RU2812974C1 - Device to prevent downhole equipment from falling onto bottom - Google Patents
Device to prevent downhole equipment from falling onto bottom Download PDFInfo
- Publication number
- RU2812974C1 RU2812974C1 RU2023117506A RU2023117506A RU2812974C1 RU 2812974 C1 RU2812974 C1 RU 2812974C1 RU 2023117506 A RU2023117506 A RU 2023117506A RU 2023117506 A RU2023117506 A RU 2023117506A RU 2812974 C1 RU2812974 C1 RU 2812974C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- production string
- downhole equipment
- equipment
- coupling
- well
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 41
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 27
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 17
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 8
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 229920002635 polyurethane Polymers 0.000 description 1
- 239000004814 polyurethane Substances 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для предотвращения падения скважинного оборудования на забой скважины.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to prevent downhole equipment from falling onto the bottom of a well.
Известно устройство для предотвращения падения скважинного оборудования на забой скважины (авторское свидетельство SU № 1234578, МПК Е21В 31/06, опубл. 30.05.1986 Бюл. № 20), содержащее амортизирующий и уплотнительный узел в виде эластичной манжеты и узел заякоривания, причем оно снабжено узлом торможения, выполненным в виде двух магнитных дисков, установленных на стержне, верхний конец которого неподвижно связан с основанием оборудования, а нижний - с манжетой срезным элементом, причем нижний диск установлен на стержне с возможностью осевого перемещения, а узел заякоривания выполнен в виде, эластичного кожуха, концы которою жестко связаны с магнитными дисками. A device is known for preventing downhole equipment from falling onto the bottom of a well (author's certificate SU No. 1234578, MPK E21B 31/06, published on May 30, 1986 Bulletin No. 20), containing a shock-absorbing and sealing unit in the form of an elastic cuff and an anchoring unit, and it is equipped with braking unit, made in the form of two magnetic disks mounted on a rod, the upper end of which is fixedly connected to the base of the equipment, and the lower end is connected to the cuff by a shear element, and the lower disk is mounted on the rod with the possibility of axial movement, and the anchoring unit is made in the form of an elastic casing, the ends of which are rigidly connected to magnetic disks.
Недостатками данного устройства являются узкая область применения из-за невозможности использования в скважинах оснащенных хвостовиком или дополнительной обсадной колонной меньшего диаметра, установленной при углублении скважины, герметичное перекрытие ствола скважины после срабатывания устройства эластичным кожухом, что исключает проведение технологических операций связанных с закачкой или откачкой жидкости ниже этого кожуха, при этом эластичный кожух может также заклинить в скважине между скважинным оборудованием и стенками скважины и привести к аварийным ситуациям при извлечении скважинного оборудования (обрыву ловильных труб и/или самого оборудования).The disadvantages of this device are its narrow scope of application due to the impossibility of using it in wells equipped with a liner or an additional casing string of smaller diameter installed when deepening the well, hermetically sealing the wellbore after the device is activated with an elastic casing, which eliminates technological operations associated with pumping or pumping liquid below this casing, while the elastic casing can also jam in the well between the downhole equipment and the walls of the well and lead to emergency situations when removing downhole equipment (breakage of fishing pipes and/or the equipment itself).
Известно также устройство для предотвращения падения скважинного оборудования на забой (патент на ПМ RU № 39164, МПК Е21В 31/00, опубл. 20.07.2004 Бюл. № 20), включающее ствол и установленную на нем с возможностью взаимодействия подвижную гильзу, причем ствол выполнен с прорезями в виде прямоугольника, при этом сторона прямоугольника, параллельная стволу, длиннее стороны прямоугольника, прилежащей к стволу, между стволом и подвижной гильзой размещена пружина с возможностью перемещения вдоль ствола, под подвижной гильзой установлена диафрагма, выполненная в виде П-образной формы.A device for preventing downhole equipment from falling onto the bottom is also known (patent for PM RU No. 39164, MPK E21B 31/00, published July 20, 2004 Bulletin No. 20), including a barrel and a movable sleeve installed on it with the possibility of interaction, and the barrel is made with slots in the form of a rectangle, while the side of the rectangle parallel to the barrel is longer than the side of the rectangle adjacent to the barrel, a spring is placed between the barrel and the movable sleeve with the ability to move along the barrel, a diaphragm made in the form of a U-shape is installed under the movable sleeve.
Недостатками данного устройства являются узкая область применения из-за невозможности использования в скважинах оснащенных хвостовиком или дополнительной обсадной колонной меньшего диаметра, установленной при углублении скважины, герметичное перекрытие ствола скважины после срабатывания устройства из-за перекрытия прямоугольных прорезей, что исключает проведение технологических операций связанных с закачкой или откачкой жидкости ниже этого кожуха.The disadvantages of this device are its narrow scope of application due to the impossibility of use in wells equipped with a liner or an additional casing of smaller diameter installed when deepening the well, hermetically sealed shutoff of the wellbore after the device is activated due to the overlap of rectangular slots, which eliminates technological operations associated with injection or by pumping liquid below this casing.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины (патент RU № 2520981, МПК Е21В 43/00, Е21В 29/10, опубл. 27.06.2014 Бюл. № 18), включающее обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб, причем используют дополнительную эксплуатационную колонну, не доходящую до устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны снабжают неподвижно закрепленной наружной муфтой, в качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83.The closest in technical essence is a device for operating a well (patent RU No. 2520981, MPK E21B 43/00, E21B 29/10, published June 27, 2014 Bulletin No. 18), including a casing string, an additional production string and a tubing string. pipes, and an additional production string is used that does not reach the wellhead; the tubing string above the additional production string and near the top of the additional production string is equipped with a fixed outer coupling; a coupling with an outer diameter larger than the internal diameter of the additional production string is used as a coupling. and not larger than the outer diameter of a standard casing template and with an outer diameter to sleeve height ratio ranging from 0.70 to 0.83.
Основным недостатком данного устройства является высокая скорость падения скважинного оборудования при срыве до взаимодействия муфты с дополнительной эксплуатационной колонной (или голову хвостовика), что значительно повышает риск повреждения насосного оборудования и дополнительной колонны (или хвостовика) и, как следствие, приводит к необходимости дополнительных операций при ремонте дополнительной обсадной колонны и скважинного оборудования после извлечения из скважины.The main disadvantage of this device is the high rate of downhole equipment falling during failure before the coupling interacts with the additional production string (or liner head), which significantly increases the risk of damage to the pumping equipment and the additional string (or liner) and, as a consequence, leads to the need for additional operations during repair of additional casing and downhole equipment after removal from the well.
Техническим результатом предполагаемого изобретения является создание устройства для предотвращения падения скважинного оборудования на забой, позволяющего снизить скорость падения оборудования до приемлемой (не более 1 м/с) и смягчить удар муфты о дополнительную эксплуатационную колонну за счет использования снаружи двух самоуплотняющихся манжет, изнутри перемычки с байпасным отверстием, а снизу – демпфера.The technical result of the proposed invention is the creation of a device to prevent the fall of well equipment to the bottom, allowing to reduce the speed of the fall of the equipment to an acceptable level (no more than 1 m/s) and soften the impact of the coupling on an additional production string due to the use of two self-sealing cuffs on the outside, and a jumper with a bypass on the inside. hole, and from below - a damper.
Техническое решение осуществляет устройство для предотвращения падения скважинного оборудования на забой, включающее спускаемые в скважину, состоящую из основной эксплуатационной колонны и дополнительной эксплуатационной колонны, не доходящей до устья скважины, полый корпус и нижняя муфта выполнены с возможностью размещения внутри основной эксплуатационной колонны выше дополнительной эксплуатационной колонны, диаметр которой меньше диаметра основной эксплуатационной колонны.The technical solution is implemented by a device to prevent downhole equipment from falling to the bottom, including a hollow body and a lower coupling lowered into a well consisting of a main production string and an additional production string that does not reach the wellhead, and a lower coupling designed to be placed inside the main production string above the additional production string. , the diameter of which is less than the diameter of the main production string.
Новым является то, что корпус дополнительно оснащен верхним перфорированным патрубком, выполненным с возможностью соединения со скважинным оборудованием, и нижним перфорированным патрубком, устанавливаемым выше муфты, снаружи корпуса между перфорированными патрубками расположены две самоуплотняющиеся манжеты, пропускающие сверху-вниз, а изнутри – перемычка с подпружиненным обратным клапаном, открывающимся при перепаде давлений создаваемым скважинным насосным оборудованием, и байпасным отверстием, обеспечивающим скорость падения скважинного оборудования не более 1 м/с при проходе через него скважинной жидкости, при этом муфта снизу снабжена кольцевым демпфером, выше которого выполнены радиальные переточные отверстия.What is new is that the housing is additionally equipped with an upper perforated pipe, designed to be connected to downhole equipment, and a lower perforated pipe, installed above the coupling; on the outside of the body, between the perforated pipes, there are two self-sealing cuffs that pass from top to bottom, and from the inside there is a jumper with a spring-loaded a check valve that opens when there is a pressure difference created by the downhole pumping equipment, and a bypass hole that ensures that the downhole equipment falls at a rate of no more than 1 m/s when well fluid passes through it, while the coupling at the bottom is equipped with an annular damper, above which radial flow holes are made.
Новым является также то, что снаружи корпуса между самоуплотняющимися манжетами установлен жесткий центратор.What is also new is that a rigid centralizer is installed outside the housing between the self-sealing cuffs.
На чертеже изображена схема устройства для предотвращения падения скважинного оборудования на забой, спущенное в скважину в продольном разрезе.The drawing shows a diagram of a device for preventing downhole equipment from falling onto the bottom, lowered into the well in a longitudinal section.
Устройство для предотвращения падения скважинного оборудования на забой (не показан) включает в себя спускаемые в скважину 1, состоящую из основной эксплуатационной колонны 2 и дополнительной эксплуатационной колонны 3 (или хвостовик), не доходящей до устья (не показано) скважины 1, полый корпус 4 и нижнюю муфту 5 с наружным диаметром d больше внутреннего диаметра D1 дополнительной эксплуатационной колонны 3 и не больше наружного диаметра D2 (не показано) стандартного колонного шаблона (не показан) для основной эксплуатационной колонны 2:A device for preventing downhole equipment from falling to the bottom (not shown) includes a hollow body 4 lowered into well 1, consisting of a main production string 2 and an additional production string 3 (or liner), which does not reach the mouth (not shown) of well 1. and a lower coupling 5 with an outer diameter d greater than the inner diameter D1 of the additional production string 3 and not larger than the outer diameter D2 (not shown) of the standard column template (not shown) for the main production string 2:
, [1] , [1]
где D1 – внутренний диаметр дополнительной эксплуатационной колонны 3, мм;where D1 is the internal diameter of the additional production string 3, mm;
d – наружный диаметр муфты 5.d – outer diameter of coupling 5.
D2 – наружный диаметр стандартного колонного шаблона для основной эксплуатационной колонны 2, мм.D2 – outer diameter of the standard column template for the main production casing 2, mm.
Корпус 4 дополнительно оснащен верхним перфорированным патрубком 6, выполненным с возможностью соединения со скважинным оборудованием 7 (показано условно, например, с хвостовиком штангового насоса (ШГН), с электродвигателем центробежного насоса (ЭЦН) или т.п.), и нижним перфорированным патрубком 8, устанавливаемым выше муфты 5.The housing 4 is additionally equipped with an upper perforated pipe 6, configured for connection with downhole equipment 7 (shown conventionally, for example, with the shank of a sucker rod pump (SRPU), with an electric motor of a centrifugal pump (ECP), etc.), and a lower perforated pipe 8 , installed above coupling 5.
Снаружи корпуса 4 между перфорированными патрубками 7 и 8 расположены две самоуплотняющиеся манжеты 9 и 10, пропускающие сверху-вниз. Благодаря дублированию повышается надежность, так как при выходе одной из самоуплотняющихся манжет 9 или 10, другая 10 или 9 сохранит работоспособность устройства. На виды самоуплотняющихся манжет 9 и 10 и способы крепления на корпусе 4 автор не претендует.Outside the housing 4, between the perforated pipes 7 and 8, there are two self-sealing cuffs 9 and 10, which pass from top to bottom. Thanks to duplication, reliability increases, since when one of the self-sealing cuffs 9 or 10 comes out, the other 10 or 9 will retain the functionality of the device. The author does not claim the types of self-sealing cuffs 9 and 10 and methods of fastening to the body 4.
Изнутри корпуса 4 расположена перемычка 11 с поджатым к седлу 12 пружиной 13 обратным клапаном 14, открывающимся при перепаде давлений создаваемым скважинным оборудованием 7 (ШГН, ЭЦН или т.п.), и байпасным отверстием 15, обеспечивающим скорость падения скважинного оборудования не более 1 м/с при проходе через него скважинной жидкости. Диаметр D3 байпасного отверстия 15 определяют эмпирическим путем в ходе стендовых или лабораторных испытаний в зависимости от массы скважинного оборудования 7. Например, для скважинного оборудования 7 используемого на месторождениях Республики Татарстан (РТ) D3=4–6 мм (чем масса больше скважинного оборудования 7, тем диаметр D3 меньше).Inside the housing 4 there is a jumper 11 with a check valve 14 pressed to the seat 12 of the spring 13, which opens when the pressure drop created by the downhole equipment 7 (shroud pump, ESP, etc.) and a bypass hole 15, ensuring a fall rate of the downhole equipment of no more than 1 m /s when well fluid passes through it. The diameter D3 of the bypass hole 15 is determined empirically during bench or laboratory tests depending on the mass of the downhole equipment 7. For example, for downhole equipment 7 used in the fields of the Republic of Tatarstan (RT) D3 = 4–6 mm (the greater the weight of the downhole equipment 7, the smaller the diameter D3).
При этом муфта 5 снизу снабжена кольцевым демпфером 16 (например, из резины, полиуретана или т.п.), выше которого выполнены радиальные переточные отверстия 17. На форму переточных отверстий 17 автор не претендует.In this case, the coupling 5 at the bottom is equipped with an annular damper 16 (for example, made of rubber, polyurethane, or the like), above which radial overflow holes 17 are made. The author does not pretend to the shape of the overflow holes 17.
При длине корпуса 4 более 3 м его снаружи между самоуплотняющимися манжетами 9 и 10 снабжают жестким центратором 18, исключающим перекос и заклинивание корпуса 4 при падении со скважинным оборудованием 7. На вид жесткого центратора 18 и способы крепления его на корпусе 4 автор не претендует.If the length of the housing 4 is more than 3 m, it is equipped from the outside between the self-sealing cuffs 9 and 10 with a rigid centralizer 18, which prevents skewing and jamming of the housing 4 when falling with downhole equipment 7. The author does not claim the appearance of the rigid centralizer 18 and the methods of attaching it to the housing 4.
Конструктивные элементы, технологические соединения, уплотнения и т.п., не влияющие на работоспособность устройства, на чертеже не показаны или показаны условно.Structural elements, process connections, seals, etc. that do not affect the performance of the device are not shown in the drawing or are shown conditionally.
Устройство для предотвращения падения скважинного оборудования на забой работает следующим образом.A device for preventing downhole equipment from falling onto the bottom works as follows.
Перед спуском в скважину 1 снизу скважинное оборудование 7 оснащают (при помощи муфт, резьбы или т.п. – показано условно) устройством в сборе.Before lowering into well 1 from below, downhole equipment 7 is equipped (using couplings, threads, or the like - shown conditionally) with an assembled device.
При спуске в скважину 1 (со скоростью обычно не более 1 м/с), например, на колонне лифтовых труб (не показаны), бронированном кабеле (не показан) или т.п., жидкость обтекает муфту 5, перетекая в том числе из отверстий 17, через перфорацию нижнего патрубка 8 попадает внутрь корпуса 4, перетекая через байпасное отверстие 15 и перфорацию верхнего патрубка 6 оказывается в основной эксплуатационной колонне 3 скважины 1 выше верхней самоуплотняющейся манжеты 9, тем самым исключая поршневание манжетами 9 и 10 жидкости, мешающей спуску скважинного оборудования 7 в скважину 1.When lowering into well 1 (at a speed usually no more than 1 m/s), for example, on a string of elevator pipes (not shown), armored cable (not shown), or the like, liquid flows around coupling 5, flowing, among other things, from holes 17, through the perforation of the lower branch pipe 8 enters the housing 4, flowing through the bypass hole 15 and the perforation of the upper branch pipe 6 ends up in the main production string 3 of well 1 above the upper self-sealing cuff 9, thereby eliminating the pistoning of liquid by the cuffs 9 and 10, which interferes with the descent of the well equipment 7 into well 1.
По достижению интервала установки спуск скважинного оборудования 7 насос (ШГН, ЭЦН или т.п.) скважинного оборудования 7 запускают в работу. В результате продукция пласта (не показан), вскрытого дополнительной эксплуатационной колонной 3, обтекает муфту 5, перетекая в том числе из отверстий 17, через перфорацию нижнего патрубка 8 попадает внутрь корпуса 4, перетекая через байпасное отверстие 15 и перфорацию верхнего патрубка 6 оказывается в основной эксплуатационной колонне 3 скважины 1 выше верхней самоуплотняющейся манжеты 9, откуда продукция пласта насосом скважинного оборудования 7 отбирается на поверхность скважины 1. При этом в случае недостаточности припускной способности байпасного отверстия 15 уровень жидкости в скважине 1 выше перемычки 11 снижается, увеличивая над и под перемычкой перепад делений, под действием которого обратный клапан 14, сжимая пружину 13, отходит от седла 12, увеличивая пропускную способность для жидкости (продукции ласта), перетекающей снизу вверх через перемычку 11.Upon reaching the installation interval for lowering the downhole equipment 7, the pump (ShRP, ESP, etc.) of the downhole equipment 7 is put into operation. As a result, the production of the formation (not shown), opened by an additional production string 3, flows around the coupling 5, flowing, among other things, from the holes 17, through the perforation of the lower branch pipe 8, enters the housing 4, flows through the bypass hole 15 and the perforation of the upper branch pipe 6 ends up in the main production string 3 of well 1 above the upper self-sealing collar 9, from where the formation production is taken by the pump of well equipment 7 to the surface of well 1. Moreover, in the event of insufficient supply capacity of the bypass hole 15, the liquid level in well 1 above the jumper 11 decreases, increasing the difference above and below the jumper divisions, under the influence of which the check valve 14, compressing the spring 13, moves away from the seat 12, increasing the throughput for liquid (fin products) flowing from the bottom up through the jumper 11.
При срыве (отрыве от лифтовых труб, бронированного кабеля или т.п.) скважинного оборудования 7 во время спуска, подъема или работы под действие силы гравитации (массы) скважинное оборудование 7 с устройством устремляется вниз. Самоуплотняющиеся манжеты 9 и 10, прижимаясь к стенкам основной эксплуатационной колонны 2 скважины 1, препятствуют перетоку жидкости снизу-вверх, и жидкость обтекает муфту 5, перетекая в том числе из отверстий 17, через перфорацию нижнего патрубка 8 попадает внутрь корпуса 4, перетекая через байпасное отверстие 15 и перфорацию верхнего патрубка 6 оказывается в основной эксплуатационной колонне 3 скважины 1 выше верхней самоуплотняющейся манжеты 9, откуда продукция пласта насосом скважинного оборудования 7 отбирается на поверхность скважины 1. Так как байпасное отверстие 15, являясь естественным гидравлическим сопротивлением, что затрудняет переток жидкости снизу-вверх относительно перемычки 11, ограничивая скорость падения не выше 1 м/с, что допустимо для скважинного оборудования 7 по технологическим показателям (обычно указывается в паспорте скважинного оборудования 7). При этом при центратор 18 (при наличии) исключает перекос и заклинивание корпуса 4 в скважине 1. По достижении дополнительной эксплуатационной колонны 3 скважины 1 демпфер амортизирует и смягчает удар муфты 5 о верхний торец дополнительной эксплуатационной колонны 3 (или голову хвостовика), дополнительно защищая от взаимного повреждения скважинное оборудование 7 и дополнительную эксплуатационную колонну 3.If the downhole equipment 7 fails (severed from the lift pipes, armored cable, etc.) during descent, ascent or operation under the influence of gravity (mass), the downhole equipment 7 with the device rushes down. Self-sealing cuffs 9 and 10, pressing against the walls of the main production string 2 of well 1, prevent the flow of liquid from bottom to top, and the liquid flows around the coupling 5, flowing including from the holes 17, through the perforation of the lower pipe 8, enters the housing 4, flowing through the bypass the hole 15 and the perforation of the upper branch pipe 6 ends up in the main production string 3 of the well 1 above the upper self-sealing collar 9, from where the formation production is taken to the surface of the well 1 by the pump of the well equipment 7. Since the bypass hole 15, being a natural hydraulic resistance, impedes the flow of fluid from below -up relative to the jumper 11, limiting the fall speed to no higher than 1 m/s, which is acceptable for downhole equipment 7 according to technological indicators (usually indicated in the passport of downhole equipment 7). In this case, the centralizer 18 (if present) prevents distortion and jamming of the housing 4 in well 1. Upon reaching the additional production string 3 of well 1, the damper absorbs and softens the impact of the coupling 5 on the upper end of the additional production string 3 (or the head of the liner), additionally protecting against mutual damage to well equipment 7 and additional production string 3.
Предлагаемое устройство для предотвращения падения скважинного оборудования на забой позволяет снизить скорость падения оборудования до приемлемой (не более 1 м/с) и смягчить удар муфты о дополнительную эксплуатационную колонну за счет использования снаружи двух самоуплотняющихся манжет, изнутри перемычки с байпасным отверстием, а снизу муфты – демпфера.The proposed device for preventing downhole equipment from falling to the bottom makes it possible to reduce the rate of equipment fall to an acceptable level (no more than 1 m/s) and soften the impact of the coupling on the additional production string due to the use of two self-sealing collars on the outside, a jumper with a bypass hole on the inside, and a jumper with a bypass hole on the inside, and at the bottom of the coupling - damper.
Claims (2)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2812974C1 true RU2812974C1 (en) | 2024-02-06 |
Family
ID=
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4284137A (en) * | 1980-01-07 | 1981-08-18 | Taylor William T | Anti-kick, anti-fall running tool and instrument hanger and tubing packoff tool |
| RU2175048C2 (en) * | 2000-01-12 | 2001-10-20 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Anti-flight device |
| RU39164U1 (en) * | 2004-03-16 | 2004-07-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" | DEVICE FOR PREVENTING FALLING WELL EQUIPMENT TO BOTTOM |
| RU2455454C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
| RU2520981C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation device |
| RU2668891C2 (en) * | 2017-01-16 | 2018-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Antilock device for electrocentropic pump |
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4284137A (en) * | 1980-01-07 | 1981-08-18 | Taylor William T | Anti-kick, anti-fall running tool and instrument hanger and tubing packoff tool |
| RU2175048C2 (en) * | 2000-01-12 | 2001-10-20 | Закрытое акционерное общество "ЮКСОН" | Anti-flight device |
| RU39164U1 (en) * | 2004-03-16 | 2004-07-20 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании ВНК" | DEVICE FOR PREVENTING FALLING WELL EQUIPMENT TO BOTTOM |
| RU2455454C1 (en) * | 2011-05-20 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Tubing anchor for electric centrifugal pump |
| RU2520981C1 (en) * | 2013-05-20 | 2014-06-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation device |
| RU2668891C2 (en) * | 2017-01-16 | 2018-10-04 | Общество с ограниченной ответственностью "Актуальные технологии нефтеотдачи" (ООО "АТН") | Antilock device for electrocentropic pump |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6491103B2 (en) | System for running tubular members | |
| US20050274527A1 (en) | Apparatus and method for dewatering low pressure gradient gas wells | |
| US11105166B2 (en) | Buoyancy assist tool with floating piston | |
| US8327930B2 (en) | Equipment for remote launching of cementing plugs | |
| AU2016268394B2 (en) | Multi-function dart | |
| US10995583B1 (en) | Buoyancy assist tool with debris barrier | |
| AU2020341442B2 (en) | Liner wiper plug with rupture disk for wet shoe | |
| US8651191B2 (en) | Slim hole production system and method | |
| US20040007354A1 (en) | System for running tubular members | |
| WO2022140114A1 (en) | Frac plug with rod plug | |
| RU2812974C1 (en) | Device to prevent downhole equipment from falling onto bottom | |
| RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
| US10865627B2 (en) | Shrouded electrical submersible pump | |
| EP1026365A2 (en) | Liner assembly and method of running the same | |
| WO2020219009A1 (en) | Buoyancy assist tool with degradable plug | |
| CN209780833U (en) | Separate and adopt packer | |
| RU2382176C1 (en) | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance | |
| US20170226831A1 (en) | Downhole lift gas injection system | |
| RU2796714C1 (en) | Operation method of plug-in borehole rod pump | |
| RU2741885C1 (en) | Well formation treatment device | |
| US7971647B2 (en) | Apparatus and method for raising a fluid in a well | |
| RU2177540C1 (en) | Device for pulse-drawdown stimulation of bottom-hole formation zone | |
| CA2945513C (en) | Downhole gas separators and methods of separating a gas from a liquid within a hydrocarbon well | |
| RU59137U1 (en) | DEVICE FOR LOADING ACC AND EXTINGUISHING EXPRESSIVE WELLS | |
| RU2055154C1 (en) | Bottom-hole packer-safety valve |