[go: up one dir, main page]

RU2171366C1 - Device for installation and sealing of casing liner in well - Google Patents

Device for installation and sealing of casing liner in well Download PDF

Info

Publication number
RU2171366C1
RU2171366C1 RU2000129027A RU2000129027A RU2171366C1 RU 2171366 C1 RU2171366 C1 RU 2171366C1 RU 2000129027 A RU2000129027 A RU 2000129027A RU 2000129027 A RU2000129027 A RU 2000129027A RU 2171366 C1 RU2171366 C1 RU 2171366C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
disconnector
shank
casing
liner
Prior art date
Application number
RU2000129027A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
С.В. Терентьев
А.К. Дудаладов
В.И. Ванифатьев
Ю.М. Елуферьев
А.М. Володин
В.Г. Воронов
А.В. Власов
Original Assignee
Терентьев Сергей Владимирович
Дудаладов Анатолий Константинович
Ванифатьев Владимир Иванович
Елуферьев Юрий Михайлович
Володин Алексей Михайлович
Воронов Владимир Григорьевич
Власов Алексей Васильевич
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Терентьев Сергей Владимирович, Дудаладов Анатолий Константинович, Ванифатьев Владимир Иванович, Елуферьев Юрий Михайлович, Володин Алексей Михайлович, Воронов Владимир Григорьевич, Власов Алексей Васильевич filed Critical Терентьев Сергей Владимирович
Priority to RU2000129027A priority Critical patent/RU2171366C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2171366C1 publication Critical patent/RU2171366C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: casing of oil and gas wells, precisely, devices for lowering and sealing of casing string annular space, particularly, of casing liner. SUBSTANCE: device includes body and transportation column connected with body. Located in upper part of casing liner are disconnector, packer and anchor. Device has branch pipe with radial holes and throttle-shutoff valve under these holes for closing branch pipe internal section at preset flow rate of liquid with preset rheological properties. In this case, branch pipe is connected with body and forms together with liner, in its upper part, circular cavity hydraulically connected with branch pipe cavity through its radial holes, and with units of drive of anchor, packer and disconnector and has possibility for its withdrawal from well with body and transportation column. EFFECT: simplified device, higher operate reliability of device and increased reliability of sealing of linear annular space. 3 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к области крепления нефтяных и газовых скважин, а именно к устройствам для спуска и герметизации заколонного пространства обсадных колонн и, в частности, хвостовиков обсадных колонн. The invention relates to the field of fastening of oil and gas wells, and in particular to devices for lowering and sealing the annular space of casing strings and, in particular, casing strings.

Известно устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны, включающее корпус, клапанный узел и узел уплотнительного элемента, выполненный из легкодеформируемого материала, например, алюминия (1). A device for installing and sealing a liner of a casing string is known, including a housing, a valve assembly and a sealing element assembly made of easily deformable material, for example, aluminum (1).

Недостатком известного устройства является невысокая надежность его работы в случае установки в наклонном или горизонтальном участке ствола скважины. Дело в том, что предусмотренный в устройстве элемент (шар) для привода этого устройства в действие не обеспечивает достаточной герметичности устройства при посадке шара на седло. A disadvantage of the known device is the low reliability of its operation if installed in an inclined or horizontal section of the wellbore. The fact is that the element (ball) provided in the device for driving this device does not provide sufficient tightness of the device when the ball is planted on the saddle.

Наиболее близким аналогом изобретения является устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее корпус, связанные с ним транспортировочную колонну и разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика под разъединителем (2). The closest analogue of the invention is a device for installing and sealing a casing liner in a well, including a housing, a shipping casing and a disconnector associated with it, a packer and an anchor placed in the upper part of the liner under the disconnector (2).

Недостатком этого устройства является то, что с его применением возникает необходимость выполнения многочисленных технологических операций, связанных с герметизацией заколонного пространства хвостовика и отсоединением этого хвостовика от транспортировочной колонны. The disadvantage of this device is that with its use there is a need to perform numerous technological operations associated with sealing the annular space of the shank and disconnecting this shank from the transport column.

Для привода устройства в действие необходимо применение составной (секционной) пробки. Только это уже может служить причиной негерметичности устройства (при посадке одной секции пробки на другую) и, как следствие, еще больших осложнений вышеупомянутых технологических операций (из-за трудности обеспечения необходимых давлений для привода в действие исполнительных узлов устройства). To drive the device into action, it is necessary to use a composite (sectional) plug. Only this can already cause a leak in the device (when landing one section of the cork on another) and, as a result, even greater complications of the aforementioned technological operations (due to the difficulty of providing the necessary pressures for actuating the actuating units of the device).

Кроме того, известное устройство не обеспечивает возможности возврата его в исходное состояние при ошибочных действиях, например, при несвоевременном пуске верхней секции пробки, и осуществления незапланированной, но необходимой, в текущий момент, промывки для устранения возникшего осложнения. In addition, the known device does not provide the possibility of returning it to its original state in case of erroneous actions, for example, if the upper section of the cork is not started up on time, and flushing is not planned, but necessary, at the moment, to eliminate the complication.

Техническим результатом изобретения является упрощение устройства, повышение надежности его работы и повышение надежности герметизации заколонного пространства хвостовика. The technical result of the invention is to simplify the device, increase the reliability of its operation and increase the reliability of sealing the annular space of the shank.

Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее корпус, связанную с ним транспортировочную колонну, разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика, согласно изобретению снабжено патрубком с радиальными отверстиями и, под этими отверстиями, дроссельно-запорным клапаном для перекрытия этим клапаном внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами, при этом патрубок связан с корпусом и образует с хвостовиком, в верхней его части, кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка, через его радиальные отверстия, и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя. The necessary technical result is achieved in that the device for installing and sealing the casing liner in the well, including a housing, a shipping casing connected to it, a disconnector, a packer and an anchor placed in the upper part of the liner, according to the invention is equipped with a nozzle with radial holes and, under these openings, a throttle shut-off valve for blocking by this valve the internal section of the pipe at a given fluid flow rate with predetermined rheological properties, while the pipe connection with the housing and forms with the shank, in its upper part, an annular cavity hydraulically connected with the cavity of the pipe, through its radial holes, and with the drive units of the armature, packer and disconnector.

Кроме того, хвостовик ниже пакера выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части для вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство хвостовика. In addition, the shank below the packer is made in the form of a filter column with holes in the upper part to displace the cement slurry into the annular space of the shank.

А также, патрубок выполнен с возможностью его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной. And also, the pipe is made with the possibility of its extraction from the well with the body and the transport column.

При этом, дроссельно-запорный клапан выполнен в виде цилиндрической втулки с посадочным седлом в нижней части, жестко связанной с патрубком, и закрепленного во втулке штока, подпружиненного относительно втулки, образующего с ней калиброванный кольцевой канал и имеющего возможность осевого перемещения до посадки на посадочное седло. At the same time, the throttle shutoff valve is made in the form of a cylindrical sleeve with a landing seat in the lower part, rigidly connected to the nozzle, and fixed in the sleeve of the rod, spring-loaded relative to the sleeve, forming a calibrated annular channel with it and having axial movement before landing on the landing seat .

На фиг. 1 показан общий вид устройства;
на фиг. 2 - общий вид дроссельно-запорного клапана;
на фиг. 3 - сечение дроссельно-запорного клапана.In FIG. 1 shows a general view of the device;
in FIG. 2 - general view of the butterfly valve;
in FIG. 3 - section throttle shutoff valve.

Устройство (фиг. 1) включает в себя корпус 1. С ним связана транспортировочная колонна 2. В верхней части хвостовика 3 помещены разъединитель 4, пакер 5 и якорь 6. Устройство имеет патрубок 7 с радиальными отверстиями 8 и дроссельно-запорным клапаном 9 для перекрытия этим клапаном внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами. Патрубок 7 связан с корпусом 1 и образует с хвостовиком 3, в верхней его части, кольцевую полость 10, гидравлически связанную с полостью патрубка 7, через его радиальные отверстия 8, и с гидравлическими узлами привода якоря 6, пакера 5 и разъединителя 4. Якорь 6, пакер 5 и разъединитель 4 выполнены с возможностью приведения их в действие в соответствующей последовательности. Патрубок 7 установлен (в хвостовике 3) с возможностью его извлечения вместе с корпусом 1 и транспортировочной колонной 2. Собственно гидравлические узлы привода якоря, пакера и разъединителя показаны на фиг. 1 позициями соответственно 11, 12 и 13 и представляют собой, например, дифференциальные втулки, закрепленные на корпусах якоря, пакера и разъединителя срезными элементами 14, рассчитанными на разные давления среза. Каждая из дифференциальных втулок образует с соответствующим корпусом рабочую полость, гидравлически связанную с кольцевой полостью 10. При этом дифференциальная втулка разъединителя фиксирует, например, элементы относительной фиксации 15 разъединителя 4 с корпусом 1. В верхней части хвостовика установлен центратор 16. The device (Fig. 1) includes a housing 1. A transport column 2 is connected to it. A disconnector 4, a packer 5 and an anchor 6 are placed in the upper part of the shank 3. The device has a pipe 7 with radial holes 8 and a butterfly valve 9 for closing this valve of the internal section of the pipe at a given flow rate with the specified rheological properties. The pipe 7 is connected with the housing 1 and forms with the shank 3, in its upper part, an annular cavity 10 hydraulically connected to the cavity of the pipe 7 through its radial holes 8, and with the hydraulic drive units of the armature 6, packer 5 and disconnector 4. Anchor 6 , the packer 5 and the disconnector 4 are configured to actuate them in the appropriate sequence. A pipe 7 is installed (in the shank 3) with the possibility of its removal together with the housing 1 and the transport column 2. Actually, the hydraulic units of the armature drive, the packer and the disconnector are shown in FIG. 1 with positions 11, 12, and 13, respectively, and are, for example, differential bushings mounted on the armature, packer, and disconnector bodies with shear elements 14, designed for different shear pressures. Each of the differential bushings forms a working cavity hydraulically connected with the annular cavity 10 with the corresponding housing. In this case, the differential sleeve of the disconnector fixes, for example, the relative fixation elements 15 of the disconnector 4 with the housing 1. A centralizer 16 is installed in the upper part of the shank.

Хвостовик 3 ниже пакера 5 может быть выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части (не показаны) для вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство хвостовика. The shank 3 below the packer 5 can be made in the form of a filter column with holes in the upper part (not shown) to displace the cement slurry into the annular space of the shank.

Дроссельно-запорный клапан (фиг. 2) выполнен в виде цилиндрической втулки 17 с посадочным седлом 18 в нижней части. При этом цилиндрическая втулка 17 жестко связана с патрубком 7. В этой же цилиндрической втулке 17 закреплен шток 19, например, с помощью гайки 20 с прорезями 21 (фиг. 3) для обеспечения циркуляции жидкости. Шток 19 подпружинен относительно цилиндрической втулки (ее соединительного элемента - гайки 20) и образует с внутренней поверхностью цилиндрической втулки калиброванный кольцевой канал 22. При этом шток 19 имеет возможность осевого перемещения до посадки на посадочное седло 18. Регулировку давления срабатывания дроссельно-запорного клапана осуществляют посредством сжатия пружины 23 регулировочными гайками 24. The throttle-locking valve (Fig. 2) is made in the form of a cylindrical sleeve 17 with a landing seat 18 in the lower part. In this case, the cylindrical sleeve 17 is rigidly connected to the nozzle 7. In the same cylindrical sleeve 17, the rod 19 is fixed, for example, using a nut 20 with slots 21 (Fig. 3) to ensure fluid circulation. The rod 19 is spring-loaded relative to the cylindrical sleeve (its connecting element is the nut 20) and forms a calibrated annular channel 22 with the inner surface of the cylindrical sleeve. In this case, the rod 19 has the possibility of axial movement before landing on the landing seat 18. The throttle shutoff valve is adjusted by compressing the spring 23 with the adjusting nuts 24.

Устройство работает следующим образом. The device operates as follows.

Хвостовик 3 с разъединителем 4, пакером 5 и якорем 6 спускают на транспортировочной колонне 2 в скважину. Во время спуска хвостовика в скважину могут быть его посадки, обусловленные состоянием ствола скважины, которое, в свою очередь, определяется геологическими условиями. В этих случаях могут быть осуществлены промывки ствола скважины с определенным расходом и подачей промывочного раствора по транспортировочной колонне 2 через дроссельно-запорный клапан 9. The shank 3 with the disconnector 4, the packer 5 and the anchor 6 is lowered on the transport column 2 into the well. During the descent of the liner into the well, there may be landings due to the condition of the wellbore, which, in turn, is determined by geological conditions. In these cases, flushing of the wellbore with a certain flow rate and supply of flushing solution through the transport column 2 through the throttle shutoff valve 9 can be carried out.

После установки хвостовика 3 в заданном интервале скважины создают циркуляцию жидкости через дроссельно-запорный клапан 9, осуществляют промывку скважины. Затем, при необходимости, закачивают через верхние отверстия фильтра нетвердеющий вязкоупругий тампонажный состав (например, на основе полиакриламида) для дополнительной герметизации заколонного пространства верхней части хвостовика. После этого осуществляют циркуляцию жидкости с увеличенным (в сравнении с промывкой) расходом. Под действием перепада давления, возникающего в калиброванном кольцевом канале 22, шток 19 сжимает пружину 23 и садится на посадочное седло 18. При дальнейшем увеличении давления в транспортировочной колонне 2 оно через радиальные отверстия 8 патрубка 7 передается в кольцевую полость 10, а через нее в полости приводных узлов 11, 12, 13 соответственно якоря 6, пакера 5 и разъединителя 4. Каждый из этих узлов настроен на разные давления срабатывания. При достижении каждого из этих давлений обеспечивается возможность последовательного автоматического срабатывания якоря 6, затем пакера 5 и, после этого, разъединителя 4. Срабатывание вышеупомянутых приводных узлов происходит после передачи соответствующих давлений из кольцевой полости 10 в рабочие полости дифференциальных втулок этих узлов, срезания в каждом из этих узлов срезных элементов 14 и перемещения дифференциальных втулок с приводом узлов в рабочее положение. Срабатывание разъединителя происходит с перемещением ее дифференциальной втулки и освобождением элементов относительной фиксации 15 корпуса 1 и разъединителя 4. Давление срабатывания якоря может составить, например, 12 МПа, пакера - 15 МПа, а разъединителя - 18 МПа. После срабатывания разъединителя транспортировочную колонну с корпусом и патрубком приподнимают над верхней частью хвостовика и осуществляют циркуляцию жидкости для вымывания нетвердеющего тампонажного раствора из скважины (в случае его применения). Затем транспортировочную колонну с корпусом и патрубком из скважины извлекают. After installing the shank 3 in a predetermined interval of the well, fluid is circulated through the throttle shutoff valve 9, and the well is flushed. Then, if necessary, a non-hardening viscoelastic grouting composition (for example, based on polyacrylamide) is pumped through the upper openings of the filter to additionally seal the annular space of the upper part of the shank. After that, the liquid is circulated with an increased (in comparison with washing) flow rate. Under the action of the differential pressure arising in the calibrated annular channel 22, the rod 19 compresses the spring 23 and sits on the landing seat 18. With a further increase in pressure in the transport column 2, it is transmitted through the radial holes 8 of the pipe 7 to the annular cavity 10, and through it to the cavity drive units 11, 12, 13, respectively, of the armature 6, packer 5 and disconnector 4. Each of these nodes is configured for different operating pressures. Upon reaching each of these pressures, it is possible to sequentially automatically operate the armature 6, then the packer 5 and, after that, the disconnector 4. The operation of the aforementioned drive units occurs after the transmission of the corresponding pressures from the annular cavity 10 to the working cavities of the differential bushings of these units, cutting in each of these nodes of the shear elements 14 and the movement of the differential bushings with the drive units in the working position. The operation of the disconnector occurs with the movement of its differential sleeve and the release of the relative fixation elements 15 of the housing 1 and the disconnector 4. The operating pressure of the armature can be, for example, 12 MPa, the packer - 15 MPa, and the disconnector - 18 MPa. After the disconnector has been actuated, the transport column with the body and the nozzle is raised above the upper part of the liner and the liquid is circulated to flush the non-hardening grouting mortar from the well (if it is used). Then the transport column with the housing and the pipe from the well is removed.

Таким образом, с применением устройства по данному изобретению создают значительное упрощение технологических операций по установке и герметизации хвостовика обсадной колонны. Все операции могут быть осуществлены автоматически при достижении определенных давлений в транспортировочной колонне. При этом, в случае возможных осложнений устройство может быть переключено в промежуточное положение, обеспечивающее возможность дополнительной промывки скважины для устранения возможных осложнений. Thus, using the device according to this invention create a significant simplification of the technological operations for installation and sealing of the liner casing. All operations can be carried out automatically when certain pressures in the transport column are reached. In this case, in case of possible complications, the device can be switched to an intermediate position, providing the possibility of additional flushing of the well to eliminate possible complications.

За счет этого может быть обеспечена и более надежная герметизация заколонного пространства хвостовика. При этом она может быть усилена за счет дополнительного тампонирования хвостовика в интервале размещения пакера. Due to this, more reliable sealing of the annular space of the shank can be provided. Moreover, it can be enhanced by additional plugging of the shank in the interval of placement of the packer.

Источники информации
1. Устройство типа ПМП для спуска и подвески хвостовиков. Каталог выпускаемой продукции ОАО НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ", 1998 - 1999 г.г.Sources of information
1. Device type PMP for the descent and suspension of the shanks. The catalog of products of OAO NPO Burovaya Technika - VNIIBT, 1998 - 1999

2. Устройство спуска, подвески и герметизации хвостовика. Рекламный проспект, НПО "Буровая техника" - ВНИИБТ", АООТ "Тяжпрессмаш", 1986. 2. The device descent, suspension and sealing of the shank. Advertising brochure, NPO "Drilling equipment" - VNIIBT ", AOOT" Tyazhpressmash ", 1986.

Claims (4)

1. Устройство для установки и герметизации хвостовика обсадной колонны в скважине, включающее корпус, связанную с ним транспортировочную колонну, разъединитель, пакер и якорь, помещенные в верхней части хвостовика, отличающееся тем, что оно снабжено патрубком с радиальными отверстиями и под этими отверстиями дроссельно-запорным клапаном для перекрытия этим клапаном внутреннего сечения патрубка при заданном расходе жидкости с заданными реологическими свойствами, при этом патрубок связан с корпусом и образует с хвостовиком в верхней его части кольцевую полость, гидравлически связанную с полостью патрубка через его радиальные отверстия и с узлами привода якоря, пакера и разъединителя. 1. A device for installing and sealing a casing liner in a well, including a housing, a shipping casing associated with it, a disconnector, a packer and an anchor placed in the upper part of the liner, characterized in that it is equipped with a nozzle with radial holes and under these holes a throttle a shut-off valve for blocking by this valve the internal section of the nozzle at a given flow rate of the fluid with predetermined rheological properties, while the nozzle is connected to the housing and forms with a shank in its upper parts of the annular cavity, hydraulically connected to the cavity of the pipe through its radial holes and with the drive units of the armature, packer and disconnector. 2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что хвостовик ниже пакера выполнен в виде фильтровой колонны с отверстиями в верхней части для вытеснения тампонажного раствора в заколонное пространство хвостовика. 2. The device according to claim 1, characterized in that the shank below the packer is made in the form of a filter column with holes in the upper part to displace the cement slurry into the annular space of the shank. 3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что патрубок выполнен с возможностью его извлечения из скважины с корпусом и транспортировочной колонной. 3. The device according to p. 1, characterized in that the pipe is made with the possibility of extraction from the well with a housing and a transport column. 4. Устройство по п.1, отличающееся тем, что дроссельно-запорный клапан выполнен в виде цилиндрической втулки с посадочным седлом в нижней части, жестко связанной с патрубком, и закрепленного во втулке штока, подпружиненного относительно втулки, образующего с ней калиброванный кольцевой канал и имеющего возможность осевого перемещения до посадки на посадочное седло. 4. The device according to claim 1, characterized in that the throttle shutoff valve is made in the form of a cylindrical sleeve with a landing seat in the lower part, rigidly connected to the pipe, and fixed in the sleeve of the rod, spring-loaded relative to the sleeve, forming a calibrated annular channel with it and having the possibility of axial movement before landing on the landing seat.
RU2000129027A 2000-11-22 2000-11-22 Device for installation and sealing of casing liner in well RU2171366C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000129027A RU2171366C1 (en) 2000-11-22 2000-11-22 Device for installation and sealing of casing liner in well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2000129027A RU2171366C1 (en) 2000-11-22 2000-11-22 Device for installation and sealing of casing liner in well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2171366C1 true RU2171366C1 (en) 2001-07-27

Family

ID=20242375

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2000129027A RU2171366C1 (en) 2000-11-22 2000-11-22 Device for installation and sealing of casing liner in well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2171366C1 (en)

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2259458C1 (en) * 2004-05-27 2005-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for casing pipe extension into well
RU2266391C1 (en) * 2004-08-16 2005-12-20 Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") Device for pipe liner installation and sealing in well
RU2346143C2 (en) * 2007-03-22 2009-02-10 Сергей Владимирович Терентьев Device used for installing casing liner in well
RU2361063C1 (en) * 2008-03-17 2009-07-10 Геннадий Иосифович Геймаш Disconnector
RU2362870C1 (en) * 2008-02-28 2009-07-27 Сергей Владимирович Терентьев Facility for sealing of casing liner in well
RU2367773C1 (en) * 2008-03-17 2009-09-20 Геннадий Иосифович Геймаш Well cementing device
RU2370632C1 (en) * 2008-03-17 2009-10-20 Геннадий Иосифович Геймаш Method of casing well with liner
RU2377391C1 (en) * 2008-09-19 2009-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for installing and sealing casing liner in well
RU2386011C1 (en) * 2009-02-19 2010-04-10 Сергей Владимирович Терентьев Hydra-mechanical packer
RU2387807C1 (en) * 2009-02-19 2010-04-27 Сергей Владимирович Терентьев Device for casing liner installation in well
RU2397309C1 (en) * 2009-09-25 2010-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Unit of shank end packing in horizontal well
RU2415254C1 (en) * 2009-12-17 2011-03-27 Сергей Владимирович Терентьев Device for setting shank end of casing in well
RU2424423C1 (en) * 2010-03-30 2011-07-20 Сергей Владимирович Терентьев Device for setting shank end of casing in well
RU2441140C2 (en) * 2009-11-30 2012-01-27 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well
RU2449110C1 (en) * 2010-08-17 2012-04-27 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Mechanical-hydraulic packer
RU2463442C1 (en) * 2011-04-20 2012-10-10 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Restricting shutoff valve of device for mounting liner string in well
RU2478770C1 (en) * 2011-09-27 2013-04-10 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Device to install and seal tail of casing string in well
RU2478776C1 (en) * 2011-08-22 2013-04-10 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Device for installation and sealing of casing string liner in well
RU2584258C1 (en) * 2015-01-27 2016-05-20 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" Device for suspension and sealing blind casing
RU2675392C1 (en) * 2017-12-14 2018-12-19 Общество с ограниченной ответственностью "ПетроГазТех "Завод ВСО" (ООО "ПетроГазТех "Завод ВСО") Liner packer hanger, liner packer hanger anchor assembly, liner packer hanger coupling, liner packer hanger anchor element
EA039924B1 (en) * 2012-10-16 2022-03-29 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Multilateral bore junction isolation
RU2827227C1 (en) * 2024-04-18 2024-09-23 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for sealing liner in casing string

Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3570603A (en) * 1968-10-07 1971-03-16 Rotary Oil Tool Co Method and apparatus for cementing casing sections in well bores
US4497367A (en) * 1983-02-04 1985-02-05 Stevenson Alan R Liner hanger
US4619326A (en) * 1985-04-19 1986-10-28 Shell California Production Inc. Liner hanger with brass packer
SU1456539A1 (en) * 1987-06-15 1989-02-07 Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Arrangement for suspension of sections and flush casings
SU1460205A1 (en) * 1987-01-06 1989-02-23 Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Arrangement for jointing and cementing casing lengths
SU1731941A1 (en) * 1989-12-11 1992-05-07 Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола Method of linear cementing
SU1752931A1 (en) * 1988-09-01 1992-08-07 Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of limiting water ingress or absorption in the borehole
RU2004776C1 (en) * 1990-08-22 1993-12-15 Марат Павлович Мразевский Releasable joint
RU2070957C1 (en) * 1993-11-05 1996-12-27 Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин Disconnector
RU2093667C1 (en) * 1993-03-11 1997-10-20 Анатолий Андреевич Цыбин Device for suspending and sealing of hidden casing strings
RU2136840C1 (en) * 1998-01-20 1999-09-10 Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти Disconnecting device
RU2147673C1 (en) * 1998-05-26 2000-04-20 НПФ "Дриллтест" Лтд. Device for cementing of casing strings
RU2149252C1 (en) * 1998-11-18 2000-05-20 Габдуллин Рафагат Габделвалеевич Disconnecting device for tail components being cemented with resting on bottom-hole

Patent Citations (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3570603A (en) * 1968-10-07 1971-03-16 Rotary Oil Tool Co Method and apparatus for cementing casing sections in well bores
US4497367A (en) * 1983-02-04 1985-02-05 Stevenson Alan R Liner hanger
US4619326A (en) * 1985-04-19 1986-10-28 Shell California Production Inc. Liner hanger with brass packer
SU1460205A1 (en) * 1987-01-06 1989-02-23 Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Arrangement for jointing and cementing casing lengths
SU1456539A1 (en) * 1987-06-15 1989-02-07 Северо-Кавказский Государственный Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефтяной Промышленности Arrangement for suspension of sections and flush casings
SU1752931A1 (en) * 1988-09-01 1992-08-07 Азербайджанский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Method of limiting water ingress or absorption in the borehole
SU1731941A1 (en) * 1989-12-11 1992-05-07 Тюменский индустриальный институт им.Ленинского комсомола Method of linear cementing
RU2004776C1 (en) * 1990-08-22 1993-12-15 Марат Павлович Мразевский Releasable joint
RU2093667C1 (en) * 1993-03-11 1997-10-20 Анатолий Андреевич Цыбин Device for suspending and sealing of hidden casing strings
RU2070957C1 (en) * 1993-11-05 1996-12-27 Камский научно-исследовательский институт комплексных исследований глубоких и сверхглубоких скважин Disconnector
RU2136840C1 (en) * 1998-01-20 1999-09-10 Акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти Disconnecting device
RU2147673C1 (en) * 1998-05-26 2000-04-20 НПФ "Дриллтест" Лтд. Device for cementing of casing strings
RU2149252C1 (en) * 1998-11-18 2000-05-20 Габдуллин Рафагат Габделвалеевич Disconnecting device for tail components being cemented with resting on bottom-hole

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
Устройство спуска подвески и герметизации хвостовика, Рекламный проспект, НПО "Буровая техника", - ВНИИБТ", АООТ "Тяжпрессмаш", 1986. *

Cited By (22)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2259458C1 (en) * 2004-05-27 2005-08-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Method for casing pipe extension into well
RU2266391C1 (en) * 2004-08-16 2005-12-20 Сибирское научно-производственное предприятие бурового машиностроения (ЗАО НПП "СибБурМаш") Device for pipe liner installation and sealing in well
RU2346143C2 (en) * 2007-03-22 2009-02-10 Сергей Владимирович Терентьев Device used for installing casing liner in well
RU2362870C1 (en) * 2008-02-28 2009-07-27 Сергей Владимирович Терентьев Facility for sealing of casing liner in well
RU2361063C1 (en) * 2008-03-17 2009-07-10 Геннадий Иосифович Геймаш Disconnector
RU2367773C1 (en) * 2008-03-17 2009-09-20 Геннадий Иосифович Геймаш Well cementing device
RU2370632C1 (en) * 2008-03-17 2009-10-20 Геннадий Иосифович Геймаш Method of casing well with liner
RU2377391C1 (en) * 2008-09-19 2009-12-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for installing and sealing casing liner in well
RU2386011C1 (en) * 2009-02-19 2010-04-10 Сергей Владимирович Терентьев Hydra-mechanical packer
RU2387807C1 (en) * 2009-02-19 2010-04-27 Сергей Владимирович Терентьев Device for casing liner installation in well
RU2397309C1 (en) * 2009-09-25 2010-08-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Unit of shank end packing in horizontal well
RU2441140C2 (en) * 2009-11-30 2012-01-27 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" (ОАО "АНК "Башнефть") Device for hanger lowering and cementing of casing liner in well
RU2415254C1 (en) * 2009-12-17 2011-03-27 Сергей Владимирович Терентьев Device for setting shank end of casing in well
RU2424423C1 (en) * 2010-03-30 2011-07-20 Сергей Владимирович Терентьев Device for setting shank end of casing in well
RU2449110C1 (en) * 2010-08-17 2012-04-27 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Mechanical-hydraulic packer
RU2463442C1 (en) * 2011-04-20 2012-10-10 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Restricting shutoff valve of device for mounting liner string in well
RU2478776C1 (en) * 2011-08-22 2013-04-10 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Device for installation and sealing of casing string liner in well
RU2478770C1 (en) * 2011-09-27 2013-04-10 Открытое Акционерное Общество "Тяжпрессмаш" Device to install and seal tail of casing string in well
EA039924B1 (en) * 2012-10-16 2022-03-29 Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. Multilateral bore junction isolation
RU2584258C1 (en) * 2015-01-27 2016-05-20 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Северо-Кавказский федеральный университет" Device for suspension and sealing blind casing
RU2675392C1 (en) * 2017-12-14 2018-12-19 Общество с ограниченной ответственностью "ПетроГазТех "Завод ВСО" (ООО "ПетроГазТех "Завод ВСО") Liner packer hanger, liner packer hanger anchor assembly, liner packer hanger coupling, liner packer hanger anchor element
RU2827227C1 (en) * 2024-04-18 2024-09-23 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for sealing liner in casing string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2171366C1 (en) Device for installation and sealing of casing liner in well
US7237611B2 (en) Zero drill completion and production system
CA1303976C (en) Method for installing a liner within a well bore
US5660234A (en) Shallow flow wellhead system
US8327930B2 (en) Equipment for remote launching of cementing plugs
US20080164029A1 (en) Apparatus and method for forming multiple plugs in a wellbore
US8479818B2 (en) Method and apparatus to cement a perforated casing
CA3017961A1 (en) Toe valve
RU2320844C2 (en) Method for pipe spool installation in well
US8316931B2 (en) Equipment for remote launching of cementing plugs
US7234522B2 (en) Apparatus and method for drilling a wellbore with casing and cementing the casing in the wellbore
RU2215122C2 (en) Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
CA2342657C (en) Zero drill completion and production system
RU2387807C1 (en) Device for casing liner installation in well
RU2170331C2 (en) Packer equipment
RU2137902C1 (en) Drillable packer-plug
US2138157A (en) Removable packer for wells
RU2283941C1 (en) Troublesome well zone isolation device
RU2095541C1 (en) Device for workover of wells
RU2234593C2 (en) Method of productive stratum isolation during cementing casing pipe
RU2059789C1 (en) Method of pressure grouting of holes
RU2046179C1 (en) Packer
RU2787064C1 (en) Plug packer drillable
RU2067155C1 (en) Device for isolation of lost circulation zones
US3171481A (en) Method of multiple string open hole cementing including the step of sealing off the annulus

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20131123