RU56458U1 - DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL - Google Patents
DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL Download PDFInfo
- Publication number
- RU56458U1 RU56458U1 RU2006103421/22U RU2006103421U RU56458U1 RU 56458 U1 RU56458 U1 RU 56458U1 RU 2006103421/22 U RU2006103421/22 U RU 2006103421/22U RU 2006103421 U RU2006103421 U RU 2006103421U RU 56458 U1 RU56458 U1 RU 56458U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- groove
- short
- figured
- well
- long
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к средствам защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления, и найдет преимущественное применение при отключении негерметичных участков обсадной колонны, при отключении и повторном включении верхних и промежуточных заводненных пластов в скважинах с относительно небольшими глубинами. Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине содержит верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус, которые соединенные между собой посредством промежуточной трубы, регулируемой по длине. Каждый из верхнего и нижнего пакерующих элементов выполнен соответственно в виде пары разнонаправленных самоуплотняющихся манжет. Сверху корпус верхнего пакерующего элемента снабжен отводом, соединенным с помощью срезного элемента с посадочным инструментом, выполненным в виде трубы с внутренним упором, которая жестко установлена на нижнем конце подъемных труб. Корпус нижнего пакерующего элемента между разнонаправленными самоуплотняющимися манжетами оснащен патрубком с фигурным пазом на наружной поверхности и конусной выборкой, примыкающей к патрубку и выполненной в виде верхнего и нижнего конусов. На патрубке установлена подвижная втулка с пальцем, взаимодействующим с фигурным пазом, и подпружиненным центратором, выполненным в виде верхних и нижних центрирующих элементов, снабженных соответствующими разнонаправленными шлипсами, взаимодействующие соответственно с верхним и нижним конусами конусной выборки. Фигурный паз выполнен в виде двух коротких и одного длинного, установленного между короткими, продольными пазами, последовательно соединенными между собой фигурными пазами, один из которых соединяет низ первого из коротких пазов, являющегося транспортньм, с серединой длинного продольного паза, являющегося рабочим, а другой - низ длинного паза с серединой другого короткого продольного паза, являющегося съемным и расположенного по длине в районе середины длинного паза. Предлагаемое устройство для отключения пластов друг от друга в скважине позволяет качественно герметизировать участки скважины и/или отключать пласты на любой глубине, в том числе и малой, так как конструкция устройства исключает посадку пакерующих элементов дорнированием за счет веса подъемных труб, при этом устройство имеет низкую металлоемкость за счет исключения хвостовика из его конструкции. 2 илл. на 1 л.The proposal relates to the oil industry, namely, to means for protecting casing strings from high pressure, and will find predominant use when shutting down leaky sections of the casing strings, when shutting down and reconnecting the upper and intermediate flooded formations in wells with relatively shallow depths. A device for disconnecting the layers from each other in the well contains upper and lower packing elements, each of which includes a housing that are interconnected by means of an intermediate pipe, adjustable in length. Each of the upper and lower packing elements is respectively made in the form of a pair of multidirectional self-sealing cuffs. On top of the housing of the upper packer element is equipped with a tap connected by means of a shear element with a landing tool, made in the form of a pipe with an internal stop, which is rigidly mounted on the lower end of the lifting pipes. The case of the lower packing element between the multidirectional self-sealing cuffs is equipped with a nozzle with a figured groove on the outer surface and a cone selection adjacent to the nozzle and made in the form of upper and lower cones. A movable sleeve is installed on the nozzle with a finger interacting with a figured groove and a spring-loaded centralizer made in the form of upper and lower centering elements equipped with corresponding multidirectional slips, interacting with the upper and lower cones of the cone sample, respectively. The figured groove is made in the form of two short and one long, installed between short, longitudinal grooves, sequentially interconnected by figured grooves, one of which connects the bottom of the first of the short grooves, which is transport, with the middle of the long longitudinal groove, which is working, and the other the bottom of a long groove with the middle of another short longitudinal groove, which is removable and located along the length in the middle of the long groove. The proposed device for disconnecting the layers from each other in the well allows high-quality sealing of sections of the well and / or disconnecting the layers at any depth, including shallow, since the design of the device prevents the packing elements from being seated by mandreling due to the weight of the lifting pipes, while the device has a low metal consumption due to the exclusion of the shank from its design. 2 ill. for 1 liter
Description
Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно, к средствам защиты обсадных колонн от воздействия высокого давления, и найдет преимущественное применение при отключении негерметичных участков обсадной колонны, при отключении и повторном включении верхних и промежуточных заводненных пластов в скважинах с относительно небольшими глубинами.The proposal relates to the oil industry, namely, to means for protecting casing strings from high pressure, and will find predominant use when shutting down leaky sections of the casing strings, when shutting down and reconnecting the upper and intermediate flooded formations in wells with relatively shallow depths.
Известно устройство (патент РФ №2161238, МПК Е 21 В 29/00, 2000 г.), содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, соединенные между собой промежуточной трубой (трубами), опорные патрубки, уплотнительные кольца и срезные элементы.A device is known (RF patent No. 2161238, IPC E 21 B 29/00, 2000), containing the upper and lower packing elements interconnected by an intermediate pipe (s), support pipes, o-rings and shear elements.
Недостатки устройства:The disadvantages of the device:
- сложность монтажа, демонтажа и извлечения устройства из скважины;- the complexity of the installation, dismantling and removal of the device from the well;
- недостаточная надежность разобщения межтрубного пространства, обусловленная возможностью смещения устройства от ударов при спускоподъемных операциях;- insufficient reliability of the separation of the annulus due to the possibility of displacement of the device from impacts during tripping;
- ограниченные возможности в применении.- limited application possibilities.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство для отключения пластов друг от друга в скважине (патент РФ №2236557, МПК 7 Е 21 В 33/12, 29/00, 2004 г.), спускаемое на подъемных трубах, содержащее верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус с кольцевым выступом на конце, эластичную манжету с утолщенной частью, расширяющий конус, соединенные между собой промежуточной трубой или трубами, опорные патрубки с внутренней цилиндрической выборкой, обратный клапан, уплотнительные кольца и срезные элементы.The closest in technical essence to the proposed one is a device for disconnecting the layers from each other in the well (RF patent No. 2236557, IPC 7 E 21 B 33/12, 29/00, 2004), lowered on lifting pipes, containing upper and lower packer elements, each of which includes a housing with an annular protrusion at the end, an elastic cuff with a thickened part, an expanding cone, interconnected by an intermediate pipe or pipes, supporting nozzles with an internal cylindrical selection, a check valve, o-rings and shear elements s.
Существенными недостатками устройства являются:Significant disadvantages of the device are:
- во-первых, длина хвостовика зависит от расстояния между нижним пластом и забоем скважины, и чем больше это расстояние, то есть чем выше нижний пласт находится от забоя, тем длиннее хвостовик, а это требует большее количество труб, составляющих хвостовик, а значит увеличивается металлоемкость конструкции- firstly, the length of the liner depends on the distance between the lower layer and the bottom of the well, and the greater this distance, that is, the higher the lower layer is from the bottom, the longer the liner, and this requires a larger number of pipes that make up the liner, and therefore increases metal construction
- во-вторых, герметизация пакерующих элементов происходит за счет дорнирования их расширяющим конусом путем разгрузки на них подъемных труб, веса которых при малой глубине скважины может оказаться недостаточным, в связи с чем снижается качество герметизации отключаемого пласта или участка.- secondly, the sealing of the packer elements occurs due to their expansion by the expanding cone by unloading the lifting pipes on them, the weight of which at a small depth of the well may be insufficient, and therefore the quality of the sealing of the shut-off formation or section decreases.
Задачей полезной модели является повышение качества герметизации отключаемого пласта и/или участка, а также снижение металлоемкости конструкции.The objective of the utility model is to improve the sealing quality of the disconnected reservoir and / or section, as well as to reduce the metal consumption of the structure.
Указанная задача решается предлагаемым устройством для отключения пластов друг от друга в скважине, спускаемым на подъемных трубах, содержащим верхний и нижний пакерующие элементы, каждый из которых включает корпус, промежуточную трубу, срезной элемент.This problem is solved by the proposed device for disconnecting the layers from each other in the well, launched on the lifting pipes, containing the upper and lower packing elements, each of which includes a housing, an intermediate pipe, a shear element.
Новым является то, что каждый из верхнего и нижнего пакерующих элементов выполнен в виде пары разнонаправленных самоуплотняющихся манжет, причем корпуса верхнего и нижнего пакерующего элемента соединены между собой промежуточной трубой регулируемой по длине, а сверху корпус верхнего пакерующего элемента снабжен отводом, соединенным с помощью срезного элемента с посадочным инструментом, выполненным в виде трубы с внутренним упором, которая жестко установлена на нижнем конце подъемных труб, при этом корпус нижнего пакерующего элемента между разнонаправленными самоуплотняющимися манжетами оснащен патрубком с фигурным пазом на наружной поверхности и конусной выборкой, примыкающей к патрубку, подвижную втулку, установленную на патрубке, с пальцем, взаимодействующим с фигурным пазом, и подпружиненным центратором, выполненным в виде верхних и нижних центрирующих элементов, снабженных соответствующими разнонаправленными шлипсами, взаимодействующими с конусной выборкой, выполненной в виде верхнего и нижнего конусов, причем сверху верхнего конуса и ниже нижнего конуса соответственно расположены разнонаправленные самоуплотняющиеся манжеты нижнего пакерующего элемента, при этом фигурный паз выполнен в виде двух коротких и одного длинного, установленного между короткими, продольными пазами, последовательно соединенными между собой фигурными пазами, один из которых соединяет низ первого из коротких пазов, являющегося транспортным, с серединой длинного продольного паза, являющегося рабочим, а другой - низ длинного паза с серединой другого короткого продольного паза, являющегося съемным и расположенного по длине в районе середины длинного паза.What is new is that each of the upper and lower packing elements is made in the form of a pair of multidirectional self-sealing cuffs, the upper and lower packing element cases being interconnected by an intermediate pipe that is adjustable in length, and the upper packing element element body is equipped with a bend connected by a shear element on top with a landing tool made in the form of a pipe with an internal stop, which is rigidly mounted on the lower end of the lifting pipes, while the housing of the lower packing element between multidirectional self-sealing cuffs it is equipped with a nozzle with a figured groove on the outer surface and a cone selection adjacent to the nozzle, a movable sleeve mounted on the nozzle, with a finger interacting with the figured groove, and a spring-loaded centralizer made in the form of upper and lower centering elements equipped with corresponding multidirectional slips interacting with a cone selection made in the form of upper and lower cones, moreover, above the upper cone and below the lower cone respectively, multidirectional self-sealing cuffs of the lower packer element are arranged, while the figured groove is made in the form of two short and one long, installed between short, longitudinal grooves, serially connected among themselves by figured grooves, one of which connects the bottom of the first of the short grooves, which is transport, with the middle of the long longitudinal groove, which is working, and the other is the bottom of the long groove with the middle of another short longitudinal groove, which is removable and located o in length in the middle of a long groove.
На Фиг.1 изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.Figure 1 shows the proposed device in longitudinal section.
На Фиг.2 изображен фигурный паз в развернутом виде.Figure 2 shows a curly groove in an expanded form.
Устройство для отключения пластов друг от друга в скважине (см. фиг.1) содержит верхний 1 и нижний 2 пакерующие элементы, каждый из которых соответственно включает корпус 3 и 4, соединенные между собой посредством промежуточной трубы 5, регулируемой по длине. Каждый из верхнего 1 и нижнего 2 пакерующих элементов выполнен соответственно в виде пары 6, 7 и 8, 9 разнонаправленных самоуплотняющихся манжет.A device for disconnecting the layers from each other in the well (see figure 1) contains the upper 1 and lower 2 packer elements, each of which respectively includes a housing 3 and 4, interconnected by an intermediate pipe 5, adjustable in length. Each of the upper 1 and lower 2 packing elements is respectively made in the form of a pair of 6, 7 and 8, 9 multidirectional self-sealing cuffs.
Сверху корпус 3 верхнего пакерующего элемента 1 снабжен отводом 10, соединенным с помощью срезного элемента 11 с посадочным инструментом, выполненным в виде трубы 12 с внутренним упором 13, которая жестко установлена на нижнем конце подъемных труб (на Фиг.1и 2 не показано).On top of the casing 3 of the upper packer element 1 is equipped with a bend 10 connected by means of a shear element 11 with a landing tool made in the form of a pipe 12 with an internal stop 13, which is rigidly mounted on the lower end of the lifting pipes (not shown in Figs. 1 and 2).
Корпус 4 нижнего пакерующего элемента 2 между разнонаправленными самоуплотняющимися манжетами 8 и 9 оснащен патрубком 14 с фигурным пазом 15 на наружной поверхности и конусной выборкой, примыкающей к патрубку 14 и выполненной в виде верхнего 16 и нижнего конусов 17. Корпус 4, патрубок 14 и примыкающая к ней конусная выборка выполнены в виде одной детали.The housing 4 of the lower packing element 2 between the multidirectional self-sealing cuffs 8 and 9 is equipped with a nozzle 14 with a figured groove 15 on the outer surface and a cone selection adjacent to the nozzle 14 and made in the form of the upper 16 and lower cones 17. Housing 4, the nozzle 14 and adjacent to her cone sample made in the form of one part.
Сверху верхнего конуса 16 и ниже нижнего конуса 17 соответственно расположены соответственно разнонаправленные самоуплотняющаяся манжета 8 и 9 нижнего пакерующего элемента 2.Above the upper cone 16 and below the lower cone 17, respectively, are multidirectional, respectively, self-sealing cuffs 8 and 9 of the lower packer element 2.
На патрубке 14 установлена подвижная втулка 18 с пальцем 19, взаимодействующим с фигурным пазом 15, и подпружиненным центратором, выполненным в виде верхних 20 и нижних 21 центрирующих элементов, снабженных соответствующими разнонаправленными шлипсами 22 и 23, взаимодействующие соответственно с верхним 16 и нижним 17 конусами конусной выборки.A movable sleeve 18 is installed on the nozzle 14 with a finger 19 interacting with a figured groove 15 and a spring-loaded centralizer made in the form of the upper 20 and lower 21 centering elements equipped with corresponding multidirectional slips 22 and 23, interacting with the conical cone 16 and the lower 17, respectively sampling.
Фигурный паз 4 (см. Фиг.2) может быть выполнен в виде двух коротких 24, 25 и одного длинного 26, установленного между короткими 24 и 25 продольными пазами, последовательно соединенными между собой фигурными проточками 27 и 28, одна из которых 27 соединяет низ первого из коротких пазов 24, являющегося транспортным с серединой длинного продольного паза 26, являющегося рабочим, а другая 28 - низ длинного паза 26 с серединой другого короткого продольного паза 25, являющегося съемным и расположенного по длине в районе середины длинного продольного паза 26.Figured groove 4 (see Figure 2) can be made in the form of two short 24, 25 and one long 26, installed between short 24 and 25 longitudinal grooves, connected in series by curly grooves 27 and 28, one of which 27 connects the bottom the first of the short grooves 24, which is transportable with the middle of the long longitudinal groove 26, which is the working one, and the other 28, the bottom of the long groove 26, with the middle of the other short longitudinal groove 25, which is removable and located along the length in the middle region of the long longitudinal groove 26.
Работает устройство следующим образом.The device operates as follows.
Устройство для отключения пластов в скважине на подъемных трубах в сборе с посадочным инструментом спускают в скважину с таким расчетом, чтобы нижний пакерующий элемент 2 (см. Фиг.1) находился выше продуктивного пласта (на Фиг.1 и 2 не показано), а например верхний обводнившийся пласт (на Фиг.1 и 2 не показано) располагался между верхним 1 и нижним 2 пакерующими элементами (см. фиг.1), в связи с чем предварительно на устье скважины (на Фиг.1 и 2 не показано) подбирают длину промежуточной трубы 5 в зависимости от высоты обводнившегося пласта.The device for shutting off the reservoirs in the well on the riser pipes assembled with the planting tool is lowered into the well so that the lower packer element 2 (see FIG. 1) is higher than the reservoir (not shown in FIGS. 1 and 2), for example the upper waterlogged formation (not shown in FIGS. 1 and 2) was located between the upper 1 and lower 2 packing elements (see FIG. 1), in connection with which the length was preliminarily selected at the wellhead (not shown in FIGS. 1 and 2) the intermediate pipe 5, depending on the height of the waterlogged formation.
В процессе спуска устройства в скважину палец 19 (см. Фиг.1) располагается в первом коротком продольном пазе 24 фигурного паза 15 (см. Фиг.2) - транспортное положение, не позволяя шлипсам 22 и 23 взаимодействовать с конусами 16 и 17 конусной In the process of lowering the device into the well, the finger 19 (see Figure 1) is located in the first short longitudinal groove 24 of the figured groove 15 (see Figure 2) - transport position, not allowing the slips 22 and 23 to interact with the conical cones 16 and 17
выборки, а центрирующие элементы 20 и 21 пружинного центратора, поджатые наружу взаимодействуют со стенками скважины (на Фиг.1 и 2 не показано). Во время спуска скважинная жидкость не раздувает самоуплотняющуюся манжету 9 нижнего пакерующего элемента 2, так как скважинная жидкость свободно перетекает снизу вверх через внутреннее пространство 29 устройства.sampling, and the centering elements 20 and 21 of the spring centralizer, pressed outward interact with the walls of the well (Figs. 1 and 2 are not shown). During the descent, the borehole fluid does not inflate the self-sealing cuff 9 of the lower packer element 2, since the borehole fluid freely flows from the bottom up through the internal space 29 of the device.
По достижении в скважине интервала установки спуск прекращают. Затем колонну подъемных труб вместе с посадочным инструментом и устройством приподнимают (см. Фиг.1) на длину, большую длины первого короткого продольного паза 24 (см. Фиг.2) и поворачивают по часовой стрелке на длину большую длины фигурной проточки 27. В результате палец 15 перемещается из первого короткого продольного паза 24 по фигурной проточке 27 в длинный продольный паз 26 - рабочее положение, так как центрирующие элементы 20 (см. Фиг.1) и 21, взаимодействуя со стенками скважины, удерживают подвижную втулку 18 с пальцем 19 на месте.Upon reaching the installation interval in the well, the descent is stopped. Then, the column of the lifting pipes together with the landing tool and the device is lifted (see FIG. 1) to a length greater than the length of the first short longitudinal groove 24 (see FIG. 2) and turned clockwise to a length greater than the length of the figured groove 27. As a result the finger 15 moves from the first short longitudinal groove 24 along the figured groove 27 to the long longitudinal groove 26 - the working position, since the centering elements 20 (see Figure 1) and 21, interacting with the walls of the well, hold the movable sleeve 18 with the finger 19 on location.
После чего колонну подъемных труб разгружают и посадочный инструмент вместе с устройством (см. Фиг.1) перемещаются вниз, при этом подвижная втулка 18, и находящиеся на ней детали остаются на месте. В результате верхние шлипсы 22, взаимодействуя с верхним конусом 16, прижимаются к стенкам скважины, фиксируя устройство относительно скважины, и при дальнейшей разгрузке колонны подъемных труб уже на устройство срезные элементы 11 разрушаются, освобождая устройство от посадочного инструмента, выполненного в виде трубы 12, которая своим внутренним упором 13 опирается на верхний торец отвода 10 устройства, о чем свидетельствует потеря веса подъемных труб на индикаторе веса, который установлен на устье скважины.After that, the column of the lifting pipes is unloaded and the landing tool together with the device (see Figure 1) are moved down, while the movable sleeve 18, and the parts located on it, remain in place. As a result, the upper slips 22, interacting with the upper cone 16, are pressed against the walls of the borehole, fixing the device relative to the borehole, and upon further unloading of the column of lifting pipes, the shear elements 11 are already destroyed on the device, releasing the device from the landing tool made in the form of a pipe 12, which its internal emphasis 13 relies on the upper end of the outlet 10 of the device, as evidenced by the weight loss of the lifting pipes on the weight indicator, which is installed on the wellhead.
Далее колонну подъемных труб вместе с посадочным инструментом извлекают из скважины, после чего спускают на колонне подъемных труб погружной насос (на Фиг.1 и 2 не показан), или приподнимают, если колонна подъемных труб оборудована сразу погружным насосом. Затем запускают погружной насос, под действием которого очищается и эксплуатируется продуктивный пласт. При этом продукция пласта под действием погружного насоса и по колонне подъемных труб извлекается из скважины.Next, the column of lifting pipes together with the planting tool is removed from the well, after which the submersible pump (not shown in FIGS. 1 and 2) is lowered on the column of lifting pipes, or is lifted if the column of lifting pipes is equipped immediately with a submersible pump. Then start the submersible pump, under the action of which the reservoir is cleaned and operated. In this case, the production of the reservoir under the action of a submersible pump and along the column of lifting pipes is removed from the well.
При необходимости извлечения устройства из скважины, в нее спускают колонну подъемных труб с труболовкой на нижнем конце, которой захватывают отвод 10 устройства. Затем колонну подъемных труб приподнимают с устройством на длину, большую длины длинного продольного паза 26 (см. Фиг.2) и поворачивают по часовой стрелке на длину большую длины фигурной проточки 28. После чего колонну подъемных труб с устройством опускают на длину, большую длины длинного продольного паза 26, а затем снова приподнимают. В результате палец 19 перемещается из длинного If it is necessary to remove the device from the well, a column of lifting pipes with a tube at the lower end is lowered into it, which captures the outlet 10 of the device. Then the column of the lifting pipes is lifted with the device to a length greater than the length of the long longitudinal groove 26 (see FIG. 2) and turned clockwise to a length greater than the length of the figured groove 28. After that, the column of the lifting pipes with the device is lowered to a length greater than the length of the long longitudinal groove 26, and then again raised. As a result, the finger 19 moves from the long
продольного паза 26 по фигурной проточке 28 в другой короткий продольный паз 25 - положение для съема устройства, так как шлипсы 22 (см. Фиг.1) и 23 не могут взаимодействовать с соответствующими конусами 16 и 17.a longitudinal groove 26 along a figured groove 28 into another short longitudinal groove 25 is a position for removing the device, since the slips 22 (see Figure 1) and 23 cannot interact with the corresponding cones 16 and 17.
Далее устройство извлекается из скважины.Next, the device is removed from the well.
Предлагаемое устройство для отключения пластов друг от друга в скважине позволяет качественно герметизировать участки скважины и/или отключать пласты на любой глубине, в том числе и малой, так как конструкция устройства исключает посадку пакерующих элементов дорнированием за счет веса подъемных труб, при этом устройство имеет низкую металлоемкость за счет исключения хвостовика из его конструкции.The proposed device for disconnecting the layers from each other in the well allows high-quality sealing of sections of the well and / or disconnecting the layers at any depth, including shallow, since the design of the device prevents the packing elements from being seated by mandreling due to the weight of the lifting pipes, while the device has a low metal consumption due to the exclusion of the shank from its design.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006103421/22U RU56458U1 (en) | 2006-02-06 | 2006-02-06 | DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2006103421/22U RU56458U1 (en) | 2006-02-06 | 2006-02-06 | DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU56458U1 true RU56458U1 (en) | 2006-09-10 |
Family
ID=37113396
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2006103421/22U RU56458U1 (en) | 2006-02-06 | 2006-02-06 | DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU56458U1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2511064C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-04-10 | Сергей Максимович Янгареев | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity |
-
2006
- 2006-02-06 RU RU2006103421/22U patent/RU56458U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2511064C1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-04-10 | Сергей Максимович Янгареев | Packer for selective closure of pipe string or casing string inner cavity |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2282708C1 (en) | Downhole hydraulic jack for releasing of stuck pipes | |
| WO2016033983A1 (en) | Coiled tubing fracturing multistage tool string and utilization method | |
| RU2005113714A (en) | FINISHING A WELL FOR ONE DOWN OF A PUMP AND COMPRESSOR COLUMN | |
| CN104929603A (en) | Infinite stage type sectional cracking method for sleeve | |
| NO337583B1 (en) | Fluid-activated circulating valve | |
| CN2856407Y (en) | Perforating and fracturing combined pipe column for horizontal well | |
| RU2298639C1 (en) | Device for reservoirs separation inside well | |
| CN112267864A (en) | Repeated fracturing device and method for large-displacement horizontal well | |
| CN103422846B (en) | Open hole horizontal well completion fracturing integrated pipe column | |
| US20230235655A1 (en) | Wellbore staged operation method and rubber plug for said method | |
| RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
| RU56458U1 (en) | DEVICE FOR DISCONNECTING FRAMEWORDS FROM ANOTHER IN A WELL | |
| RU184050U1 (en) | Hydraulic nozzle | |
| RU178909U1 (en) | Hydraulic nozzle | |
| CN116066000B (en) | Casing sand blasting, slotting and cavity making tubular column and shaping operation method thereof | |
| CN211422596U (en) | Hydraulic pushing small-diameter rubber cylinder pipe scraper | |
| CN204920866U (en) | Bore hole anchoring formula of washing ware of giving up | |
| RU2382176C1 (en) | Underground equipment with device for cleaning of settling well of methane-coal hole during its development and maintenance | |
| CN116411907A (en) | Oil well fracturing device and process with sliding sleeve opening function | |
| RU2305173C2 (en) | Method and device for production string sealing during sandy well flushing | |
| RU48361U1 (en) | DEVICE FOR RESTORING COLLECTOR PROPERTIES OF THE FORM | |
| RU2455457C1 (en) | Packer-anchor and method of well annular space separation by packer-anchor | |
| RU2305751C1 (en) | Packer | |
| CN109469453B (en) | Sand washing well dredging method | |
| RU2305750C1 (en) | Packer |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20070207 |