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2808287C1 RU2808287C1 RU2023113297A RU2023113297A RU2808287C1 RU 2808287 C1 RU2808287 C1 RU 2808287C1 RU 2023113297 A RU2023113297 A RU 2023113297A RU 2023113297 A RU2023113297 A RU 2023113297A RU 2808287 C1 RU2808287 C1 RU 2808287C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- preventer
- row
- pipe
- rams
- well
- Prior art date
Links
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 41
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 15
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 4
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000012372 quality testing Methods 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к устройствам для опрессовки двухрядного (двухплашечного) превентора на скважине и/или на стендовой скважине базы производственного обслуживания.The invention relates to the oil industry, in particular to devices for testing a double-row (double-ram) preventer at a well and/or at a bench well at a production service base.
Известен стенд для опрессовки превентора на скважине (патент RU 2719879, МПК Е21В 33/03, опубл. 23.04.2020), включающий опорную трубу, проходящую через корпус превентора, установленный в опорной трубе полый шток и размещённый на опорной трубе пакер в виде резиновой манжеты, наружная поверхность опорной трубы оснащена закрытым фигурным пазом, а выше закрытого фигурного паза оснащена ступенчатой кольцевой выборкой, состоящей из нижней и верхней ступеней, причём фигурный паз состоит из продольных короткого и длинного участков, при этом напротив фигурного паза на наружной поверхности опорной трубы подвижно размещена подпружиненная наружу цанга с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, при этом продольные короткий и длинный участки фигурного паза соединены между собой замкнутым фигурным участком так, что при осевом возвратно-поступательном перемещении цанги относительно опорной трубы направляющий штифт будет расположен то в продольном коротком участке фигурного паза - транспортное положение, в котором цанга взаимодействует с нижней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборкой опорной трубы, то в продольном длинном участке фигурного паза - рабочее положение, в котором цанга взаимодействует с верхней ступенью наружной ступенчатой кольцевой выборки опорной трубы, причём нижняя часть резиновой манжеты, выполненная в виде полого цилиндра, жестко закреплена на нижней части опорной трубы, при этом верхняя часть резиновой манжеты надета на дорн, жестко закреплённый на опорной трубе, при этом выше дорна, но ниже фигурного паза опорная труба оснащена рядом радиальных отверстий, а напротив дорна снабжена сквозными продольными пазами, в которые установлены подвижные пальцы, которые с одной стороны соединены с дорном, а с другой стороны соединены с полым штоком, который сверху оснащён обратным клапаном, а снизу подпружинен от опорной трубы, причём в транспортном положении полый шток герметично перекрывает ряд радиальных отверстий опорной трубы, при этом снизу полый шток гидравлически сообщает пространства над и под опорной трубой, причём в рабочем положении полый шток имеет возможность осевого ограниченного перемещения вниз в пределах сквозных продольных пазов опорной трубы до открытия ряда радиальных отверстий опорной трубы, причём опорная труба ниже резиновой манжеты снабжена пружинным центратором, а наружный диаметр d1 пружинного центратора больше наружного диаметра d2 резиновой манжеты в транспортном положении, при этом верхний конец опорной трубы гидравлически обвязан с насосом.A known stand for testing a preventer in a well (patent RU 2719879, MPK E21B 33/03, published 04/23/2020), including a support pipe passing through the body of the preventer, a hollow rod installed in the support pipe and a packer in the form of a rubber cuff placed on the support pipe , the outer surface of the support pipe is equipped with a closed figured groove, and above the closed figured groove it is equipped with a stepped annular recess consisting of lower and upper steps, and the figured groove consists of longitudinal short and long sections, while opposite the figured groove on the outer surface of the support pipe it is movably placed an outwardly spring-loaded collet with a guide pin placed in a shaped groove, wherein the short and long longitudinal sections of the shaped groove are connected to each other by a closed shaped section so that during axial reciprocating movement of the collet relative to the support pipe, the guide pin will be located in the short longitudinal section of the shaped groove - the transport position in which the collet interacts with the lower stage of the outer stepped annular recess of the support pipe, then in the longitudinal long section of the figured groove - the working position in which the collet interacts with the upper stage of the outer stepped annular recess of the support pipe, and the lower part of the rubber cuff, made in the form of a hollow cylinder, rigidly fixed to the lower part of the support pipe, while the upper part of the rubber cuff is put on a mandrel, rigidly fixed to the support pipe, above the mandrel, but below the figured groove, the support pipe is equipped with a number of radial holes, and opposite the mandrel is equipped through longitudinal grooves in which movable fingers are installed, which on one side are connected to the mandrel, and on the other side are connected to a hollow rod, which is equipped with a check valve on top and spring-loaded from the support pipe at the bottom, and in the transport position the hollow rod hermetically covers a number of radial holes of the support pipe, while from below the hollow rod hydraulically communicates the spaces above and below the support pipe, and in the working position the hollow rod has the possibility of axial limited movement downward within the through longitudinal grooves of the support pipe until a number of radial holes of the support pipe open, and the support pipe is below the rubber The cuff is equipped with a spring centralizer, and the outer diameter d1 of the spring centralizer is larger than the outer diameter d2 of the rubber cuff in the transport position, while the upper end of the support pipe is hydraulically connected to the pump.
Недостатками стенда являются:The disadvantages of the stand are:
- во-первых, ограниченная функциональная возможность стенда, заключающаяся в том, что стенд не предназначен для опрессовки превентора с двумя рядами плашек (верхним и нижним), расположенными эксцентрично;- firstly, the limited functionality of the stand, which consists in the fact that the stand is not intended for crimping a preventer with two rows of rams (upper and lower), located eccentrically;
- во-вторых, низкая надежность работы, обусловленная высокой вероятностью потери герметичности стенда в процессе опрессовки, так как после каждой опрессовки плашки превентора необходимо распакеровать пакер, поднять его на устье с опорной трубой, поменять типоразмер опорной трубы под опрессовываемую плашку превентора, вновь спустить пакер на опорной трубе и посадить пакер. Такие работы повторяются не один раз в зависимости от типоразмера герметизируемой превентором опорной трубы и плашек под них, что в конечном итоге приведёт к потере герметичности и отказу стенда в работе;- secondly, low reliability of operation, due to the high probability of loss of tightness of the stand during the pressure testing process, since after each pressure test of the preventer ram it is necessary to unpack the packer, lift it to the wellhead with a support pipe, change the standard size of the support pipe for the preventer ram being pressed, and lower the packer again on the support pipe and set the packer. Such work is repeated more than once depending on the size of the support pipe sealed by the preventer and the rams for them, which will ultimately lead to loss of tightness and failure of the stand to operate;
- в-третьих, высокая трудоёмкость и себестоимость применения, так как устройство одноразового применения, т.е. после каждой опрессовки превентора необходимо производить его разборку, ревизию, изменять типоразмер плашек под герметизируемую опорную трубу, производить повторную сборку и посадку пакера, что увеличивает стоимость обслуживания стенда;- thirdly, high labor intensity and cost of use, since the device is disposable, i.e. after each pressure test of the preventer, it is necessary to disassemble it, inspect it, change the standard size of the rams for the sealed support pipe, reassemble and seat the packer, which increases the cost of maintaining the stand;
- в-четвёртых, низкое качество опрессовки трубных плашек превентора, ввиду отсутствия точной центровки оси опорной трубы и оси смыкаемых плашек. В результате можно получить потерю герметичности опрессовки из-за нарушения центровки опорной трубы относительно оси скважины, и как следствие, некачественную опрессовку трубных плашек превентора;- fourthly, the low quality of crimping the pipe rams of the preventer, due to the lack of precise alignment of the axis of the support pipe and the axis of the rams being closed. As a result, you can get a loss of pressure testing tightness due to a misalignment of the support pipe relative to the well axis, and as a result, poor quality testing of the preventer pipe rams;
- в-пятых, низкая эффективность в работе, связанная с низкой вероятностью фиксации цанги пакера в зазоре муфты трубы даже при соблюдении условия: а < b,- fifthly, low operational efficiency associated with the low probability of fixing the packer collet in the gap of the pipe coupling even if the condition is met: a < b,
где а – высота фиксирующей части цанги, where a is the height of the fixing part of the collet,
b – высота зазора муфты. b – coupling gap height.
На практике на внутренних стенках скважин присутствуют асфальтенопарафиновые отложения, которые не позволяют цанге закрепиться в зазоре муфты обсадных труб скважины.In practice, asphaltene-paraffin deposits are present on the inner walls of wells, which do not allow the collet to be fixed in the gap of the well casing coupling.
Наиболее близким к предлагаемому является стенд для опрессовки превентора на скважине, включающий корпус превентора с установленными в нём трубными плашками, образующими отверстие под опорную трубу, опорная труба пропущена через корпус превентора и имеет возможность наружной герметизации трубными плашками превентора, пакер, установленный в скважине, насос для заполнения скважины жидкостью и опрессовки превентора (патент RU 2708748, МПК Е21В 33/03, опубл. 11.12.2019). Пакер состоит из нижней и верхней резиновых манжет с шайбой между ними. Стенд содержит опорную и зажимную тарелки, установленный в опорной трубе полый шток, предназначенный для сжатия резиновых манжет, при этом на опорной трубе выполнена наружная цилиндрическая выборка, в которой снизу вверх установлены опорная тарелка, выполненная снизу под конус, сужающийся сверху вниз, а сверху опорная тарелка выполнена под обратный конус, сужающийся снизу вверх, нижняя резиновая манжета, шайба, верхняя резиновая манжета и зажимная тарелка, при этом внутренний диаметр нижней резиновой манжеты больше внутреннего диаметра верхней резиновой манжеты, причём в транспортном положении обратный конус опорной тарелки сверху взаимодействует с нижней резиновой манжетой, а верхние торцы опорной и зажимной тарелок взаимодействуют с торцами наружной цилиндрической выборки, причём в опорной трубе напротив зажимной тарелки выполнен вертикальный сквозной паз, в котором установлен палец, при этом палец жестко закреплен с одной стороны в зажимной тарелке, а с другой стороны в полом штоке с возможностью ограниченного перемещения в пределах вертикального сквозного паза в рабочем положении, при этом полый шток снизу оснащён посадочным седлом под сбрасываемый в патрубок запорный элемент, причем опорная и зажимная тарелки оснащены конусными фасками под резиновые манжеты, позволяющие предотвратить затекание резиновых манжет за опорную и зажимную тарелки при их герметизации на скважине, при этом опорная труба ниже опорной тарелки снабжена механическим якорем с направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазу, выполненном на наружной поверхности опорной трубы в виде соединенных между собой горизонтальной и вертикальной проточек, при этом механический якорь имеет возможность радиального и осевого перемещения в пределах фигурного паза, при этом верхний конец опорной трубы и затрубное пространство скважины гидравлически обвязаны с насосом.The closest to the proposed one is a stand for testing a preventer in a well, which includes a preventer body with pipe rams installed in it, forming a hole for the support pipe, the support pipe is passed through the preventer body and has the ability to be externally sealed with pipe rams of the preventer, a packer installed in the well, a pump for filling the well with liquid and testing the preventer (patent RU 2708748, MPK E21B 33/03, published 12/11/2019). The packer consists of lower and upper rubber cuffs with a washer between them. The stand contains a support and clamping plates, a hollow rod installed in the support pipe, designed to compress the rubber cuffs, while an outer cylindrical recess is made on the support pipe, in which a support plate is installed from bottom to top, made from the bottom into a cone, tapering from top to bottom, and a support plate is installed on top the plate is made under a reverse cone, tapering from bottom to top, a lower rubber cuff, a washer, an upper rubber cuff and a clamping plate, while the internal diameter of the lower rubber cuff is larger than the internal diameter of the upper rubber cuff, and in the transport position the reverse cone of the support plate interacts with the lower rubber from above cuff, and the upper ends of the support and clamping plates interact with the ends of the outer cylindrical sample, and in the support tube opposite the clamping plate there is a vertical through groove in which a finger is installed, while the finger is rigidly fixed on one side in the clamping plate, and on the other side in a hollow rod with the possibility of limited movement within the vertical through groove in the working position, while the hollow rod at the bottom is equipped with a seat for a locking element dropped into the pipe, and the support and clamping plates are equipped with conical chamfers for rubber cuffs, which prevent the rubber cuffs from flowing behind the support and clamping plates when sealing them in the well, while the support pipe below the support plate is equipped with a mechanical anchor with a guide pin placed in a shaped groove made on the outer surface of the support pipe in the form of interconnected horizontal and vertical grooves, while the mechanical anchor has the possibility of radial and axial movement within the shaped groove, while the upper end of the support pipe and the annulus of the well are hydraulically connected to the pump.
Недостатками стенда являются:The disadvantages of the stand are:
- во-первых, ограниченная функциональная возможность стенда, заключающаяся в том, что стенд не предназначен для опрессовки превентора с двумя рядами плашек (верхним и нижним), расположенных эксцентрично;- firstly, the limited functionality of the stand, which consists in the fact that the stand is not intended for crimping a preventer with two rows of rams (upper and lower), located eccentrically;
- во-вторых, низкая надежность работы, обусловленная высокой вероятностью потери герметичности стенда в процессе опрессовки, так как после каждой опрессовки плашки превентора необходимо распакеровать пакер, поднять его на устье с опорной трубой, поменять типоразмер опорной трубы под опрессовываемую плашку превентора, вновь спустить пакер на опорной трубе и посадить пакер. Такие работы повторяются не один раз в зависимости от типоразмера герметизируемой превентором опорной трубы и плашек под них, что в конечном итоге приведёт к потере герметичности и отказу стенда в работе;- secondly, low reliability of operation, due to the high probability of loss of tightness of the stand during the pressure testing process, since after each pressure test of the preventer ram it is necessary to unpack the packer, lift it to the wellhead with a support pipe, change the standard size of the support pipe for the preventer ram being pressed, and lower the packer again on the support pipe and set the packer. Such work is repeated more than once depending on the size of the support pipe sealed by the preventer and the rams for them, which will ultimately lead to loss of tightness and failure of the stand to operate;
- в-третьих, высокая трудоёмкость и себестоимость применения, так как устройство одноразового применения, т.е. после каждой опрессовки превентора необходимо производить его разборку, ревизию, изменять типоразмер плашек под герметизируемую опорную трубу, производить повторную сборку и посадку пакера, что увеличивает стоимость обслуживания стенда;- thirdly, high labor intensity and cost of use, since the device is disposable, i.e. after each pressure test of the preventer, it is necessary to disassemble it, inspect it, change the standard size of the rams for the sealed support pipe, reassemble and seat the packer, which increases the cost of maintaining the stand;
- в-четвёртых, низкое качество опрессовки трубных плашек превентора, ввиду отсутствия точной центровки оси опорной трубы и оси смыкаемых плашек. В результате можно получить потерю герметичности опрессовки из-за нарушения центровки опорной трубы относительно оси скважины, и как следствие, некачественную опрессовку трубных плашек превентора.- fourthly, the low quality of crimping the pipe rams of the preventer, due to the lack of precise alignment of the axis of the support pipe and the axis of the rams being closed. As a result, you can experience a loss of pressure testing tightness due to a misalignment of the support pipe relative to the well axis, and as a consequence, poor quality testing of the preventer pipe rams.
Техническими результатами изобретения являются расширение функциональных возможностей стенда, повышение надёжности стенда в работе, снижение трудоёмкости и себестоимости проведения работ по опрессовке превентора с двумя рядами плашек, а также повышение качества опрессовки трубных плашек превентора. Также предлагаемый стенд позволяет расширить арсенал технических средств для выполнения опрессовки двухрядного превентора на скважине.The technical results of the invention are expanding the functionality of the stand, increasing the reliability of the stand, reducing the labor intensity and cost of crimping a preventer with two rows of rams, as well as improving the quality of crimping the pipe rams of the preventer. Also, the proposed stand allows you to expand the arsenal of technical means for performing pressure testing of a double-row preventer in a well.
Технические результаты достигаются стендом для опрессовки двухрядного превентора на скважине, включающим корпус превентора с установленными в нём трубными плашками, образующими отверстие под опорную трубу, опорная труба пропущена через корпус превентора и имеет возможность наружной герметизации трубными плашками превентора, пакер, установленный в скважине, насос для заполнения скважины жидкостью и опрессовки превентора.Technical results are achieved by a stand for testing a double-row preventer in a well, which includes a preventer body with pipe rams installed in it, forming a hole for the support pipe, the support pipe is passed through the preventer body and has the ability to be externally sealed with pipe rams of the preventer, a packer installed in the well, a pump for filling the well with liquid and testing the preventer.
Новым является то, что превентор выполнен двухрядным, при этом отверстие, образуемое трубными плашками нижнего ряда, соосно оси осевого канала двухрядного превентора, а отверстие, образуемое трубными плашками верхнего ряда, смещено относительно оси осевого канала двухрядного превентора, обеспечивающее последовательное выполнение опрессовки трубных плашек, стенд оснащён двумя герметизируемыми опорными трубами, а отверстия, образуемые при смыкании трубных плашек нижнего и верхнего рядов расположены напротив опорных труб с возможностью их герметичного охвата, опорные трубы пропущены через осевой канал превентора, причём опорная труба, предназначенная для последовательной проверки герметичности нижнего ряда трубных плашек, снизу оснащена центратором, а опорная труба, предназначенная для последовательной проверки герметичности верхнего ряда трубных плашек двухрядного превентора, снизу оснащена цилиндром, дистанционным патрубком и верхним центратором.What is new is that the preventer is made in two rows, while the hole formed by the pipe rams of the lower row is coaxial to the axis of the axial channel of the double-row preventer, and the hole formed by the pipe rams of the upper row is offset relative to the axis of the axial channel of the double-row preventer, ensuring sequential pressure testing of the pipe rams, the stand is equipped with two sealed support pipes, and the holes formed when the pipe rams of the lower and upper rows are closed are located opposite the support pipes with the possibility of their sealed coverage, the support pipes are passed through the axial channel of the preventer, and the support pipe is intended for sequential testing of the tightness of the lower row of pipe rams , is equipped with a centralizer at the bottom, and the support pipe, designed for sequentially checking the tightness of the upper row of pipe rams of a double-row preventer, is equipped with a cylinder, a remote pipe and an upper centralizer at the bottom.
На фиг. 1 схематично изображен предлагаемый стенд в рабочем положении при опрессовке нижнего ряда трубных плашек двухрядного превентора.In fig. Figure 1 schematically shows the proposed stand in the operating position when testing the bottom row of pipe rams of a double-row preventer.
На фиг. 2 изображено сечение А-А центратора.In fig. Figure 2 shows a section A-A of the centralizer.
На фиг. 3 схематично изображен предлагаемый стенд в рабочем положении при опрессовке верхнего ряда трубных плашек двухрядного превентора.In fig. Figure 3 schematically shows the proposed stand in the operating position when crimping the top row of pipe rams of a double-row preventer.
На фиг. 4 изображено сечение Б-Б цилиндра.In fig. Figure 4 shows a section B-B of the cylinder.
Двухрядный превентор предназначен для обеспечения безопасности обслуживающего персонала на устье скважины при проведении работ с двухлифтовой колонной труб, оснащённой внутрискважинным оборудованием на случай выбросов на устье скважины в виде нефтегазоводопроявлений (НГВП). Требованием безопасности является обязательная установка на устье добывающей (одновременно раздельная эксплуатация скважины по двум колоннам труб) и нагнетательной скважины (одновременно раздельная закачка). При этом в добывающую или нагнетательную скважину спускают различные сочетания типоразмеров насосно-компрессорных труб (НКТ) по ГОСТ 633-80, а именно наружными диаметрами:The double-row preventer is designed to ensure the safety of operating personnel at the wellhead when working with a two-lift pipe string equipped with downhole equipment in case of emissions at the wellhead in the form of oil and gas water shows (OGWS). A safety requirement is the mandatory installation at the wellhead of a production well (simultaneously separate operation of the well using two pipe strings) and an injection well (simultaneously separate injection). At the same time, various combinations of standard sizes of pump and compressor pipes (tubing) according to GOST 633-80 are lowered into the production or injection well, namely with outer diameters:
48 мм × 48 мм;48 mm × 48 mm;
48 мм × 60 мм;48 mm × 60 mm;
60 мм × 60 мм.60 mm × 60 mm.
Предлагаемый стенд необходим для проверки герметичности плашек, предназначенных для герметизации каждой трубы в любом из этих сочетаний. И необходим для исключения негерметичности плашек во время проведения спуско-подъёмных операций на скважине в случае возникновения НГВП с целью обеспечения безопасности (жизни и здоровья) обслуживающего персонала, работающего на устье добывающей или нагнетательной скважины.The proposed stand is necessary for checking the tightness of rams designed to seal each pipe in any of these combinations. And it is necessary to prevent leakage of rams during tripping operations on a well in the event of an NGVP in order to ensure the safety (life and health) of service personnel working at the mouth of a production or injection well.
Стенд для опрессовки двухрядного превентора 1 (фиг. 1 и 3) включает корпус 2 превентора, в котором размещены нижний ряд 3 трубных плашек и верхний ряд 4 трубных плашек. The stand for testing a double-row preventer 1 (Figs. 1 and 3) includes a preventer housing 2, in which a lower row of 3 pipe rams and an upper row of 4 pipe rams are located.
Отверстие 5 (фиг. 1), образуемое трубными плашками нижнего ряда 3 соосно оси осевого канала 6 (фиг. 1 и 3) двухрядного превентора 1, а отверстие 7 (фиг. 3), образуемое трубными плашками верхнего ряда 4, смещено относительно оси осевого канала 6 двухрядного превентора 1.Hole 5 (Fig. 1), formed by the pipe rams of the lower row 3 coaxially with the axis of the axial channel 6 (Figs. 1 and 3) of the double-row preventer 1, and hole 7 (Fig. 3), formed by the pipe rams of the upper row 4, is offset relative to the axis of the axial channel 6 of double-row preventer 1.
Стенд оснащён двумя герметизируемыми опорными трубами 8 (фиг. 1) и 9 (фиг. 3). Опорные трубы 8 и 9 предназначены для последовательной проверки герметичности, соответственно нижнего ряда 3 трубных плашек и верхнего ряда 4 трубных плашек двухрядного превентора 1, созданием избыточного давления (опрессовкой) в скважине 10 (фиг. 1-4) под двухрядным превентором 1.The stand is equipped with two sealed support pipes 8 (Fig. 1) and 9 (Fig. 3). Support pipes 8 and 9 are designed to sequentially test the tightness of, respectively, the lower row 3 of pipe rams and the upper row of 4 pipe rams of the double-row preventer 1, by creating excess pressure (pressure testing) in the well 10 (Fig. 1-4) under the double-row preventer 1.
Снизу опорная труба 8 (фиг. 1) оснащена центратором 11 (фиг. 1, 2) (под типоразмер НКТ наружным диаметром 48 мм или 60 мм). Опорная труба 9 (фиг. 3) снизу оснащена цилиндром 12 (фиг. 3, 4) (под типоразмер НКТ наружным диаметром 48 и 60 мм), дистанционным патрубком 13 (фиг. 3) и верхним центратором 14.At the bottom, the support pipe 8 (Fig. 1) is equipped with a centralizer 11 (Fig. 1, 2) (for tubing size with outer diameter 48 mm or 60 mm). The support pipe 9 (Fig. 3) is equipped from below with a cylinder 12 (Fig. 3, 4) (for tubing standard size with an outer diameter of 48 and 60 mm), a remote pipe 13 (Fig. 3) and an upper centralizer 14.
Опорные трубы 8 (фиг. 1) и 9 (фиг. 3) пропущены через осевой канал 6 превентора 1, а отверстия 5 (фиг. 1) и 7 (фиг. 3), образуемые при смыкании трубных плашек нижнего 3 и верхнего 4 рядов, расположены напротив соответствующих опорных труб 8 и 9 и имеют возможность их герметичного охвата снаружи.Support pipes 8 (Fig. 1) and 9 (Fig. 3) are passed through the axial channel 6 of the preventer 1, and holes 5 (Fig. 1) and 7 (Fig. 3) are formed when the pipe rams of the lower 3 and upper 4 rows are closed , are located opposite the corresponding support pipes 8 and 9 and have the possibility of sealing them from the outside.
В независимости от типоразмера опрессовываемых верхних 4 (фиг. 3) трубных плашек расстояние между центральной осью опорной трубы 9 L1 - в цилиндре 12, L2 - в верхнем центраторе 14 и трубных плашек верхнего 4 ряда L3 равны между собой, и выполняется условие L1 = L2 = L3, например L1 = L2 = L3 = 20 мм. В случае работы нижних 3 (фиг. 1) трубных плашек центральная ось опорной трубы 8 соосна оси осевого канала 6 двухрядного превентора 1 и соответственно оси скважины 10.Regardless of the standard size of the upper 4 (Fig. 3) pipe rams being pressed, the distance between the central axis of the support pipe 9 L 1 - in the cylinder 12, L 2 - in the upper centralizer 14 and the pipe rams of the upper 4 row L 3 are equal to each other, and the condition is met L 1 = L 2 = L 3 , for example L 1 = L 2 = L 3 = 20 mm. In the case of operation of the lower 3 (Fig. 1) pipe rams, the central axis of the support pipe 8 is coaxial with the axis of the axial channel 6 of the double-row preventer 1 and, accordingly, with the axis of the well 10.
Эти условия обеспечивают гарантированное центрирование центральных осей опорных труб относительно отверстий 5 и 7, образуемых нижним 3 и верхним 4 рядом трубных плашек в осевом канале 6 двухрядного превентора 1 и исключает негерметичность и протечки, связанные с некачественной центровкой, а также обеспечивает высокое качество опрессовки трубных плашек двухрядного превентора 1. These conditions ensure guaranteed centering of the central axes of the support pipes relative to the holes 5 and 7 formed by the lower 3 and upper 4 rows of pipe rams in the axial channel 6 of the double-row preventer 1 and eliminates leaks and leaks associated with poor alignment, and also ensures high quality crimping of pipe rams double-row preventer 1.
Снаружи центратор 11 оснащён тремя пластинами 15 (фиг. 1, 2), распложенными равномерно по наружному контору центратора 11. Пластины 15 изготовлены из стального листового материала прямоугольной формы и жестко крепятся к центратору 11, например при помощи сварочного соединения. Центратор 11 обеспечивает центрирование опорной трубы 8 (фиг. 1) относительно оси скважины 10.On the outside, the centralizer 11 is equipped with three plates 15 (Fig. 1, 2), distributed evenly along the outer edge of the centralizer 11. The plates 15 are made of rectangular steel sheet material and are rigidly attached to the centralizer 11, for example, using a welding connection. The centralizer 11 ensures the centering of the support pipe 8 (Fig. 1) relative to the axis of the well 10.
Для центрирования опорной трубы 9 используют цилиндр 12, имеющий сверху два отверстия 16 и 17 (фиг. 3, 4). Отверстие 16 коническое, обеспечивающее установку низа опорной трубы 9 разных диаметров (наружным диаметром 48 мм или 60 мм). Центр отверстия расположен на расстоянии L1, например L1= 20 мм от оси цилиндра 12. Отверстие 17 цилиндрической формы для жесткого крепления дистанционного патрубка 13 (фиг. 3), например, при помощи сварочного соединения, обеспечивающего расстояние h, например h = 5 м, между цилиндром 12 и верхним центратором 14.To center the support pipe 9, a cylinder 12 is used, which has two holes 16 and 17 on top (Fig. 3, 4). Hole 16 is conical, allowing installation of the bottom of the support pipe of 9 different diameters (outer diameter 48 mm or 60 mm). The center of the hole is located at a distance L 1 , for example L 1 = 20 mm from the axis of the cylinder 12. The hole 17 is cylindrical in shape for rigidly fastening the remote pipe 13 (Fig. 3), for example, using a welding joint providing a distance h, for example h = 5 m, between cylinder 12 and upper centralizer 14.
Сверху дистанционного патрубка 13 установлен верхний центратор 14, соосный цилиндру 12, имеющий два отверстия 18 и 19 (фиг. 3). Отверстие 18 является проходным, ось отверстия расположена на расстоянии L2, например L2 = 20 мм, от центра центратора 14 и соосно с коническим отверстием 16 в цилиндре 12, в отверстие 19 жестко крепится дистанционный патрубок 13, например при помощи сварочного соединения.On top of the remote pipe 13 there is an upper centralizer 14, coaxial with the cylinder 12, having two holes 18 and 19 (Fig. 3). Hole 18 is a through hole, the axis of the hole is located at a distance L 2 , for example L 2 = 20 mm, from the center of the centralizer 14 and coaxially with the conical hole 16 in the cylinder 12; a remote pipe 13 is rigidly attached to hole 19, for example using a welding connection.
Центратор 11 и цилиндр 12 оснащены снизу глухим отверстием 20 (фиг. 1, 3), в которое установлен конический захват 21 (фиг. 1, 3), сужающийся снизу вверх штока 22 пакера 23. Конический захват 21, например, имеет диаметр d = 36 мм, т.е. (D>d). Данное условие необходимо для центровки цилиндра 12 и центратора 11 и, соответственно, относительно центральной оси пакера 23 (фиг. 1, 3). Конический захват 21 предназначен для фиксации пакера 23 труболовкой (на фиг. 1-4 не показано) при его извлечении из скважины при демонтаже стенда. The centralizer 11 and cylinder 12 are equipped with a blind hole 20 at the bottom (Fig. 1, 3), into which a conical grip 21 (Fig. 1, 3) is installed, tapering from bottom to top of the rod 22 of the packer 23. The conical grip 21, for example, has a diameter d = 36 mm, i.e. (D>d). This condition is necessary for centering the cylinder 12 and the centralizer 11 and, accordingly, relative to the central axis of the packer 23 (Fig. 1, 3). The conical gripper 21 is designed to fix the packer 23 with a pipe trap (not shown in Fig. 1-4) when removing it from the well when dismantling the stand.
Пакер 23 выполнен извлекаемым и посажен в скважине ниже центратора 11 и цилиндра 12. В качестве извлекаемого пакера используют любую известную извлекаемую пакер-пробку (ИПП), например, с гидравлической посадкой производства ООО «Нефтяник» (Российская Федерация, Республика Татарстан, г. Бугульма).The packer 23 is made retrievable and is set in the well below the centralizer 11 and the cylinder 12. Any known retrievable packer plug (RPP) is used as a retrievable packer, for example, with a hydraulic landing produced by Neftyanik LLC (Russian Federation, Republic of Tatarstan, Bugulma ).
Насос 24 (фиг. 1, 3) гидравлически обвязан с затрубным пространством 25 скважины 10. В качестве насоса 24 может использоваться насос любой известной конструкции, предназначенный для закачки жидкости в скважину, например цементировочный агрегат марки ЦА-320, производства ООО «Ижнефтегаз» (Российская Федерация, Республика Удмуртия, г. Ижевск).Pump 24 (Fig. 1, 3) is hydraulically connected to the annulus 25 of well 10. As pump 24, a pump of any known design designed for pumping liquid into a well can be used, for example, a cementing unit of the TsA-320 brand, manufactured by Izhneftegaz LLC ( Russian Federation, Republic of Udmurtia, Izhevsk).
Для монтажа и демонтажа стенда используют грузоподъемное сооружение (на фиг. 1-4 не показано), в качестве которой используют грузоподъёмную мачту, например АПРС 40 или автомобильный кран.To install and dismantle the stand, a lifting structure is used (not shown in Fig. 1-4), which is a lifting mast, for example APRS 40 or a truck crane.
Стенд работает следующим образом.The stand works as follows.
Перед опрессовкой трубных плашек превентора производят монтаж стенда.Before crimping the pipe rams of the preventer, a stand is installed.
В скважину 10 (фиг. 1) с помощью стропов и грузоподъемного сооружения (на фиг. не показано) производят спуск и посадку извлекаемой пакер-пробки 23. Посадку производят гидравлически с помощью насоса 24. Далее с помощью стропов и грузоподъемного сооружения производят установку двухрядного превентора 1 на опорный фланец 26 (фиг. 1, 3) скважины 10, предварительно установив герметизирующее кольцо 27 (фиг. 1, 3) между нижним фланцем двухрядного превентора 1 и опорным фланцем 26 скважины 10. Крепят двухрядный превентор 1 к опорному фланцу 26 скважины 10 с помощью шпилек и гаек (на фиг. 1, 3 показано условно).A retrievable packer plug 23 is lowered and planted into the well 10 (Fig. 1) using slings and a lifting structure (not shown in Fig. 1). The landing is carried out hydraulically using a pump 24. Next, using slings and a lifting structure, a double-row preventer is installed 1 on the support flange 26 (Fig. 1, 3) of well 10, having previously installed a sealing ring 27 (Fig. 1, 3) between the lower flange of the double-row preventer 1 and the support flange 26 of well 10. Attach the double-row preventer 1 to the support flange 26 of well 10 using studs and nuts (shown conditionally in Fig. 1, 3).
Далее производят монтаж в корпус 2 двухрядного превентора 1 трубных плашек нижнего ряда 3 и верхнего ряда 4. Next, pipe rams of the lower row 3 and the upper row 4 are installed into the housing 2 of the double-row preventer 1.
Трубные плашки нижнего ряда 3 (фиг. 1 и 2), образующие отверстие 5 соосное оси осевого канала 6 превентора 1, предназначены для герметизации однорядной опорной трубы 8 с наружным диаметром 48 мм или 60 мм (имитация колонны НКТ диаметром 48 мм или 60 мм по ГОСТ 633-80). Pipe rams of the bottom row 3 (Fig. 1 and 2), forming a hole 5 coaxial to the axis of the axial channel 6 of the preventer 1, are designed to seal a single-row support pipe 8 with an outer diameter of 48 mm or 60 mm (imitation of a tubing string with a diameter of 48 mm or 60 mm in GOST 633-80).
Трубные плашки верхнего ряда 4, образующие отверстие 7 (фиг. 3 и 4) смещенное относительно оси осевого канала 6 двухрядного превентора 1, предназначены для герметизации опорной трубы 9 с наружным диаметром 48 мм или 60 мм (имитация колонны НКТ диаметром 48 мм или 60 мм по ГОСТ 633-80) при двухрядной колонне труб.Pipe rams of the top row 4, forming a hole 7 (Fig. 3 and 4) offset relative to the axis of the axial channel 6 of the double-row preventer 1, are designed to seal the support pipe 9 with an outer diameter of 48 mm or 60 mm (imitation of a tubing string with a diameter of 48 mm or 60 mm according to GOST 633-80) with a double-row pipe string.
Монтируют центратор 11 на низ опорной трубы 8 (фиг. 1). Затем с помощью стропов и грузоподъемного сооружения производят спуск в скважину 10 опорной трубы 8 с центратором 11 снизу. Спуск производят до тех пор пока центратор 11 нижним торцом не упрётся в верхний торец пакера 23, при этом конический захват 21 штока 22 пакера 23 войдет в глухое отверстие 20 центратора 11, так как D>d= 40 мм > 36 мм. Далее обвязывают насос 24 с патрубком 28 (фиг. 1, 3) скважины и открывают задвижку 29 скважины 10, при этом образуется гидравлическая связь насоса 24 с затрубным пространством 25 скважины 10. С помощью насоса 24 (фиг. 1, 3) заполняют жидкостью скважину 10 до уровня трубных плашек нижнего ряда 3 двухрядного превентора 1. Далее вращением до упора штурвалов 30 (фиг. 1) с двух сторон двухрядного превентора 1 герметизируют опорную трубу 8. С помощью насоса 24 поднимают гидравлическое давление жидкости под двухрядным превентором 1, например до 21,0 МПа, закрывают задвижку 29 скважины 10 и опрессовывают трубные плашки нижнего ряда 3 двухрядного превентора 1 под диаметр НКТ 48 мм или 60 мм (выдерживают в течение 30 минут). Не допускается падение давления более 5 % (0,5 МПа) за 30 минут. После чего отключают насос 24, открывают задвижку 29 и стравливают гидравлическое давление под двухрядным превентором 1 до нуля разводят плашки нижнего ряда 3 превентора и извлекают из скважины 10 опорную трубу 8 с центратором 11.Mount the centralizer 11 on the bottom of the support pipe 8 (Fig. 1). Then, using slings and a lifting structure, a support pipe 8 with a centralizer 11 from below is lowered into the well 10. The lowering is carried out until the lower end of the centralizer 11 rests against the upper end of the packer 23, while the conical grip 21 of the rod 22 of the packer 23 will enter the blind hole 20 of the centralizer 11, since D>d= 40 mm > 36 mm. Next, the pump 24 is tied to the pipe 28 (Fig. 1, 3) of the well and the valve 29 of the well 10 is opened, this forms a hydraulic connection between the pump 24 and the annulus 25 of the well 10. Using the pump 24 (Fig. 1, 3), the well is filled with liquid 10 to the level of the pipe rams of the bottom row 3 of the double-row preventer 1. Then, by rotating the steering wheels 30 (Fig. 1) until they stop, the support pipe 8 is sealed on both sides of the double-row preventer 1. Using the pump 24, the hydraulic pressure of the liquid under the double-row preventer 1 is raised, for example to 21 ,0 MPa, close the valve 29 of well 10 and pressurize the pipe rams of the bottom row 3 of the double-row preventer 1 to a tubing diameter of 48 mm or 60 mm (hold for 30 minutes). A pressure drop of more than 5% (0.5 MPa) in 30 minutes is not allowed. Then the pump 24 is turned off, the valve 29 is opened and the hydraulic pressure under the double-row preventer 1 is released to zero, the rams of the bottom row 3 of the preventer are moved apart and the support pipe 8 with the centralizer 11 is removed from the well 10.
Для испытания верхнего ряда плашек 4 с помощью стропов и грузоподъемного сооружения производят спуск в скважину 10 цилиндра 12 с дистанционным патрубком 13 и верхним центратором 14 (фиг. 3). Спуск производят до тех пор, пока цилиндр 12 нижним торцом не упрётся в верхний торец пакера 23, при этом конический захват 21 штока 22 пакера 23 войдет в глухое отверстие 20 цилиндра 12, так как D>d= 40 мм > 36 мм. Затем производят спуск опорной трубы 9 через осевой канал 6 превентора 1, проходное отверстие 18 верхнего центратора 14 и устанавливают в коническое отверстие 16 цилиндра 12. Так как отверстие коническое то происходит самоцентрирование опорной трубы 9 относительно отверстия 16 вне зависимости от диаметра опорной трубы 9 (48 или 60 мм).To test the top row of rams 4, using slings and a lifting structure, a cylinder 12 with a remote pipe 13 and an upper centralizer 14 is lowered into the well 10 (Fig. 3). The descent is carried out until the lower end of the cylinder 12 rests against the upper end of the packer 23, while the conical grip 21 of the rod 22 of the packer 23 will enter the blind hole 20 of the cylinder 12, since D>d= 40 mm > 36 mm. Then the support pipe 9 is lowered through the axial channel 6 of the preventer 1, the passage hole 18 of the upper centralizer 14 and installed in the conical hole 16 of the cylinder 12. Since the hole is conical, self-centering of the support pipe 9 occurs relative to the hole 16, regardless of the diameter of the support pipe 9 (48 or 60 mm).
Двухрядный превентор 1 готов к опрессовке верхнего ряда 4 трубных плашек. Для этого обвязывают насос 24 с патрубком 28 (фиг. 3) скважины 10 и открывают задвижку 29, при этом образуется гидравлическая связь насоса 24 с затрубным пространством 25 скважины 10. С помощью насоса 24 (фиг. 3) заполняют жидкостью скважину 10 до уровня трубных плашек верхнего ряда 4 двухрядного превентора 1. Далее вращением до упора штурвалов 31 (фиг. 3) с двух сторон двухрядного превентора 1 герметизируют опорную трубу 9. С помощью насоса 24 поднимают гидравлическое давление жидкости под двухрядным превентором 1, например до 21,0 МПа, закрывают задвижку 29 скважины 10 и опрессовывают трубные плашки верхнего ряда 4 двухрядного превентора 1 под диаметр НКТ 48 мм или 60 мм (выдерживают в течение 30 минут). Не допускается падение давления более 5 % (0,5 МПа) за 30 минут. После чего отключают насос 24, открывают задвижку 29 и стравливают гидравлическое давление под двухрядным превентором 1 до нуля. Демонтаж стенда производят в обратной последовательности.Double-row preventer 1 is ready for crimping the top row of 4 pipe rams. To do this, connect the pump 24 with the pipe 28 (Fig. 3) of the well 10 and open the valve 29, which creates a hydraulic connection between the pump 24 and the annulus 25 of the well 10. Using the pump 24 (Fig. 3), the well 10 is filled with liquid to the level of the pipes rams of the top row 4 of the double-row preventer 1. Next, by rotating the steering wheels 31 (Fig. 3) until they stop, the support pipe 9 is sealed on both sides of the double-row preventer 1. Using pump 24, the hydraulic pressure of the liquid under the double-row preventer 1 is raised, for example, to 21.0 MPa, close the valve 29 of the well 10 and pressurize the pipe rams of the top row 4 of the double-row preventer 1 to a tubing diameter of 48 mm or 60 mm (hold for 30 minutes). A pressure drop of more than 5% (0.5 MPa) in 30 minutes is not allowed. Then the pump 24 is turned off, the valve 29 is opened and the hydraulic pressure under the double-row preventer 1 is released to zero. The stand is dismantled in the reverse order.
По окончании всего цикла (всех типоразмеров трубных плашек и их сочетаний) опрессовки из скважины 10 извлекают пакер-пробку 23 ловильным инструментом (труболовкой) (на фиг. 1-4 не показано).At the end of the entire cycle (all standard sizes of pipe rams and their combinations) of pressure testing, the packer plug 23 is removed from the well 10 using a fishing tool (pipe catch) (not shown in Fig. 1-4).
Расширяются функциональные возможности стенда, заключающиеся в том, что стенд предназначен для опрессовки превентора с двумя рядами плашек (верхним и нижним), расположенными эксцентрично.The functionality of the stand is expanded, namely that the stand is designed for crimping a preventer with two rows of rams (upper and lower), located eccentrically.
Повышается надежность работы, исключаются потери герметичности стенда в процессе опрессовки. Так как в данном случае используется извлекаемый пакер-пробка, который сажается только один раз и извлекается из скважины ловильным инструментом (труболовкой) по окончании цикла опрессовки всех трубных плашек различных типоразмеров.The reliability of operation is increased, and loss of tightness of the stand during the crimping process is eliminated. Since in this case a retrievable plug packer is used, which is set only once and removed from the well by a fishing tool (pipe catcher) at the end of the pressure testing cycle of all pipe rams of various sizes.
Снижается трудоёмкость и себестоимость применения стенда, так как он многоразового применения и позволяет производить опрессовку трубных плашек диаметрами 48 и 60 мм, а также их сочетание. Кроме того, нет необходимости после каждой опрессовки превентора производить повторную сборку и посадку пакера. The labor intensity and cost of using the stand are reduced, since it is reusable and allows for crimping pipe rams with diameters of 48 and 60 mm, as well as their combination. In addition, there is no need to reassemble and seat the packer after each pressure test of the preventer.
Повышается качество опрессовки трубных плашек превентора, ввиду точной центровки оси опорной трубы по всей длине и оси смыкаемых трубных плашек, что обеспечивается использованием в работе стенда центратора и цилиндра. В результате исключается потеря герметичности опрессовки трубных плашек из-за нарушения центровки опорных труб и, как следствие, стенд обеспечивает качественную опрессовку трубных плашек превентора.The quality of crimping preventer pipe rams is improved due to the precise alignment of the axis of the support pipe along the entire length and the axis of the connected pipe rams, which is ensured by the use of a centralizer and cylinder in the stand. As a result, the loss of tightness of the pressure testing of pipe rams is eliminated due to a violation of the alignment of the support pipes and, as a result, the stand provides high-quality pressure testing of the pipe rams of the preventer.
Расширяется арсенал технических средств выполнения опрессовки двухрядного превентора.The arsenal of technical means for performing pressure testing of a double-row preventer is expanding.
Стенд для опрессовки двухрядного превентора позволяет: The stand for testing a double-row preventer allows you to:
- расширить функциональные возможности стенда;- expand the functionality of the stand;
- повысить надежность работы стенда;- increase the reliability of the stand;
- снизить трудоёмкость и себестоимость применения стенда; - reduce the labor intensity and cost of using the stand;
- повысить качество опрессовки трубных плашек превентора.- improve the quality of crimping preventer pipe rams.
Claims (1)
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2808287C1 true RU2808287C1 (en) | 2023-11-28 |
Family
ID=
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN202547891U (en) * | 2012-03-13 | 2012-11-21 | 梁伟成 | Pressure test device for wellhead blowout preventor |
KR20140140214A (en) * | 2013-05-28 | 2014-12-09 | 대우조선해양 주식회사 | BOP Test Apparatus and Method |
RU2708748C1 (en) * | 2019-08-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Bench for preventer pressing round at well |
RU2719879C1 (en) * | 2019-11-14 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Bench for preventer crimping on well |
RU2724724C1 (en) * | 2020-02-12 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bench for preventer crimping at well |
RU2733867C1 (en) * | 2020-06-17 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Preventer for well with inclined mouth and two-row string |
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN202547891U (en) * | 2012-03-13 | 2012-11-21 | 梁伟成 | Pressure test device for wellhead blowout preventor |
KR20140140214A (en) * | 2013-05-28 | 2014-12-09 | 대우조선해양 주식회사 | BOP Test Apparatus and Method |
RU2708748C1 (en) * | 2019-08-30 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Bench for preventer pressing round at well |
RU2719879C1 (en) * | 2019-11-14 | 2020-04-23 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Bench for preventer crimping on well |
RU2724724C1 (en) * | 2020-02-12 | 2020-06-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Bench for preventer crimping at well |
RU2733867C1 (en) * | 2020-06-17 | 2020-10-07 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Preventer for well with inclined mouth and two-row string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20140299327A1 (en) | Apparatus and method for isolating a section of a pipe riser bore in the course of riser renewal | |
US10081999B2 (en) | Downhole occluder, pressurized sucker rod and operation technique to repair oil pipes | |
RU2344268C1 (en) | Method for isolation of well drilling problem areas and device for its realisation | |
CN104568418B (en) | Packer performance detecting device | |
RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
US4152926A (en) | Method and apparatus for testing the connections between pipe segments | |
CN216811637U (en) | Easy-to-unseal packer for oil field | |
RU2564321C1 (en) | Separation method of horizontal well into individual sections | |
RU2531076C1 (en) | Method and device for isolation of troublesome zones when drilling wells and detecting faults in casing strings with shaped shutter with cylindrical sections | |
US6430990B1 (en) | Pipe testing apparatus | |
RU2808287C1 (en) | Bench for pressure testing of double-row preventer at well | |
RU2795659C1 (en) | Stand for pressure testing of double-row preventer | |
RU2795662C1 (en) | Device for pressure testing of double-row preventer for a well | |
CN106812505B (en) | Thin-wall expansion pipe device and operation method thereof | |
RU164825U1 (en) | DEAF DRILLED PACKER | |
RU2629501C1 (en) | Equipment for restoration of worn and defective areas of operating columns of oil and gas wells | |
RU2708748C1 (en) | Bench for preventer pressing round at well | |
CN114427438B (en) | Multifunctional pressure testing device for shaft | |
RU2547870C1 (en) | Device to divide borehole to separate sections | |
CN108397185B (en) | Quick test tube post of cable layering | |
RU2292442C1 (en) | Interval packer device, hydro-mechanical packer and repression-depression action hydraulic packer (its variants) | |
RU2399748C1 (en) | Device for simultaneous replacement of master gates under pressure | |
RU2477783C1 (en) | Wellhead packer | |
CN112211588A (en) | Multi-layer fracturing setting tool structure with fixed pipe column | |
US11035196B2 (en) | Hydraulic device and method for locating and sealing holes or cracks in oil well production tubing |