RU77635U1 - DEVICE FOR OPERATION IN OPEN WELLS OF WELLS - Google Patents
DEVICE FOR OPERATION IN OPEN WELLS OF WELLS Download PDFInfo
- Publication number
- RU77635U1 RU77635U1 RU2008120939/22U RU2008120939U RU77635U1 RU 77635 U1 RU77635 U1 RU 77635U1 RU 2008120939/22 U RU2008120939/22 U RU 2008120939/22U RU 2008120939 U RU2008120939 U RU 2008120939U RU 77635 U1 RU77635 U1 RU 77635U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- movable sleeve
- valve
- packer
- finger
- hollow shaft
- Prior art date
Links
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Устройство может быть использовано для исследования открытых стволов скважин гидравлическим давлением с установкой пакера, для нескольких переустановок пакера в скважине, для последующей закачки изолирующей жидкости в пласт. Устройство включает пакер (1), гидравлический якорь (2) с подпружиненными сухарями (13) и клапанный блок (2). Пакер (1) содержит полый вал (4) с разнонаправленными резьбами (5) и (6), якорь с сухарями (7), уплотнители (8), фиксирующий механизм (9), выполненный с разнонаправленными резьбами (10) и (11). Клапанный блок (3) состоит из внутреннего (15), наружного (17) корпусов и из запорного клапана (23). Внутренний (15) и наружный (17) корпуса разделены подвижной втулкой (19). Во внутреннем (15), наружном (17) корпусах и подвижной втулке (19) выполнены отверстия (16), (18), (20). Подвижная втулка (19) выполнена с возможностью вращения относительно оси полого вала (4), имеет фигурный паз (21) и подпружинена пружиной (22). Запорный клапан (23) размещен во внутреннем корпусе (15) и сопряжен с подвижной втулкой (19) пальцем (26). Палец (26) имеет возможность перемещения по фигурному пазу (21) вдоль оси полого вала (4) из среднего положения в крайне нижнее и в крайне верхнее. При размещении пальца (26) в фигурном пазе (21) в среднем и крайне нижнем положении отверстия (20), (18), (16) в подвижной втулке (19), в наружном (17) и внутреннем (15) корпусах не совпадают, а при размещении пальца (26) в фигурном пазе (21) в крайне верхнем положении отверстия (20), (18), (16) в подвижной втулке (19), в наружном (17) и внутреннем (15) корпусах совпадают. Техническое решение устройства обеспечивает надежность его работы и расширяет функциональность проводимых работ, 6 ил.The device can be used to study open boreholes with hydraulic pressure with the installation of a packer, for several reinstallations of the packer in the well, for subsequent injection of insulating fluid into the reservoir. The device includes a packer (1), a hydraulic anchor (2) with spring loaded crackers (13) and a valve block (2). The packer (1) contains a hollow shaft (4) with multidirectional threads (5) and (6), an anchor with crackers (7), seals (8), a locking mechanism (9), made with multidirectional threads (10) and (11) . The valve block (3) consists of an inner (15), an outer (17) body and a shut-off valve (23). The inner (15) and outer (17) cases are separated by a movable sleeve (19). Holes (16), (18), (20) are made in the inner (15), outer (17) cases and the movable sleeve (19). The movable sleeve (19) is rotatable relative to the axis of the hollow shaft (4), has a shaped groove (21) and is spring-loaded with a spring (22). The shut-off valve (23) is placed in the inner casing (15) and is interfaced with the movable sleeve (19) by a finger (26). The finger (26) has the ability to move along the curly groove (21) along the axis of the hollow shaft (4) from the middle position to the extremely lower and extremely upper. When placing the finger (26) in the figured groove (21) in the middle and extremely low position of the hole (20), (18), (16) in the movable sleeve (19), in the outer (17) and inner (15) cases do not match and when placing the finger (26) in the figured groove (21) in the extremely upper position of the hole (20), (18), (16) in the movable sleeve (19), in the outer (17) and inner (15) cases are the same. The technical solution of the device ensures the reliability of its work and extends the functionality of the work, 6 il.
Description
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для исследования открытых стволов скважин гидравлическим давлением с установкой или несколькими переустановками пакера в скважине и с последующей закачкой изолирующей жидкости в пласт.The utility model relates to the oil and gas industry and can be used to study open boreholes with hydraulic pressure with the installation or several reinstallations of the packer in the well and subsequent injection of insulating fluid into the reservoir.
Известен пакер, включающий вал, переводники, соединенные с валом, механический якорь с подпружиненными сухарями и управляющими пальцами, размещенными в фигурных пазах, упоры и уплотнительный элемент, установленный между упорами, RU №2208128 C1, E21B 33/12, 2003.07.10.Known packer comprising a shaft, sub connected to the shaft, a mechanical anchor with spring-loaded crackers and control fingers placed in curly grooves, stops and a sealing element installed between the stops, RU No. 2208128 C1, E21B 33/12, 2003.07.10.
Известно устройство для изоляции пласта, содержащее корпус, направляющие струйные сопла и запорный шар, и снабженное перепускными каналами, соединяющими внутреннюю полость устройства с направляющими струйными соплами, RU №2312972 С2, Е21В 33/13, Е21В 43/114, 2007.12.20.A device for isolating a formation is known, comprising a housing, guiding jet nozzles and a locking ball, and provided with bypass channels connecting the internal cavity of the device with guiding jet nozzles, RU No. 2312972 C2, Е21В 33/13, Е21В 43/114, 2007.12.20.
Известно интервальное пакерное устройство, содержащее продольно расположенные верхний гидромеханический и нижний гидравлический пакеры с уплотнителями, а также клапанный узел двухстороннего действия, расположенный между пакерами и гидравлически связанный с нижним пакером через внутритрубное и затрубное пространства, RU №50247 U1, E21B 33/12, 2005.12.27.Known interval packer device containing longitudinally located upper hydromechanical and lower hydraulic packers with seals, as well as a double-acting valve assembly located between the packers and hydraulically connected to the lower packer through the in-pipe and annular spaces, RU No. 50247 U1, E21B 33/12, 2005.12 .27.
Известен пакер, содержащий полый вал с разнонаправленными резьбами, якорь с сухарями, уплотнители, фиксирующий механизм, выполненный с транспортной и стопорной гайками с разнонаправленными резьбами, ответными резьбам полого вала, RU №54392 U8, Е21В 33/12, 2006.06.27.Known packer containing a hollow shaft with multidirectional threads, an anchor with crackers, seals, a locking mechanism made with a transport and locking nut with multidirectional threads, mating threads of the hollow shaft, RU No. 54392 U8, E21B 33/12, 2006.06.27.
Данное техническое решение принято в качестве «ближайшего аналога» настоящей полезной модели.This technical solution was adopted as the "closest analogue" of this utility model.
Пакер «ближайшего аналога» обеспечивает надежную фиксацию при работе с высоким давлением, однако использование пакера «ближайшего аналога» индивидуально.The “closest analogue” packer provides a secure hold when working with high pressure, however, the use of the “closest analogue” packer is individual.
В основу настоящей полезной модели положено решение задачи, позволяющей получить устройство для надежной работы в открытых стволах скважин при расширении функциональности проводимых работ.The present utility model is based on the solution of a problem that makes it possible to obtain a device for reliable operation in open wellbores while expanding the functionality of the work performed.
Согласно полезной модели эта задача решается за счет того, что устройство для работы в открытых стволах включает пакер, содержащий полый вал с разнонаправленными резьбами, якорь с сухарями, уплотнители, According to a utility model, this problem is solved due to the fact that the device for working in open trunks includes a packer containing a hollow shaft with multidirectional threads, an anchor with crackers, seals,
фиксирующий механизм, выполненный с транспортной и стопорной гайками с разнонаправленными резьбами, ответными резьбам полого вала.locking mechanism made with transport and lock nuts with multidirectional threads, mating threads of the hollow shaft.
Устройство содержит, функционально связанные друг с другом и с пакером, гидравлический якорь с подпружиненными сухарями, и клапанный блок, состоящий из внутреннего и наружного корпусов с выполненными в каждом из них отверстиями, разделенных подвижной втулкой, содержащей отверстия однотипные отверстиям во внутреннем и наружном корпусах, выполненной с возможностью вращения относительно оси полого вала, имеющей фигурный паз и подпружиненной пружиной относительно наружного корпуса, и из запорного клапана с седлами под бросовые шарики, размещенного во внутреннем корпусе соосно с полым валом и сопряженного с подвижной втулкой пальцем, имеющим возможность перемещения по фигурному пазу вдоль оси полого вала из среднего положения (при транспортном положении устройства) в крайне нижнее (при закрытом запорном клапане, при давлении жидкости в устройстве и при выдвинутых подпружиненных сухарях гидравлического якоря) и в крайне верхнее (при открытом запорном клапане и при отсутствии давления жидкости в устройстве), при этом при размещении пальца в фигурном пазе в среднем и крайне нижнем положении отверстия в подвижной втулке, в наружном и внутреннем корпусах не совпадают, а при размещении пальца в фигурном пазе в крайне верхнем положении отверстия в подвижной втулке, в наружном и внутреннем корпусах совпадают.The device contains, functionally connected with each other and with the packer, a hydraulic armature with spring loaded crackers, and a valve block consisting of an inner and outer housing with openings made in each of them, separated by a movable sleeve containing openings of the same type of openings in the inner and outer casings, made with the possibility of rotation about the axis of the hollow shaft, having a figured groove and a spring-loaded spring relative to the outer casing, and from a shut-off valve with seats for throw balls, placed in the inner case coaxially with the hollow shaft and paired with a movable sleeve by a finger that can move along the curly groove along the axis of the hollow shaft from the middle position (with the transport position of the device) to the lowest (with the shut-off valve closed, with the fluid pressure in the device and at extended spring loaded crackers of the hydraulic anchor) and to the very upper (with the shut-off valve open and in the absence of fluid pressure in the device), while placing the finger in the middle groove in the middle and the lower position of the hole in the movable sleeve, in the outer and inner cases do not match, and when placing the finger in a curly groove in the extremely upper position of the hole in the movable sleeve, in the outer and inner cases match.
Заявителем не выявлены источники, содержащие информацию о техническом решении, идентичном признакам, приведенным в формуле настоящей полезной модели, это определяет, по мнению заявителя, соответствие полезной модели критерию «новизна».The applicant has not identified sources containing information about the technical solution that is identical to the characteristics given in the formula of this utility model, this determines, according to the applicant, the utility model meets the criterion of “novelty”.
Сущность полезной модели поясняется чертежами, где изображены:The essence of the utility model is illustrated by drawings, which depict:
на фиг.1 - Устройство для работы в открытых стволах скважин (разрез);figure 1 - Device for working in open wellbores (section);
на фиг.2 - Узел А (Пакер) на фиг.1;figure 2 - Node A (Packer) in figure 1;
на фиг.3 - Узел Л на фиг.2;figure 3 - Node A in figure 2;
на фиг.4 - Узел Б (Гидравлический якорь) на фиг.1;figure 4 - Node B (hydraulic anchor) in figure 1;
на фиг.5 - Узел В (Клапанный блок) на фиг.1;figure 5 - Node B (valve block) in figure 1;
на фиг.6 - Траектория перемещения пальца в фигурном пазе.figure 6 - the trajectory of the finger in a curly groove.
Устройство включает пакер 1, гидравлический якорь 2 и клапанный блок 3 (фиг.1).The device includes a packer 1, a hydraulic armature 2 and a valve block 3 (Fig. 1).
Пакер 1 содержит:Packer 1 contains:
Полый вал 4,Hollow shaft 4,
правую резьбу (на вале 4) - 5,right-hand thread (on shaft 4) - 5,
левую резьбу (на вале 4) - 6.left-hand thread (on shaft 4) - 6.
Якорь с сухарями - 7.Anchor with breadcrumbs - 7.
Уплотнители - 8.Seals - 8.
Фиксирующий механизм - 9,The locking mechanism - 9,
транспортную гайку с правой резьбой (механизма 9) - 10,a transport nut with a right-hand thread (mechanism 9) - 10,
стопорную шику с левой резьбой (механизма 9) - 11.locking chic with left-hand thread (mechanism 9) - 11.
Пакер 1 содержит полый вал 4 с разнонаправленными резьбами 5 и 6, якорь с сухарями 7, уплотнители 8 и фиксирующий механизм 9. Фиксирующий механизм 9 выполнен с транспортной 10 и стопорной 11 гайками с разнонаправленными резьбами. Резьба транспортной гайки 10 ответна правой резьбе 5 полого вала 4. Резьба стопорной гайки 11 ответна левой резьбе 6 полого вала 4 (фиг.2 и фиг.3).The packer 1 contains a hollow shaft 4 with multidirectional threads 5 and 6, an anchor with crackers 7, seals 8 and a locking mechanism 9. The locking mechanism 9 is made with transport 10 and locking 11 nuts with multidirectional threads. The thread of the transport nut 10 responds to the right-hand thread 5 of the hollow shaft 4. The thread of the lock nut 11 responds to the left-hand thread 6 of the hollow shaft 4 (FIG. 2 and FIG. 3).
Гидравлический якорь 2 содержит:Hydraulic anchor 2 contains:
Корпус - 12,Case - 12,
подпружиненные сухари (в корпусе 12) - 13.spring-loaded crackers (in case 12) - 13.
В корпусе 12 установлены уплотнения с полым валом 4 (фиг.4).In the housing 12, seals with a hollow shaft 4 are installed (Fig. 4).
Клапанный блок 3 содержит:Valve block 3 contains:
Переводник - 14.Sub - 14.
Внутренний корпус - 15,Inner case - 15,
отверстие (в корпусе 15) - 16.hole (in case 15) - 16.
Наружный корпус - 17,Outer case - 17,
отверстие (в корпусе 17) - 18.hole (in the housing 17) - 18.
Подвижную втулку (между корпусами 15 и 17) - 19,The movable sleeve (between the housings 15 and 17) - 19,
отверстие (во втулке 19) - 20,hole (in the sleeve 19) - 20,
фигурный паз (во втулке 19) - 21,figured groove (in the sleeve 19) - 21,
пружину (для втулки 19) - 22.spring (for sleeve 19) - 22.
Запорный клапан (в корпусе 15) - 23,Shut-off valve (in case 15) - 23,
седло (запорного клапана 23) - 24,seat (shut-off valve 23) - 24,
срезное седло (запорного клапана 23) - 25.shear seat (shut-off valve 23) - 25.
Палец (в фигурном пазе 21) - 26.Finger (in a figured groove 21) - 26.
Клапанный блок 3 состоит из переводника 14, внутреннего корпуса 15 и наружного корпуса 17, подвижной втулки 19 и запорного клапана 23.The valve block 3 consists of a sub 14, the inner housing 15 and the outer housing 17, the movable sleeve 19 and the shut-off valve 23.
Наружный корпус 17 выполнен сборным. Подвижная втулка 19 установлена между внутренним 15 и наружным 17 корпусами.The outer housing 17 is prefabricated. A movable sleeve 19 is installed between the inner 15 and outer 17 cases.
Во внутреннем 15 и наружном 17 корпусах и подвижной втулке 19 выполнены отверстия 16, 18, 20, соответственно.In the inner 15 and outer 17 housings and the movable sleeve 19, holes 16, 18, 20 are made, respectively.
Подвижная втулка 19 выполнена с возможностью вращения относительно оси полого вала 4.The movable sleeve 19 is made to rotate about the axis of the hollow shaft 4.
Подвижная втулка 19 имеет фигурный паз 21.The movable sleeve 19 has a figured groove 21.
Подвижная втулка 19 подпружинена пружиной 22 относительно наружного корпуса 17.The movable sleeve 19 is spring-loaded with a spring 22 relative to the outer casing 17.
Запорный клапан 23 снабжен седлом 24 и срезным седлом 25 под бросовые шарики. Запорный клапан 23 размещен во внутреннем корпусе 15 соосно с полым валом 4.The shut-off valve 23 is provided with a seat 24 and a shear seat 25 for throw balls. The shutoff valve 23 is placed in the inner housing 15 coaxially with the hollow shaft 4.
Подвижная втулка 19 и запорный клапан 23 соединены между собой пальцем 26 (фиг.5).The movable sleeve 19 and the shutoff valve 23 are interconnected by a finger 26 (figure 5).
Палец 26 имеют возможность перемещения по фигурному пазу 21 вдоль оси полого вала 4 из среднего положения («И») при транспортном положении устройства в крайне нижнее («К») при закрытом запорном клапане 23, при подъеме давления жидкости в устройстве и при срабатывании гидравлического якоря 2 с выдвижением его подпружиненных сухарей Finger 26 have the ability to move along the curly groove 21 along the axis of the hollow shaft 4 from the middle position (“I”) with the transport position of the device to the lowest (“K”) position when the shut-off valve 23 is closed, when the fluid pressure rises in the device and when the hydraulic anchors 2 with the extension of its spring loaded crackers
1, и в крайне верхнее («Г») при открытом запорном клапане 23 и при снятии давления жидкости в устройстве.1, and at the very top ("G") with the shut-off valve 23 open and when relieving the fluid pressure in the device.
При размещении пальца 26 в фигурном пазе 21 в среднем и крайне нижнем положении отверстия 20, 18, 16 в подвижной втулке 19, в наружном 17 и внутреннем 15 корпусах не совпадают, а при размещении пальцев 26 в фигурном пазе 21 в крайне верхнем положении отверстия 20, 18, 16 в подвижной втулке 19, в наружном 17 и внутреннем 15 корпусах совпадают.When placing the finger 26 in the figured groove 21 in the middle and extremely low position, the holes 20, 18, 16 in the movable sleeve 19, in the outer 17 and the inner 15 cases do not match, and when placing the fingers 26 in the figured groove 21 in the extremely upper position of the hole 20 , 18, 16 in the movable sleeve 19, in the outer 17 and inner 15 cases are the same.
На фиг.6 показана траектория перемещения пальца 26 по фигурному пазу 21. В положениях «Г», «Д», «Е» пальца 26 отверстия 20, 18, 16 совпадают и запорный клапан 23 перепускает жидкость через них, а в положениях «Ж», «И», «К» отверстия 20, 18, 16 не совпадают и запорный клапан 23 не перепускает жидкость из трубного пространства в затрубное.Figure 6 shows the trajectory of the finger 26 along the figured groove 21. In the positions "D", "D", "E" of the finger 26, the holes 20, 18, 16 coincide and the shut-off valve 23 bypasses the liquid through them, and in the positions "Zh "," And "," K "holes 20, 18, 16 do not match and the shut-off valve 23 does not allow fluid from the pipe space to the annular.
Работу с устройством осуществляют следующим образом.Work with the device as follows.
Проводят испытание открытого ствола скважины гидравлическим давлением.Test the open hole with hydraulic pressure.
Пакер 1 на трубах спускают в необсаженный трубой ствол скважины до места проведения испытания, при этом шарики в запорном клапане 23 отсутствуют, и трубы заполняются жидкостью с торца наружного корпуса 17.The packer 1 on the pipes is lowered into the open hole of the wellbore to the test site, while the balls in the shut-off valve 23 are absent, and the pipes are filled with liquid from the end of the outer casing 17.
Исходное положение пальца 26 в фигурном пазе 21 - положение «И». Бросают в трубы шарик, который падает на срезное седло 25 и подают давление. Запорный клапан 23, а вместе с ней и подвижная втулка 19, перемещаются, сжимая пружину 22 из положения «И» в положение The initial position of the finger 26 in the figured groove 21 is the position "And". A ball is thrown into the pipes, which falls on the shear saddle 25 and pressurizes. The shut-off valve 23, and with it the movable sleeve 19, are moved by compressing the spring 22 from the “And” position to the
«К». Гидравлический якорь 2 срабатывает, его подпружиненные сухари 13 выдвигаются и упираются в стенку скважины."TO". The hydraulic anchor 2 is triggered, its spring-loaded crackers 13 extend and abut against the wall of the well.
Производят вращение труб вправо (4 оборота), а затем разгружают трубы на пакер 1. Транспортная 10 и стопорная 11 гайки сначала свинчиваются с транспортного положения на полом валу 4, а затем перемещаются в конечное положение, в котором будут удерживать якорь 7 от смещения после разведения его сухарей и сжатия уплотнителей 8 между упорами.The pipes rotate to the right (4 turns), and then unload the pipes to packer 1. Transport 10 and lock nut 11 are first screwed from the transport position on the hollow shaft 4, and then move to the final position, in which they will hold the anchor 7 from displacement after breeding its crackers and compression seals 8 between the stops.
Снимают давление, и пружина 22 возвращает палец 26 в положение «Г». Запорный клапан 23 открыт. Можно проводить испытание скважины давлением.Relieve pressure, and spring 22 returns pin 26 to position “G”. Stop valve 23 is open. Well pressure testing may be performed.
Подают жидкость под пакер 1, при этом палец 26 перемещается из положения «Г» в положение «Д» - скважину испытывают.The liquid is supplied under the packer 1, while the finger 26 moves from position "G" to position "D" - the well is tested.
После испытания снимают давление жидкости, и палец 26 перемещается пружиной 22 в положение «Е».After the test, the fluid pressure is removed, and the finger 26 is moved by the spring 22 to the "E" position.
Проводят переустановку пакера ниже или выше по скважине.Reinstall the packer lower or higher in the well.
Подают жидкость в трубы под давлением. Палец 26 вместе с подвижной втулкой 19 и запорным клапаном 23 перемещаются вниз в положение «Ж». Отверстие 20 не совпадает с отверстиями 18 и 16. Запорный клапан 23 закрыт. Вновь срабатывает гидравлический якорь 2.The liquid is supplied to the pipes under pressure. The finger 26 together with the movable sleeve 19 and the shut-off valve 23 are moved down to position "G". The hole 20 does not match the holes 18 and 16. The shutoff valve 23 is closed. The hydraulic anchor 2 is activated again.
Производят вращение трубы на восемь оборотов вправо и ее натяжение. Транспортная 10 и стопорная 11 гайки при вращении сместятся вниз, освободят полый вал 4.The pipe is rotated eight turns to the right and its tension. Transport 10 and locking nut 11 during rotation will shift down, release the hollow shaft 4.
При дальнейшем подъеме труб произойдет срыв пакерной части пакера 1. Прекращают подачу жидкости в трубы и переустанавливают пакер With further lifting of the pipes, the packer part of the packer 1 will be disrupted. Stop the flow of liquid into the pipes and reinstall the packer
1, при этом палец 26 перейдет из положения «Ж» в положение «И» - запорный клапан 23 закрыт.1, while the finger 26 will switch from position "G" to position "And" - the shut-off valve 23 is closed.
Проводят закачку технологической жидкости в пласт с увеличенной производительностью.The process fluid is injected into the reservoir with increased productivity.
Закачку технологической жидкости в пласт можно проводить при закрытом запорном клапане 23. Подачу жидкости проводят с давлением превышающим прочность штифта срезного седла 25. Срезное седло 25 срежется и жидкость с большой производительностью поступит в пласт. Для снятия пакера 1 потребуется вновь давление жидкости для работы гидравлического якоря 2, которое можно обеспечить, бросив в трубы шарик на седло 24, который повторит работу клапанного блока 3.The process fluid can be pumped into the formation with the shut-off valve 23 closed. The fluid is supplied with a pressure exceeding the strength of the shear saddle pin 25. The shear saddle 25 is sheared off and fluid with high productivity enters the formation. To remove the packer 1, you will need again the fluid pressure for the hydraulic armature 2 to work, which can be achieved by throwing a ball into the pipe 24 on the seat 24, which will repeat the operation of the valve block 3.
Наличие в устройстве пакера 1, гидравлического якоря 2 и клапанного блока 3, функционально дополняющих друг друга, обеспечивает проведение испытания открытого ствола скважины гидравлическим давлением, проведение нескольких переустановок пакера ниже или выше по скважине, проведение закачки технологической жидкости в пласт с увеличенной производительностью, что обеспечивает надежность работы устройства и расширяет функциональность проводимых работ.The presence in the device of the packer 1, hydraulic armature 2 and valve block 3, which are functionally complementary, provides for testing an open wellbore with hydraulic pressure, conducting several reinstallations of the packer lower or higher in the well, and pumping the process fluid into the formation with increased productivity, which ensures the reliability of the device and extends the functionality of the work.
В предложенном устройстве использовано оборудование широко применяемое в нефтегазовой промышленности, а проведение опытных испытаний обусловливают, по мнению заявителя, его соответствие критерию «промышленная применимость».The proposed device used equipment widely used in the oil and gas industry, and pilot tests determine, according to the applicant, its compliance with the criterion of "industrial applicability".
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008120939/22U RU77635U1 (en) | 2008-05-26 | 2008-05-26 | DEVICE FOR OPERATION IN OPEN WELLS OF WELLS |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008120939/22U RU77635U1 (en) | 2008-05-26 | 2008-05-26 | DEVICE FOR OPERATION IN OPEN WELLS OF WELLS |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU77635U1 true RU77635U1 (en) | 2008-10-27 |
Family
ID=48230930
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008120939/22U RU77635U1 (en) | 2008-05-26 | 2008-05-26 | DEVICE FOR OPERATION IN OPEN WELLS OF WELLS |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU77635U1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2449111C2 (en) * | 2010-07-05 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Well bed isolation device |
RU2587657C2 (en) * | 2011-11-28 | 2016-06-20 | Ойлско Текнолоджис Лтд., | Apparatus and method of controlling well device |
CN109707357A (en) * | 2017-10-25 | 2019-05-03 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | The fracturing sliding bush of big orifice intelligence pitching |
-
2008
- 2008-05-26 RU RU2008120939/22U patent/RU77635U1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2449111C2 (en) * | 2010-07-05 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" | Well bed isolation device |
RU2587657C2 (en) * | 2011-11-28 | 2016-06-20 | Ойлско Текнолоджис Лтд., | Apparatus and method of controlling well device |
CN109707357A (en) * | 2017-10-25 | 2019-05-03 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | The fracturing sliding bush of big orifice intelligence pitching |
CN109707357B (en) * | 2017-10-25 | 2023-09-05 | 中海石油(中国)有限公司上海分公司 | Fracturing sliding sleeve with large drift diameter and intelligent ball throwing function |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2530810C2 (en) | Intelligent system of well finishing for wells drilled with large vertical deviation | |
US9500063B2 (en) | Hydraulic cycle opening sleeve | |
CA3017961C (en) | Toe valve | |
US9267345B2 (en) | Flow activated circulating valve | |
US20180163510A1 (en) | System for stimulating a well | |
AU2012244360B2 (en) | Resettable ball seat | |
CN108166965A (en) | A kind of abrasive perforating, pressure break and packing integrated apparatus | |
US10174590B2 (en) | Toe valve | |
RU2441140C2 (en) | Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well | |
CN104314546A (en) | Staged fracturing well completion pipe string in horizontal well casing and staged fracturing process | |
CN108625830B (en) | Ball throwing type layering sand prevention process pipe column and method thereof | |
CN108603400A (en) | Downhole hardware and downhole system | |
RU77635U1 (en) | DEVICE FOR OPERATION IN OPEN WELLS OF WELLS | |
US10060213B2 (en) | Residual pressure differential removal mechanism for a setting device for a subterranean tool | |
CA2958320A1 (en) | Pressure actuated downhole tool | |
US9470062B2 (en) | Apparatus and method for controlling multiple downhole devices | |
CN103306658B (en) | Stepped setting multistage subsection fracturing string and using method thereof | |
CN112360394B (en) | Closable fracturing, discharging and extracting integrated pipe column and construction method thereof | |
RU2005111036A (en) | PULSE MECHANICAL PACKER FOR A WELL WITH ONE OR MULTIPLE STRESSES | |
US20150075791A1 (en) | Mandrel-less Launch Toe Initiation Sleeve (TIS) | |
RU2290489C2 (en) | Mechanical packer for well with one or several formations (variants) | |
US20130327519A1 (en) | Tubing test system | |
RU179007U1 (en) | Coupling for step casing cementing | |
CN110206509A (en) | A kind of water level differential pressure control valve | |
CN109915100B (en) | Water drainage device and double-pipe hydrofracturing ground stress measurement system |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Utility model has become invalid (non-payment of fees) |
Effective date: 20110527 |