RU2362872C1 - Shut-off facility of well borehole - Google Patents
Shut-off facility of well borehole Download PDFInfo
- Publication number
- RU2362872C1 RU2362872C1 RU2007144245/03A RU2007144245A RU2362872C1 RU 2362872 C1 RU2362872 C1 RU 2362872C1 RU 2007144245/03 A RU2007144245/03 A RU 2007144245/03A RU 2007144245 A RU2007144245 A RU 2007144245A RU 2362872 C1 RU2362872 C1 RU 2362872C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hollow plunger
- case
- sleeve
- cylinder
- spring
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Check Valves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтегазодобычи и предназначается для перекрытия ствола фонтанирующих и насосных скважин от продуктивного пласта без его глушения в случае проведения ремонта наземного или подземного оборудования, для проведения исследовательских работ в скважине, освоения скважин после бурения, вызова глубокой многократной депрессии на пласт в процессе эксплуатации скважины, а также для проведения кислотных обработок, ввода в пласт растворов химреагентов и для отключения продуктивного пласта при авариях, пожарах и других стихийных бедствиях.The invention relates to the field of oil and gas production and is intended to shut off the stem of gushing and pumping wells from the producing formation without killing it in case of repair of ground or underground equipment, for conducting research in the well, developing wells after drilling, calling deep multiple depression on the formation during operation wells, as well as for acid treatments, injection of chemical solutions into the reservoir and for shutting off the reservoir during accidents, fires and other natural disasters.
По авторскому свидетельству СССР №746087, М.Кл.2 E21B 43/00 (заявлено 01.12.1977 г., опубликовано 07.07.1980 г. в БИ №25) известно изобретение под названием «Глубинное устройство для перекрытия ствола скважины», которое принимаем за аналог. Устройство по аналогу содержит устанавливаемый на пакере корпус с радиальными каналами в его нижней части. Внутри верхней части корпуса размещен подпружиненный патрубок с поршнем вверху и штифтами в нижней части патрубка. Внутри нижней части корпуса размещен запорный элемент с механизмом управления. При этом запорный элемент изготовлен в виде поворотной втулки с радиальными каналами и фигурными пазами, выполненными в верхней и нижней частях внутренней части поворотной втулки для взаимодействия со штифтами подпружиненного патрубка.According to the author's certificate of the USSR No. 746087, M.Kl. 2 E21B 43/00 (declared on 01.12.1977, published on 07.07.1980 in BI No. 25) the invention is known as the “Depth Device for Blocking a Wellbore”, which is taken as an analogue. The analogous device comprises a housing mounted on the packer with radial channels in its lower part. Inside the upper part of the housing there is a spring-loaded pipe with a piston at the top and pins in the lower part of the pipe. Inside the lower part of the housing there is a locking element with a control mechanism. The locking element is made in the form of a rotary sleeve with radial channels and shaped grooves made in the upper and lower parts of the inner part of the rotary sleeve for interaction with the pins of the spring-loaded pipe.
Недостатком известного по аналогу устройства является то, что через него нельзя подать раствор химических реагентов из ствола скважины в зону продуктивного пласта для его обработки.A disadvantage of the device known by analogy is that it is not possible to supply a solution of chemical reagents from the wellbore into the zone of the productive formation through it.
Наиболее близким (прототипом) к заявляемому изобретению по совокупности сходных существенных признаков из числа известных технических решений того же назначения принимаем изобретение по авторскому свидетельству СССР №878910, М.Кл.3 E21B 43/00 (заявлено 11.11.1979 г., опубликовано 07.11.1981 г. в БИ №41) под названием «Глубинное устройство для перекрытия ствола скважины».The closest (prototype) to the claimed invention in the totality of similar essential features from among the well-known technical solutions of the same purpose accept the invention according to the author's certificate of the USSR No. 878910, M.Kl. 3 E21B 43/00 (announced on 11/11/1979, published on 11/07/1981 in BI No. 41) under the name "Downhole device for blocking the wellbore".
Устройство по прототипу является отсекателем ствола скважины и включает в себя установленный на пакере корпус с радиальными каналами и размещенным внутри корпуса запорным элементом, в котором выполнены радиальные каналы и фигурные пазы, и механизм управления запорным элементом, включающим подпружиненный патрубок с поршнем, обратным клапаном и штифтами-фиксаторами, взаимодействующими с фигурными пазами запорного элемента.The prototype device is a borehole shutoff device and includes a housing mounted on the packer with radial channels and a locking element located inside the housing, in which radial channels and shaped grooves are made, and a locking element control mechanism including a spring-loaded pipe with a piston, non-return valve and pins -fixers interacting with the figured grooves of the locking element.
Когда ствол скважины необходимо перекрыть, то радиальный канал в верхней части корпуса устройства и радиальные каналы в нижней части корпуса вместе с радиальными каналами в поворотной втулке запорного элемента перекрывают путем поворота запорного элемента, для чего в стволе скважины создают импульс избыточного давления рабочей среды.When the wellbore needs to be closed, the radial channel in the upper part of the device body and the radial channels in the lower part of the body together with the radial channels in the rotary sleeve of the shut-off element are closed by turning the shut-off element, for which an overpressure of the working medium is generated in the well bore.
Недостатками устройства по прототипу являются:The disadvantages of the device of the prototype are:
- недостаточный срок надежной работы, т.к. штифты-фиксаторы подпружиненного патрубка в механизме управления запорным элементом при каждом его повороте находятся под действием большой нагрузки, т.к. в стволе скважины для этого каждый раз необходимо создать избыточное давление рабочей среды, кроме того, штифты-фиксаторы при взаимодействии с фигурными пазами запорного элемента испытывают трение большой величины и быстро истираются;- insufficient period of reliable operation, as the pins-clamps of the spring-loaded nozzle in the control mechanism of the locking element at each turn are under the influence of a large load, because To do this, each time in the wellbore it is necessary to create an excess pressure of the working medium, in addition, the locking pins, when interacting with the figured grooves of the locking element, experience large friction and quickly wear out;
- сложность конструкции, т.к. фигурные пазы в запорном элементе выполнены во внутреннем его пространстве, что сложно в изготовлении и монтаже.- design complexity, as curly grooves in the locking element are made in its internal space, which is difficult to manufacture and install.
Предлагаемый отсекатель обеспечивает достижение нового технического результата, выражающегося в том, что увеличивается срок его надежной работы, упрощается конструкция и расширяется возможность его использования, в том числе на скважинах, эксплуатирующихся при одновременно-раздельной разработке нескольких пластов.The proposed cutter ensures the achievement of a new technical result, which is expressed in the fact that its reliable operation period is increased, the design is simplified and the possibility of its use is expanded, including in wells operated during simultaneous and separate development of several formations.
Указанный технический результат достигается тем, что в известный по прототипу отсекатель ствола скважины, содержащий установленный на пакере корпус с радиальными каналами и размещенным внутри корпуса запорным элементом, в котором выполнены радиальные каналы и фигурные пазы, и механизм управления запорным элементом, включающим подпружиненный патрубок с обратным клапаном и фиксатором, взаимодействующим с фигурными пазами запорного элемента, согласно предлагаемому изобретению введены новые конструктивные элементы, предложена иная форма выполнения элементов и их взаимосвязи, а именно: корпус отсекателя выполнен в виде цилиндра, верхний конец которого соединен с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), к нижнему концу корпуса-цилиндра соосно закреплен кожух, внутри которого на верхней и нижней его торцовых муфтах-втулках выполнены обращенные друг к другу кольцевые упорные площадки, размещенный внутри корпуса-цилиндра запорный элемент выполнен в виде полого плунжера с обратным клапаном на верхнем конце и жестко закрепленной на нижнем конце упорной втулкой, заведенной в кожух, на верхней внешней поверхности упорной втулки выполнен кольцевой упор для взаимодействия с кольцевой упорной площадкой верхней муфты-втулки, внутри упорной втулки снизу соосно жестко закреплена труба, снаружи которой установлена пружина с опорой на кольцевую упорную площадку нижней муфты-втулки кожуха, между верхним торцом пружины и нижней торцовой поверхностью упорной втулки установлен упорный подшипник, например, шарикоподшипник, нижний конец трубы выведен в осевой канал нижней муфты-втулки кожуха, фигурные пазы запорного элемента выполнены на наружной поверхности полого плунжера в виде четырех продольных верхних и смещенных от них на 45° четырех продольных нижних канавок, обращенные друг к другу концы которых соединены между собой переходными аналогичными канавками, при этом продольные канавки по отношению друг к другу выполнены по окружности со смещением на 90°, а фиксатор, взаимодействующий с фигурными пазами запорного элемента, закреплен в корпусе-цилиндре и заведен в канавку фигурного паза на наружной поверхности полого плунжера, радиальный канал в верхней части корпуса-цилиндра выполнен выше уровня обратного клапана полого плунжера при его крайнем нижнем положении, а над кожухом на одном уровне, когда полый плунжер под действием пружины занимает свое крайнее верхнее положение, в нижних частях корпуса-цилиндра и полого плунжера выполнено по два радиальных канала, разнесенных друг от друга на 180°, при этом в корпусе-цилиндре над пакером установлен обратный клапан.The specified technical result is achieved by the fact that in the well-known prototype of the cutoff of the wellbore containing a housing mounted on the packer with radial channels and a locking element located inside the housing, in which radial channels and shaped grooves are made, and a control mechanism for the locking element including a spring-loaded branch pipe with a reverse according to the invention, new structural elements have been introduced, a different ph The implementation of the elements and their relationship, namely: the cutter body is made in the form of a cylinder, the upper end of which is connected to the lower end of the tubing string (tubing), a casing is coaxially fixed to the lower end of the cylinder body, inside of which there are upper and lower mechanical coupling sleeves are made facing each other annular thrust pad located inside the cylinder body, the locking element is made in the form of a hollow plunger with a check valve at the upper end and rigidly fixed to the lower end of the thrust sleeve Oh, brought into the casing, an annular stop is made on the upper outer surface of the thrust sleeve to interact with the annular thrust pad of the upper sleeve coupling, inside the thrust sleeve from below, a pipe is coaxially rigidly fixed to the outside of which a spring is mounted supporting the ring thrust pad of the lower sleeve sleeve-sleeve of the casing , between the upper end of the spring and the lower end surface of the thrust sleeve, a thrust bearing is installed, for example, a ball bearing, the lower end of the pipe is brought into the axial channel of the lower sleeve sleeve of the casing, curly The basics of the locking element are made on the outer surface of the hollow plunger in the form of four longitudinal upper and four longitudinal lower grooves spaced 45 ° apart, the ends of which are connected to each other by transitional similar grooves, while the longitudinal grooves are made in relation to each other along circles with an offset of 90 °, and the latch interacting with the figured grooves of the locking element is fixed in the cylinder body and inserted into the groove of the figured groove on the outer surface of the hollow plunger, the channel in the upper part of the cylinder body is made above the level of the check valve of the hollow plunger at its lowermost position, and above the casing at the same level when the hollow plunger takes its extreme upper position under the action of the spring, in the lower parts of the cylinder body and the hollow plunger two radial channels 180 ° apart, while a check valve is installed in the cylinder body above the packer.
Указанные выше новые конструктивные признаки предлагаемого отсекателя являются существенными отличительными признаками заявляемого изобретения по отношению к известному по прототипу устройству.The above new design features of the proposed cutter are essential distinguishing features of the claimed invention in relation to the known prototype device.
В совокупности известные и новые отличительные существенные признаки обеспечивают заявляемому изобретению достижение нового технического результата.Together, the known and new distinctive essential features provide the claimed invention the achievement of a new technical result.
На фиг.1 дан продольный разрез отсекателя с расположением его элементов во время добычи пластового флюида, на фиг.2 - развертка фигурных пазов запорного элемента.Figure 1 shows a longitudinal section of the cutter with the location of its elements during the production of reservoir fluid, figure 2 - scan curly grooves of the locking element.
Отсекатель содержит корпус 1 с радиальным каналом 2 в верхней части корпуса и радиальными каналами 3 в его нижней части. Корпус 1 выполнен в виде цилиндра, его верхний конец соединен с нижним концом колонны НКТ 4. К нижнему концу корпуса-цилиндра 1 соосно закреплен кожух 5 с торцовыми муфтами-втулками 6 и 7, в которых выполнены обращенные друг к другу кольцевые упорные площадки 8 и 9. Внутри корпуса-цилиндра 1 размещен запорный элемент, выполненный в виде полого плунжера 10, на верхнем конце которого установлен обратный клапан 11, а на нижнем конце жестко закреплена упорная втулка 12, заведенная в кожух 5. На верхней внешней поверхности упорной втулки 12 выполнен кольцевой упор 13 для взаимодействия с кольцевой упорной площадкой 8 верхней муфты-втулки 6. Внутри упорной втулки 12 снизу соосно жестко закреплена труба 14, снаружи которой установлена пружина 15 с опорой на кольцевую упорную площадку 9 нижней муфты-втулки 7 кожуха 5. Между верхним торцом пружины 15 и нижней торцовой поверхностью упорной втулки 12 установлен упорный подшипник, например, шарикоподшипник 16. Нижний конец трубы 14 выведен в осевой канал нижней муфты-втулки 7 кожуха 5. На наружной поверхности полого плунжера 10 выполнены фигурные пазы 17 (см. фиг.2) в виде четырех продольных верхних и смещенных от них на 45° четырех продольных нижних канавок. Их концы, обращенные друг к другу, соединены между собой переходными аналогичными канавками 18. Продольные канавки по отношению друг к другу выполнены на наружной поверхности полого плунжера 10 по окружности со смещением на 90°. С наружной поверхности корпуса-цилиндра 1, например, с помощью гайки или винта 19 закреплен фиксатор 20 для взаимодействия с фигурными пазами 17 и их переходными канавками 18 на наружной поверхности полого плунжера 10, являющийся запорным элементом. Заведенный в канавку фигурного паза конец фиксатора 20 может быть выполнен, например, в виде обычного штыря, в виде штыря с вращающимся на нем элементом или в виде шарика. Радиальный канал 2 в верхней части корпуса-цилиндра 1 выполнен выше уровня обратного клапана 11 полого плунжера 10 при его крайнем нижнем положении. Два радиальных канала 3 в нижней части корпуса-цилиндра 1 и два радиальных канала 21 в нижней части полого плунжера 10 разнесены по отношению друг к другу на 180° и выполнены над кожухом 5 на одном уровне при положении полого плунжера 10 в своем крайнем верхнем положении, которое он занимает под действием пружины 15. Корпус-цилиндр 1 на пакере 22 устанавливается в обсадной колонне 23 скважины. Над пакером 22 в корпусе-цилиндре 1 установлен обратный клапан 24. В нижнюю торцовую муфту-втулку 7 ввернут хвостовик 25 с заглушкой.The cutter comprises a housing 1 with a radial channel 2 in the upper part of the housing and radial channels 3 in its lower part. The housing 1 is made in the form of a cylinder, its upper end is connected to the lower end of the tubing string 4. To the lower end of the cylinder housing 1 is a casing 5 coaxially mounted with end sleeves-bushings 6 and 7, in which annular thrust pads 8 and 9. A locking element is made inside the cylinder body 1, made in the form of a hollow plunger 10, at the upper end of which a check valve 11 is installed, and at the lower end the stop sleeve 12 is fixedly fixed in the casing 5. On the upper outer surface of the stop sleeve 12 is made ring thrust stop 13 for interacting with the annular thrust pad 8 of the upper sleeve coupling 6. Inside the thrust sleeve 12, a pipe 14 is coaxially fixed to the bottom, outside of which a spring 15 is mounted supporting the ring thrust pad 9 of the lower sleeve sleeve 7 of the casing 5. Between the upper end springs 15 and a lower end surface of the thrust sleeve 12 has a thrust bearing, for example, a ball bearing 16. The lower end of the pipe 14 is brought into the axial channel of the lower sleeve coupling 7 of the casing 5. On the outer surface of the hollow plunger 10,
Работа отсекателяCutter operation
На колонне НКТ 4 отсекатель в собранном виде опускают в скважину, например, с опорой на забой скважины хвостовика 25 с заглушкой. Весом части труб НКТ пакером 22 перекрывают кольцевое пространство между корпусом-цилиндром 1 и обсадной колонной 23.On the tubing string 4, the cutter is assembled lowered into the well, for example, relying on the bottom hole of the shank 25 with a plug. The weight of the tubing pipe packer 22 overlap the annular space between the housing-cylinder 1 and the casing 23.
При добыче пластового флюида элементы отсекателя занимают положение, как показано на фиг.1. Пластовый флюид из продуктивного пласта 26 через радиальные каналы 3 и 21 поступает внутрь полого плунжера 10 и, приподнимая напором потока обратный клапан 11, по колонне НКТ 4 подается на дневную поверхность (при фонтанной добыче) или на прием насоса (при насосной добыче).When producing reservoir fluid, the shut-off elements occupy a position as shown in FIG. The formation fluid from the reservoir 26 through the
В случае проведения ремонта наземного или подземного оборудования или для проведения исследовательских работ в скважине ее ствол перекрывают, т.е. отделяют ствол скважины от продуктивного пласта, чтобы исключить в это время выброс пластового флюида из скважины, который может произойти под действием пластовой энергии. Для этого в стволе скважины создают импульс избыточного давления рабочей среды, в качестве которой может быть использована жидкость или газ. Под действием избыточного давления рабочей среды обратный клапан 11 перекрывает подпружиненный полый плунжер 10 и, сжимая пружину 15, перемещает его вниз с одновременным поворотом вокруг продольной оси под взаимодействием фиксатора 20 с фигурными пазами 17. За один ход вниз полый плунжер 10 совершает поворот на 45°, в результате чего радиальные каналы 3 и 21 перекрываются. После снятия избыточного давления в стволе скважины под действием пружины 15 полый плунжер 10 возвращается в свое верхнее крайнее положение, поворачиваясь еще на 45°, но радиальные каналы 3 и 21 остаются перекрытыми, обеспечивая перекрытие ствола скважины от продуктивного пласта 26.In case of repair of ground or underground equipment or for research in a well, its trunk is blocked, i.e. the wellbore is separated from the reservoir in order to exclude formation fluid from the well that can occur under the influence of reservoir energy. For this, an impulse of overpressure of the working medium is created in the wellbore, which can be used as a liquid or gas. Under the action of excessive pressure of the working medium, the non-return valve 11 closes the spring-loaded hollow plunger 10 and, compressing the spring 15, moves it down while simultaneously rotating around the longitudinal axis under the interaction of the latch 20 with the figured
Для пуска скважины в работу после перекрытия ее ствола в стволе скважины вновь создают избыточное давление рабочей среды и вновь его снижают, в результате чего полый плунжер 10 вновь совершит ход вниз и вверх, произведя поворот на 90°, в результате чего радиальные каналы 3 и 21 совпадут между собой, чем обеспечат поступление флюида из продуктивного пласта 26 на поверхность.To start the well into operation after blocking its bore, the overpressure of the working medium is again created in the wellbore and it is again reduced, as a result of which the hollow plunger 10 will again move down and up, turning 90 °, resulting in
Кроме того, отсекатель обеспечивает возможность подачи растворов химических реагентов из ствола скважины в продуктивный пласт для его обработки с целью повышения нефтеотдачи и предотвращения часто встречающихся осложнений (например, отложений АСПО, солеотложений и гидратообразований). При подаче раствора химических реагентов в необходимом объеме создают в стволе скважины давление, под действием которого обратный клапан 11 перекрывает полый плунжер 10 и перемещает его в крайнее нижнее положение, перекрывая радиальные каналы 3 и 21 и открывая радиальный канал 2. Такое давление поддерживают в течение всего времени закачки раствора химреагента через радиальный канал 2 в продуктивный пласт 26. После его закачки, когда давление в стволе будет снято, полый плунжер 10 под действием пружины 15 вернется в свое верхнее положение. Если после закачки химреагентов в пласт скважину необходимо оставить на реакции, то при закачке обеспечивают ход полого плунжера 10 вниз и вверх и его поворот на 90°, при котором радиальные каналы 3 и 21 останутся перекрытыми. Если необходимо пустить скважину в работу, то в стволе скважины создают избыточное давление для совершения полому плунжеру 10 еще одного хода вниз и вверх, чтобы радиальные каналы 3 и 21 были совмещены.In addition, the cutter provides the ability to supply solutions of chemical reagents from the wellbore to the reservoir to process it in order to increase oil recovery and prevent common complications (for example, sedimentation deposits, scale deposition and hydrate formation). When the chemical solution is supplied in the required volume, a pressure is created in the wellbore, under the action of which the check valve 11 closes the hollow plunger 10 and moves it to its lowest position, blocking the
Отсекатель обеспечивает возможность вызова предельно допустимой депрессии на пласт путем замены скважинной жидкости на жидкость меньшей плотности или на пенную систему.The cutter provides the ability to call the maximum allowable depression on the reservoir by replacing the borehole fluid with a lower density fluid or a foam system.
Такую предельно допустимую депрессию на пласт отсекателем можно проводить многократно.This maximum allowable depression on the reservoir by the cutoff can be carried out repeatedly.
Аналогичным образом отсекатель можно использовать для освоения новых скважин, законченных бурением. После цементирования обсадной колонны и вскрытия продуктивного пласта отсекатель устанавливают в стволе скважины выше зоны перфорации. Производят замену промывочной жидкости, например на нефть или пену, и далее проводят работы по созданию глубокой многократной депрессии на пласт. После освоения скважины отсекатель оставляют для перекрытия ствола скважины.Similarly, the cutter can be used to develop new wells, completed drilling. After cementing the casing and opening the reservoir, the cutter is installed in the wellbore above the perforation zone. Wash fluid is replaced, for example, with oil or foam, and then work is carried out to create a deep multiple depression on the formation. After well development, the cutter is left to shut off the wellbore.
Отсекатель обеспечивает надежную работу без подъема его из скважины более 5 лет эксплуатации.The cutter ensures reliable operation without lifting it from the well for more than 5 years of operation.
Благодаря выполнению запорного органа в виде полого плунжера 10, который размещен в корпусе-цилиндре 1 с определенным допуском посадки, обеспечивается гарантированная герметизация сопрягаемых элементов. Размещение механизма управления запорным элементом в кожухе 5, введение упорного шарикоподшипника 16, снижающего нагрузки при поворотах полого плунжера 10, выполнение на его наружной поверхности фигурных пазов 17 в виде канавок, закрепление фиксатора в корпусе-цилиндре 1 в целом увеличивают срок надежной работы отсекателя при существенном упрощении его конструкции.Thanks to the implementation of the locking element in the form of a hollow plunger 10, which is placed in the cylinder body 1 with a certain tolerance of landing, guaranteed sealing of the mating elements is ensured. The placement of the control mechanism of the locking element in the casing 5, the introduction of a thrust ball bearing 16, which reduces the load when turning the hollow plunger 10, the execution on the outer surface of the figured
Установка обратного клапана 24 над пакером 22 позволяет через затрубное надпакерное пространство 27 (между колонной НКТ 4 и обсадной колонной 23) производить все операции по управлению отсекателем, производить любые обработки продуктивного пласта 26 без его глушения и обеспечивать многократную депрессию на пласт независимо от того, есть или нет в колонне НКТ насосное оборудование (ЭЦН, ШГН и т.п.), что расширяет возможности использования предлагаемого отсекателя независимо от способа добычи пластового флюида.Installing a non-return valve 24 above the packer 22 allows through the annular nadpakerny space 27 (between the tubing string 4 and the casing 23) to perform all operations to control the cutter, to carry out any processing of the productive formation 26 without killing it and to ensure multiple depression on the formation regardless or not, pumping equipment (ESP, SHGN, etc.) in the tubing string, which expands the possibilities of using the proposed cutter, regardless of the method of producing formation fluid.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007144245/03A RU2362872C1 (en) | 2007-11-28 | 2007-11-28 | Shut-off facility of well borehole |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007144245/03A RU2362872C1 (en) | 2007-11-28 | 2007-11-28 | Shut-off facility of well borehole |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007144245A RU2007144245A (en) | 2009-06-10 |
| RU2362872C1 true RU2362872C1 (en) | 2009-07-27 |
Family
ID=41024143
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007144245/03A RU2362872C1 (en) | 2007-11-28 | 2007-11-28 | Shut-off facility of well borehole |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2362872C1 (en) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013071167A1 (en) * | 2011-11-10 | 2013-05-16 | Deslierres John Mayn | Containment system for oil field riser pipes |
| RU200343U1 (en) * | 2020-04-21 | 2020-10-19 | Игорь Александрович Малыхин | MECHANICAL SLAM-SHUT VALVE, SPOOL TYPE |
| WO2021154117A1 (en) * | 2020-01-31 | 2021-08-05 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Safety valve for a submersible electric centrifugal pump unit |
-
2007
- 2007-11-28 RU RU2007144245/03A patent/RU2362872C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2013071167A1 (en) * | 2011-11-10 | 2013-05-16 | Deslierres John Mayn | Containment system for oil field riser pipes |
| WO2021154117A1 (en) * | 2020-01-31 | 2021-08-05 | Акционерное общество "Новомет-Пермь" | Safety valve for a submersible electric centrifugal pump unit |
| RU200343U1 (en) * | 2020-04-21 | 2020-10-19 | Игорь Александрович Малыхин | MECHANICAL SLAM-SHUT VALVE, SPOOL TYPE |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007144245A (en) | 2009-06-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8215401B2 (en) | Expandable ball seat | |
| US8613321B2 (en) | Bottom hole assembly with ported completion and methods of fracturing therewith | |
| CA2639869C (en) | Wellhead isolation sleeve assembly | |
| US10161241B2 (en) | Reverse flow sleeve actuation method | |
| US6959766B2 (en) | Downhole ball drop tool | |
| CA2731511C (en) | Expandable ball seat | |
| CA2862627C (en) | Hydraulic powered downhole pump | |
| RU2005113714A (en) | FINISHING A WELL FOR ONE DOWN OF A PUMP AND COMPRESSOR COLUMN | |
| US20140008071A1 (en) | Wellbore Servicing Assemblies and Methods of Using the Same | |
| RU2362872C1 (en) | Shut-off facility of well borehole | |
| RU2291949C2 (en) | Device for cutting off and controlling flow in a well with one or several formations | |
| RU2677520C1 (en) | Well side hole re-entry device | |
| RU2405914C1 (en) | Method and device for well flushing | |
| RU2513896C1 (en) | Method of dual operation of two strata with one well | |
| RU2534118C1 (en) | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well | |
| CA2884170C (en) | Valve, system and method for completion, stimulation and subsequent re-stimulation of wells for hydrocarbon production | |
| CN109072679B (en) | Downhole tool with open/closed axial and lateral fluid passages | |
| BR112015029356B1 (en) | SYSTEM AND METHOD FOR INJECTING INJECTION FLUID AND APPARATUS TO CONTROL THE FLOW THROUGH A TOOL POSITIONED IN THE WELL | |
| US5782302A (en) | Apparatus and method for loading fluid into subterranean formations | |
| RU2339797C1 (en) | Facility for simultaneous-separate operation of multi-horizon well | |
| RU2777032C1 (en) | Set of equipment for multi-stage hydraulic fracturing | |
| RU2766968C1 (en) | Hydraulic circulation valve | |
| RU184369U1 (en) | Device for directing fluid flow | |
| RU2539053C1 (en) | Unit for dual operation of several production facilities at one well (versions) and shutdown valve of revolving type | |
| SU950897A1 (en) | Well-drilling apparatus |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20121129 |