RU2081303C1 - Underground equipment for operation of wells - Google Patents
Underground equipment for operation of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2081303C1 RU2081303C1 RU95111231A RU95111231A RU2081303C1 RU 2081303 C1 RU2081303 C1 RU 2081303C1 RU 95111231 A RU95111231 A RU 95111231A RU 95111231 A RU95111231 A RU 95111231A RU 2081303 C1 RU2081303 C1 RU 2081303C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- sleeve
- casing
- piston
- housing
- equipment
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 21
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 239000004033 plastic Substances 0.000 claims abstract description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims abstract description 6
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000010949 copper Substances 0.000 claims description 4
- 239000005060 rubber Substances 0.000 claims description 4
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 2
- 239000011133 lead Substances 0.000 claims description 2
- -1 for example Substances 0.000 claims 2
- 230000004308 accommodation Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000010304 firing Methods 0.000 abstract 1
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 3
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 2
- 230000002028 premature Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000010835 comparative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к горной промышленности, а именно к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа. The invention relates to the mining industry, and in particular to underground well equipment for oil and gas production.
Известно подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещение в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером для разобщения пласта и затрубного пространства скважины. Над пакером установлены циркуляционный и ингибиторный клапан, посадочный ниппель, забойный клапан-отсекатель и т.д. [1] В известном оборудовании отсутствуют такие необходимые узлы как телескопический компенсатор изменения длины колонны НКТ, а также разъединитель колонны НКТ. Из-за отсутствия компенсатора колонна НКТ при температурных изменениях в скважине будет испытывать значительные сжимающие и растягивающие нагрузки, что может вызвать ее преждевременное разрушение. Отсутствие разъединителя колонны НКТ не позволит поднять скважинное оборудование без срыва пакета. Все это в значительной мере усложняет возможность безаварийной эксплуатации скважины и усложняет возможность проведения подземного ремонта. Known underground equipment for the operation of wells, containing the placement in the production string of the tubing string (tubing) with a packer to separate the reservoir and the annulus of the well. A circulation and inhibitor valve, a landing nipple, a bottom-hole shutoff valve, etc. are installed above the packer. [1] In the known equipment there are no such necessary components as a telescopic compensator for changing the length of the tubing string, as well as a disconnector of the tubing string. Due to the lack of a compensator, the tubing string will experience significant compressive and tensile loads during temperature changes in the well, which can cause its premature failure. The absence of a tubing string disconnector will not allow raising the downhole equipment without breaking the package. All this greatly complicates the possibility of trouble-free operation of the well and complicates the possibility of underground repairs.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является подземное скважинное оборудование для безопасной эксплуатации скважин [2] Оно включает в себе установленную в эксплуатационной колонне колонну НКТ с гидравлическим пакером и якорем. В колонне НКТ под пакером размещен посадочный ниппель, а над пакером разъединитель колонны НКТ, циркуляционный и ингибиторный клапан, телескопический компенсатор, клапан-отсекатель и др. Недостатком прототипа является сложность обслуживания подземного скважинного оборудования с помощью канатной техники, требующая нахождения на скважине специальной техники и высококвалифицированного персонала, низкая надежность работ по установке и срыву пакера с якорем в случае небходимости, частое преждевременное разъединение телескопического компенсатора при посадках во время спуска инструмента в скважину и т.д. Closest to the proposed technical solution is underground downhole equipment for the safe operation of wells [2] It includes a tubing string installed in the production casing with a hydraulic packer and an anchor. In the tubing string, under the packer, there is a landing nipple, and above the packer, the tubing string disconnector, circulation and inhibitor valve, telescopic compensator, shut-off valve, etc. The disadvantage of the prototype is the difficulty of servicing underground downhole equipment using rope equipment, requiring special equipment to be located at the well and highly qualified personnel, low reliability of installation and disruption of the packer with the anchor in case of need, frequent premature disconnection of the telescopic the compensator during planting during the descent of the tool into the well, etc.
Задачей предлагаемого технического решения является повышение надежности работы подземного скважинного оборудования, упрощение его обслуживания, а также облегчение процесса проведения ремонтных, профилактических и прочих работ в скважине. The objective of the proposed technical solution is to increase the reliability of underground well equipment, simplify its maintenance, as well as facilitate the process of repair, maintenance and other work in the well.
Поставленная задача достигается тем, что подземное оборудование для эксплуатации скважин, содержащее размещенную в эксплуатационной колонне колонну насосно-компрессорных труб, которые соединены между собой муфтами, включающую в свой состав пакер с центральным осевым каналом и уплотнительными элементами, размещенными на его наружной боковой поверхности, циркуляционный и ингибиторный клапан в телескопический компенсатор, снабжено цилиндрической втулкой, гильзой с обоймой, днищем и кожухом в виде стакана, причем кожух выполнен со ступенчатой внутренней поверхностью, а втулка со ступенчатой внутренней и наружной поверхностями, при этом на верхнем конце втулки выполнена наружная кольцевая канавка, а на нижнем конце кожуха ответная ей внутренняя кольцевая канавка для размещения в них фиксирующего элемента, выполненного в виде разрезного пружинистого кольца, причем пакер имеет вид поршня с дополнительными осевыми каналами, в которых установлены циркуляционный и ингибиторный клапаны, а сам поршень имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри кожуха и втулки, которая выполнена с внутренней присоединительной резьбой для спуска оборудования в скважину и своим нижним концом жестко связана с гильзой, нижний конец которой в свою очередь соединен с обоймой, а последняя с днищем посредством срезных элементов, причем днище имеет коническую внутреннюю поверхность и центральный осевой канал, перекрываемый шаровым запорным органом, при этом кожух имеет центральный осевой канал для размещения в нем насосно-компрессорной трубы и осевые промывочные каналы, поршень установлен ниже муфты, а кожух выше, причем высота внутренней части последнего больше, чем расстояние от нижнего торца поршня до верхнего торца муфты, при этом диаметр центрального осевого канала кожуха меньше наружного диаметра муфты, но больше наружного диаметра насосно-компрессорной трубы, а кожух, втулка и обойма снабжены установленными на их наружных поверхностях центрирующими элементами, причем гильза выполнена из пластичного материала, снаружи покрыта слоем уплотнительного материала, который может быть распределен равномерно по длине гильзы, а может иметь плавно изменяющуюся толщину слоя, которая имеет максимальную толщину на концах гильзы, а минимальную в ее средней части, при этом гильза может быть в транспортном положении деформирована в радиальном направлении по всей длине, причем над кожухом, в его крайнем нижнем положении, на трубе установлен стопор в виде хомута из двух полуколец. Таким образом, заявляемое техническое решение соответствует критерию "новизна". The task is achieved in that the underground equipment for the operation of wells, containing a tubing string located in the production string, which are interconnected by couplings, including a packer with a central axial channel and sealing elements placed on its outer side surface, circulating and an inhibitor valve into a telescopic compensator, is equipped with a cylindrical sleeve, a sleeve with a holder, a bottom and a casing in the form of a glass, and the casing is made with stupas a grooved inner surface, and the sleeve with a stepped inner and outer surfaces, while on the upper end of the sleeve an outer annular groove is made, and at the lower end of the casing, an inner annular groove responds to it to accommodate a locking element made in the form of a split spring ring, the packer it has the form of a piston with additional axial channels in which circulation and inhibitor valves are installed, and the piston itself has the possibility of reciprocating movement inside the casing a sleeve, which is made with an internal connecting thread for lowering the equipment into the well and with its lower end is rigidly connected to a sleeve, the lower end of which is in turn connected to the cage, and the last to the bottom by means of shear elements, the bottom having a conical inner surface and a central axial channel , overlapped by a ball locking element, while the casing has a central axial channel for accommodating the tubing and axial flushing channels, the piston is installed below the coupling, and the casing higher, and the height of the inner part of the latter is greater than the distance from the lower end of the piston to the upper end of the coupling, while the diameter of the central axial channel of the casing is smaller than the outer diameter of the coupling, but larger than the outer diameter of the tubing, and the casing, sleeve, and cage are equipped with their outer surfaces with centering elements, the sleeve being made of plastic material, the outside is covered with a layer of sealing material that can be distributed evenly along the length of the sleeve, and may have a variable thickness of the layer, which has a maximum thickness at the ends of the sleeve and a minimum in its middle part, while the sleeve can be deformed in the transport position in the radial direction along the entire length, and a stopper is installed on the pipe over the casing in its extreme lower position in the form of a clamp of two half rings. Thus, the claimed technical solution meets the criterion of "novelty."
Сравнительный анализ заявленного технического решения, проведенный по технической и патентной литературе, не только с прототипом, но и с другими известными техническими решениями в данной области техники, не выявил в них признаки, отличающие заявленное техническое решение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии критерию "изобретательский уровень". A comparative analysis of the claimed technical solution, carried out according to the technical and patent literature, not only with the prototype, but also with other known technical solutions in this technical field, did not reveal signs that distinguish the claimed technical solution from the prototype, which allows us to conclude that the criterion is met "inventive step".
На фиг. 1 показан общий вид втулки с гильзой при их спуске в эксплуатационную колонну, на фиг. 2 общий вид подземного оборудования, установленного в скважине. In FIG. 1 shows a general view of a sleeve with a sleeve when they are lowered into the production string; FIG. 2 general view of the underground equipment installed in the well.
Подземное оборудование для эксплуатации скважин состоит из толстостенной цилиндрической втулки 1 с тщательно обработанной внутренней поверхностью. Втулка 1 имеет ступенчатые внутренние и наружные поверхности. Сверху на ней выполнена наружная кольцевая канавка, а в нижней части имеется внутренняя присоединительная (левая) резьба для спуска оборудования в скважину на колонне НКТ. Нижний конец втулки 1 жестко связан с гильзой 2, выполненной из пластичного, легкодеформируемого материала (сплавов алюминия, меди, малоуглеродистой стали и др.). Снаружи гильза 2 покрыта слоем уплотнительного материала 3. В качестве последнего может быть использована пластмасса, резина, медь, свинец и др. Слой уплотнительного материала 3 может быть нанесен равномерно по всей поверхности гильзы 2 или неравномерно от минимальной толщины в средней части гильзы 2 до максимальной на ее концах. Пластические свойства материала гильзы 2 и толщина стенок должны обеспечить возможность ее деформации в радиальном направлении до плотного прижатия к внутренней поверхности эксплуатационной колонны 4. Гильза 2 может быть перед спуском в скважину предварительно деформирована в радиальном направлении по всей длине с целью уменьшения наружного диаметра в транспортном положении. К нижней части гильзы 2 жестко присоединена обойма 5, которая с помощью срезных элементов 6 связана с днищем 7. Диаметр срезных элементов 6 выбирается таким образом, чтобы их разрушение произошло после окончательной деформации гильзы 2 и ее надежного прижатия к стенкам эксплуатационной колонны 4. Внутренняя поверхность днища 7 выполнена конической. В днище 7 имеется центральный осевой канал 8, который может перекрываться шаровым запорным органом 9. Днище 7 и шаровой запорный орган 9 выполнены из легко разбуриваемого материала. Underground equipment for operating wells consists of a thick-walled
Втулка 1 спускается в эксплуатационную колонну 4 с помощью переводника 10, который также имеет левую присоединительную резьбу. Переводник 10 имеет центральный осевой канал, в верхней наружной части переводника установлена самоуплотняющаяся манжета 11, которая, во-первых, предохраняет присоединительную резьбу от промыва, а, во-вторых, защищает внутреннюю поверхность втулки 1 при перемещении внутри нее переводника 10. Последний присоединен к колонне НКТ, состоящей из труб 12, соединенных посредством муфт 13. The
Во втулке 1 размещен поршень 14, имеющий центральный осевой канал. На боковой наружной поверхности поршня 14 установлены кольцевые уплотнительные элементы для его герметизации во втулке 1. В поршне 14 выполнены дополнительные осевые каналы, в которых установлены циркуляционный 15 и ингибиторный 16 обратные клапаны. Поршень 14 размещен под муфтой 13, а над ней кожух 17, выполненный в виде стакана со ступенчатой внутренней поверхностью, центральным осевым каналом и промывочными осевыми каналами 18. Диаметр центрального осевого канала кожуха 17 превышает наружный диаметр трубы 12, но меньше, чем наружный диаметр муфты 13. В нижней части кожуха 17 выполнена внутренняя кольцевая канавка, ответная наружной кольцевой канавке на втулке 1, для размещения в них фиксирующего элемента 19. Он имеет вид разрезного пружинистого кольца. Внутренний диаметр кожуха 17 выполнен равным внутреннему диаметру втулки 1 для обеспечения размещения в нем поршня 14. In the
Поршень 14 имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри втулки 1 и кожуха 17. Высота "а" внутренней части кожуха 17 должна быть больше расстояния "в" от нижнего торца поршня 14 до верхнего торца муфты 13, которая размещена непосредственно над поршнем 14. Это условие позволяет обеспечить заход поршня 14 в кожух 17 перед подъемом подземного оборудования на устье скважины для проведения профилактических работ, ремонта и т.д. и сохранность поршня 14 во время подъема. The
Дополнительное подземное скважинное оборудование может быть установлено в колонне НКТ ниже поршня 14 или выше муфты, которая размещена непосредственно над муфтой 13 (т.к. кожух 17 может перемещаться по трубе 12). Additional underground downhole equipment can be installed in the tubing string below the
На наружной поверхности втулки 1, кожуха 17 и обоймы 5 размещены центрирующие элементы 20, которые облегчают спуск и подъем подземного оборудования внутри эксплуатационной колонны 4. On the outer surface of the
Длины втулки 1 и трубы 12 (установленной между муфтами 13 и вышерасположенной определяют исходя из величины изменения длины колонны НКТ при предполагаемых температурных колебаниях в скважине. The lengths of the
Длину гильзы 2 для надежного закрепления втулки 1 в эксплуатационной колонне 4 выбирают, исходя из внутреннего диаметра последней, ожидаемого перепада давления на пакере (поршне 14), площади проходного канала втулки 1 и т. д. Также расчетная путем определяют величину максимального гидравлического давления, необходимого для установки гильзы 2 в эксплуатационной колонне 4 (при этом учитывают толщину стенки, длину, форму гильзы 2, а также материал, из которого она изготовлена). The length of the
Подземное оборудование для эксплуатации скважины работает следующим образом. Underground equipment for the operation of the well operates as follows.
В подготовленную эксплуатационную колонну 4 спускают на переводнике 10 втулку 1 с гильзой 2, обоймой 5 и днищем 7. Шаровой запорный орган 9, работая как обратный клапан, не препятствует спуску оборудования. В кольцевой канавке втулки 1 установлен фиксирующий элемент 19. Достигнув заданного интервала, спуск прекращают и в колонну НКТ начинают насосным агрегатом закачивать жидкость. Шаровой запорный орган 9 при этом перекрывает центральный осевой канал 8 в днище 7. Увеличение гидравлического давления внутри гильзы 2 вызывает ее пластическую деформацию. Гильза 2 увеличивается в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам эксплуатационной колонны 4. Слой уплотнительного материала 3 способствует надежной герметизации между стенками гильзы 2 и эксплуатационной колонны 4. In the prepared
Гидравлическое давление внутри гильзы 2 продолжает увеличиваться, в определенный момент происходит разрушение срезных элементов 6. Днище 7 и шаровой запорный орган 9 отделяются от обоймы 5 и спускаются на забой скважины. По падению давления на напорной линии насосного агрегата отмечают разрушение срезных элементов 6 и процесс закачки жидкости прекращают. The hydraulic pressure inside the
Вращением инструмента в правую сторону отсоединяют переходник 10 от втулки 1 и поднимают колонну НКТ на устье. Втулка 1 и гильза 2 с обоймой 5 остаются в эксплуатационной колонне 4. By rotating the tool to the right side, the adapter 10 is disconnected from the
На устье в колонне НКТ устанавливают поршень 14 с отрегулированными на заданные величины давления циркуляционным 15 и ингибиторным 16 обратными клапанами. Выше поршня 14 устанавливают муфту 13 и трубу 12. Кожух 17 располагают на трубе 12 между муфтой 13 и муфтой, размещенной над ней. Перед спуском в скважину кожух 17 надвигают на поршень 14 до упора в муфту 13. В этом положении кожух 17 фиксируют на трубе 12 с помощью стопора (на чертежах не указан). Стопор не позволяет поршню 14 выйти из кожуха 17 при случайных, непредвиденных посадках инструмента в процессе спуска. Стопор выполнен в виде хомута из двух обрезиненных с внутренней стороны полуколец. Его устанавливают на теле трубы 12 над кожухом 17, в крайнем нижнем положении последнего, т. е. когда кожух 17 взаимодействует с муфтой 13. При расчетном усилии кожух 17 может сдвигать стопор по телу трубы 12. At the mouth in the tubing string, a
Затем колонну НКТ спускают до интервала размещения втулки 1. На завершающем этапе скорость спуска снижают для обеспечения плавной посадки и фиксации кожуха 17 на втулке 1 и производят заход поршня 14 во втулку 1, а также его размещение в расчетном месте последней, после чего переходят к обвязке устья скважины. Then the tubing string is lowered to the insertion interval of the
После обвязки устья приступают к выполнению необходимых технологических работ: геофизическим исследованиям скважины, перфорационно-прострелочным работам, промывке скважины, освоению, вводу в эксплуатацию и др. After tying the mouth, they begin to carry out the necessary technological work: geophysical exploration of the well, perforation and perforation, flushing the well, development, commissioning, etc.
В процессе эксплуатации неподвижная втулка 1 и подвижный поршень 14 выполняют одновременно роль пакера и телескопического компенсатора изменения длины колонны НКТ при температурных колебаниях. В случае необходимости подъема колонны НКТ производят ее плавный натяг. При этом поршень 14 входит в кожух 17, а муфта 13, упираясь в кожух 17, обеспечивает размыкание фиксирующего элемента 19. После этого подземное скважинное оборудование вместе с колонной НКТ извлекают на поверхность. During operation, the fixed
Процесс повторного спуска подземного скважинного оборудования аналогичен описанному выше. The process of re-lowering underground downhole equipment is similar to that described above.
В случае необходимости втулка 1 может быть отсоединена от гильзы 2 (например, с помощью труборезки) и поднята на поверхность. If necessary, the
Предлагаемое подземное оборудование для эксплуатации скважин может работать в автономном режиме, не требует обслуживания с помощью канатной техники, не содержит в своей компоновке ненадежные телескопический компенсатор и пакер с якорем, позволяет проводить любые виды геофизических работ и т.д. The proposed underground equipment for operating wells can operate autonomously, does not require maintenance using cable technology, does not contain an unreliable telescopic compensator and a packer with an anchor in its layout, allows any kind of geophysical work, etc.
Claims (7)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95111231A RU2081303C1 (en) | 1995-06-29 | 1995-06-29 | Underground equipment for operation of wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU95111231A RU2081303C1 (en) | 1995-06-29 | 1995-06-29 | Underground equipment for operation of wells |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2081303C1 true RU2081303C1 (en) | 1997-06-10 |
| RU95111231A RU95111231A (en) | 1997-06-27 |
Family
ID=20169574
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU95111231A RU2081303C1 (en) | 1995-06-29 | 1995-06-29 | Underground equipment for operation of wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2081303C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2172392C1 (en) * | 2000-03-20 | 2001-08-20 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method of well swabbing |
| RU2186949C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-08-10 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Method of recovery of fluid and gas from well and sucker-rod pumping unit for method embodiment |
| RU2203396C2 (en) * | 2001-05-23 | 2003-04-27 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Process of extraction of liquid and gas from well and sucker-rod pump plant for its embodiment |
| RU2223385C2 (en) * | 2002-02-19 | 2004-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of separation of tubular annulus of injection well |
| RU2225502C1 (en) * | 2002-06-25 | 2004-03-10 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Method for extracting gas and fluid from the well and sucker-rod well pump implementing said method |
| RU2236560C2 (en) * | 2002-03-22 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Роснефть-Пурнефтегаз" | Method for oil extraction |
| RU2237152C1 (en) * | 2003-03-03 | 2004-09-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" | Device for stopping fluid flow in the well |
| RU2239052C1 (en) * | 2003-02-25 | 2004-10-27 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Well sucker-rod pump for extracting liquid and gas |
-
1995
- 1995-06-29 RU RU95111231A patent/RU2081303C1/en active
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1979, с.79 - 81. Кроль В.С. Карапетов А.К. Подземный ремонт скважин с помощью канатной техники. - М.: Недра, 1985, с.13 и 14, рис.II-4. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2172392C1 (en) * | 2000-03-20 | 2001-08-20 | ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method of well swabbing |
| RU2186949C2 (en) * | 2000-04-10 | 2002-08-10 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Method of recovery of fluid and gas from well and sucker-rod pumping unit for method embodiment |
| RU2203396C2 (en) * | 2001-05-23 | 2003-04-27 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Process of extraction of liquid and gas from well and sucker-rod pump plant for its embodiment |
| RU2223385C2 (en) * | 2002-02-19 | 2004-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Process of separation of tubular annulus of injection well |
| RU2236560C2 (en) * | 2002-03-22 | 2004-09-20 | Открытое акционерное общество "Роснефть-Пурнефтегаз" | Method for oil extraction |
| RU2225502C1 (en) * | 2002-06-25 | 2004-03-10 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Method for extracting gas and fluid from the well and sucker-rod well pump implementing said method |
| RU2239052C1 (en) * | 2003-02-25 | 2004-10-27 | Грабовецкий Владимир Леонидович | Well sucker-rod pump for extracting liquid and gas |
| RU2237152C1 (en) * | 2003-03-03 | 2004-09-27 | Открытое акционерное общество "Томский научно-исследовательский и проектный институт нефти и газа Восточной нефтяной компании" | Device for stopping fluid flow in the well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU95111231A (en) | 1997-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11203910B2 (en) | Casing hanger and annulus sealing device running tool for deepwater drilling, and method for using the same | |
| EP3596304B1 (en) | Modular insert float system | |
| US3957114A (en) | Well treating method using an indexing automatic fill-up float valve | |
| US7100696B2 (en) | Disconnect for use in a wellbore | |
| EP0594393A1 (en) | Downhole formation testing apparatus | |
| EP0097457A2 (en) | Apparatus for setting a well tool in a well bore | |
| RU2081303C1 (en) | Underground equipment for operation of wells | |
| US4346919A (en) | Remote automatic make-up stab-in sealing system | |
| RU2738052C1 (en) | Device for lowering suspension and cementing shank in well | |
| US10006267B2 (en) | Expansion cone for downhole tool | |
| US2748873A (en) | Back pressure valve apparatus for automatically filling well conduit strings | |
| US3011511A (en) | Air or gas lift valves | |
| RU2164587C2 (en) | Gear to shut off tubing string | |
| US4484633A (en) | Safety joint | |
| US20250012166A1 (en) | Packer system, and process to settle and retrieve | |
| RU2081999C1 (en) | Underground equipment for operating wells | |
| US8770275B2 (en) | Fill up and circulating tool with well control feature | |
| US3530935A (en) | Motor for running and retrieving well tools | |
| EP0378040A1 (en) | Casing hanger running and retrieval tools | |
| RU2265118C2 (en) | Liner suspension device | |
| SU1747674A1 (en) | Drilling-out packer and caving tools | |
| RU2262582C1 (en) | Detachable connection of pressure pipe string in well | |
| RU2344270C2 (en) | Drillable packer | |
| RU2101465C1 (en) | Device for cementation of casing string in well | |
| RU2482257C1 (en) | Disconnector |