RU1822901C - Formation fluid back pressure control device for well tests - Google Patents
Formation fluid back pressure control device for well testsInfo
- Publication number
- RU1822901C RU1822901C SU914909777A SU4909777A RU1822901C RU 1822901 C RU1822901 C RU 1822901C SU 914909777 A SU914909777 A SU 914909777A SU 4909777 A SU4909777 A SU 4909777A RU 1822901 C RU1822901 C RU 1822901C
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- plunger
- plunger rod
- annulus
- openings
- Prior art date
Links
Abstract
Цель: повышение надежности устройства в работе при использовании его в процессе испытани неустойчивых продуктивных пластов. Сущность изобретени : устройство состоит из полого корпуса 1. в котором выполнены пропускные надпакерные отверсти 2 и подпакерные отверсти 3. Устройство имеет втулку 4. пружину 5 и полый шток-плунжер 6. В штоке-плунжере 6 выполнены подпакерные отверсти 7, выступ 8 и промывочные отверсти 9. На корпусе 1 устройства установлен пакер 10, Корпус 1 и шток-плунжер 6 могут быть выполнены из нескольких отдельных частей. При увеличении давлени в эатрубном пространстве до тех пор, пока подпакерное отверстие 7 штока-плунжера 6 будут ниже подпакерных отверстий 3, будет перекрыт доступ пластового флюида в полое пространство штока-плунжеоа 6. Пои этом произойдет совмещение отверстий 3 и 9. Через них буровой раствор заполнит шток-плунжер 6 и насосно-компрессорные трубы. При этом производитс подкачка бурового раствора в затрубное пространство. Возможен второй вариант, при котором давление в затрубном пространстве снижаетс , срывают пакер 10 и буровой раствор заполн ет призабойную зону скважины. При этом производ т подкачку бурового раствора в затрубное пространство . 1 ил. ЈPurpose: improving the reliability of the device in use when using it in the process of testing unstable reservoirs. SUMMARY OF THE INVENTION: the device consists of a hollow body 1. in which over-packer openings 2 and under-packer openings are made 3. The device has a bushing 4. spring 5 and a hollow plunger rod 6. In the plunger stock 6 there are under-packer openings 7, a protrusion 8 and flushing openings 9. A packer 10 is installed on the housing 1 of the device, the housing 1 and the stem-plunger 6 can be made of several separate parts. When the pressure in the eatrub space increases until the sub-packer hole 7 of the plunger rod 6 is lower than the sub-packer holes 3, the formation fluid will be blocked from entering the hollow space of the plunger rod 6. Therefore, holes 3 and 9 will be combined through them. will fill the plunger rod 6 and tubing. In this case, drilling fluid is pumped into the annulus. A second option is possible in which the pressure in the annulus decreases, the packer 10 is torn off and the drilling fluid fills the bottomhole zone of the well. In this case, drilling fluid is pumped into the annulus. 1 ill. Ј
Description
0000
ю юyu
Ю ОYu Oh
Изобретение относитс к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам дл управлени противодавлением на неустойчивые продуктивные пла сты при испытании скважин.The invention relates to the oil and gas industry, in particular to devices for controlling back pressure on unstable reservoirs during well testing.
Цель изобретени - повышение надежности устройства в работе при использовании его в процессе испытани неустойчивых продуктивных пластов.The purpose of the invention is to increase the reliability of the device in use when used in testing unstable reservoirs.
На чертеже изображено предлагаемое устройство.The drawing shows the proposed device.
Оно состоит из полого корпуса 1, в котором выполнены пропускные надпакерные отверсти 2 и подпакерные отверсти 3, втулки 4, пружины 5 и полого штока-плунжера 6. В штоке-плунжере 6 выполнены подпа- керные отверсти 7, выступ 8 и промывочные отверсти 9. На корпусе 1 устройства установлен пакер 10. Корпус 1 и шток-плунжер 6 могут быть выполнены из нескольких отдельных частей.It consists of a hollow body 1, in which over-packer holes 2 and under-packer holes 3, bushings 4, springs 5, and a hollow plunger rod 6 are made. In the plunger rod 6, there are sub-packer holes 7, a protrusion 8, and flushing holes 9. A packer 10 is installed on the housing 1 of the device. The housing 1 and the stem-plunger 6 can be made of several separate parts.
Устройство спускают в скважину на на- сосно-компрессорных трубах. В колонне на- сосно-компрессорных груб может устанавливатьс пр мой клапан и тогда часть насосно-компрессорных труб заполн етс буровым или специальным раствором , включа воду, что облегчает спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, а также предотвращает возможность гидравлического или газогидравлического удара на устьевое оборудование.The device is lowered into the well on the tubing. A straight valve can be installed in the tubing string and then part of the tubing is filled with drilling fluid or a special solution, including water, which facilitates the descent of the tubing string into the well, and also prevents the possibility of a hydraulic or gas-hydraulic shock on wellhead equipment.
Устройство работает следующим образом .The device operates as follows.
Герметизируют пакером 10 межтрубное (затрубное пространство выше кровли продуктивного пласта, затем нагнетают под давлением в межтрубное (затрубное) пространство буровой раствор, который через пропускные отверсти 2 давит на уступ 8 штока-плунжера 6, вследствие чего шток- плунжер 8 перемещаетс вниз, сжима пружину 5. При сжатии пружины 5 начинают совмещатьс подпакерные отверсти 7 штока-плунжера 6 и подпакерные отверсти 3 корпуса, образу забойный штуцер, сквозь который буровой раствор с призабойной (подпакермой зоны) и пластовый флюид с пласта начинают поступать сначала в пустое полое пространство штока-плунжера, а затем в иасосно-компрессорные трубы и фонтанную арматуру.Packer 10 is sealed with the annulus (annulus above the top of the reservoir), then the drilling fluid is injected under pressure into the annulus (annulus), which presses through the openings 2 onto the ledge 8 of the plunger rod 6, as a result of which the plunger 8 moves downward, compressing the spring 5. When the spring 5 is compressed, the under-packer openings 7 of the plunger rod 6 and the under-packer openings 3 of the body begin to combine, forming a downhole fitting, through which the drilling fluid with the bottomhole (zone under-pack) and formation fluid with formation begin to flow first into the empty hollow space of the plunger rod, and then into the pump and compressor pipes and fountain fittings.
Площадь проходного сечени (диаметр) щелей (штуцера) регулируютс количествам закачиваемой жидкости в межтрубное пространство или давлением на нагнетательной линии цементировочного агрегата, Площадью проходного сечени (диаметром) щелей (штуцера) в подпакерной зоне поддерживаетс определенное противодавление на неустойчивые продуктивные пласты. Оптимальным противодавлением на неустойчивые продуктивные пласты вл етс The cross-sectional area (diameter) of the slots (nozzle) is controlled by the amount of injected fluid into the annulus or by pressure on the discharge line of the cementing unit. A certain back pressure on unstable reservoirs is maintained by the cross-sectional area (diameter) of the slots (nozzle) in the sub-packer zone. The optimal back pressure on unstable formations is
то противодавление, а следовательно, тот объем бурового раствора, закачанный в межтрубное (затрубное) пространство, или то межтрубное (затрубное) давление, при котором из скважины не выноситс породаthen back pressure, and therefore, that volume of drilling fluid pumped into the annulus (annulus) space, or that annulus (annulus) pressure at which rock is not removed from the well
продуктивного пласта. После установлени оптимального противодавлени на пласт исследуют скважину на режимах, затем глушат .productive formation. After the optimal backpressure on the formation has been established, the well is examined in regimes, then plugged.
Глушение скважины осуществл етс Well killing is carried out
двум способами.in two ways.
По первому способу увеличивают давление в межтрубном (затрубном) пространстве до тех пор, пока подпакерное отверстие 7 штока-плунжера 6 будет ниже подпакерных отверстий 3 корпуса 1, вследствие чего полностью будет перекрыт доступ пластового флюида в полое пространство штока- плунжера 6. При этом произойдет совмещение пропускных отверстий 2 корпуса 1 и промывочных отверстий 9 штока- плунжера б, сквозь которые буровой раствор заполн ет полое пространство штока-плунжера 6 и НКТ. При этом производитс подкачка бурового раствора вAccording to the first method, the pressure in the annular (annular) space is increased until the sub-packer hole 7 of the plunger rod 6 is lower than the sub-packer holes 3 of the housing 1, as a result of which the access of the formation fluid to the hollow space of the plunger rod 6 is completely blocked. the combination of the through holes 2 of the housing 1 and the flushing holes 9 of the plunger rod b, through which the drilling fluid fills the hollow space of the plunger rod 6 and tubing. At the same time, drilling fluid is pumped into
межтрубное (затрубное) пространство.annular (annular) space.
По второму способу снижаетс давление в межтрубном (затрубном) пространстве , вследствие чего пружина 5 возвращает шток-плунжер 6 в исходное положение, приAccording to the second method, the pressure in the annular (annular) space is reduced, as a result of which the spring 5 returns the plunger rod 6 to its original position, with
этом прерываетс доступ пластового флюида в полое пространство штока-плунжера 6, выравниваетс забойное и пластовое давление и прекращаетс доступ пластового флюида в скважину. После снижени давлени в межтрубном (затрубном) пространстве срывают пакер 10, буровой раствор заполн ет призабойную зону скважины, при этом производ т подкачку бурового раствора в межтрубное (затрубное) пространство .this interrupts the access of the formation fluid to the hollow space of the plunger rod 6, equalizes the bottomhole and formation pressure and stops the access of the formation fluid to the well. After the pressure in the annular (annular) space is reduced, the packer 10 is torn off, the drilling fluid fills the bottomhole zone of the well, and the drilling fluid is pumped into the annular (annular) space.
После глушени вторым способом при подъеме насосно-компрессорных труб производ т посто нный долив скважиныAfter jamming in the second way, when raising the tubing, the wells are constantly replenished
Таким образом, предложенное устройство позвол ет управл ть противодавлением на неустойчивые продуктивные пласты при испытании скважин, что повышает качество и сокращает сроки испытани скважин за счет предотвращени разрушени неустойчивых пластов и вызванных ими осложнений технологии испытани скважинThus, the proposed device allows you to control the back pressure on unstable reservoirs when testing wells, which improves the quality and reduces the time of testing wells by preventing the destruction of unstable reservoirs and the resulting complications of the technology of well testing
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU914909777A RU1822901C (en) | 1991-02-07 | 1991-02-07 | Formation fluid back pressure control device for well tests |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU914909777A RU1822901C (en) | 1991-02-07 | 1991-02-07 | Formation fluid back pressure control device for well tests |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU1822901C true RU1822901C (en) | 1993-06-23 |
Family
ID=21559730
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU914909777A RU1822901C (en) | 1991-02-07 | 1991-02-07 | Formation fluid back pressure control device for well tests |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU1822901C (en) |
-
1991
- 1991-02-07 RU SU914909777A patent/RU1822901C/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
1. Муравьев И.М. и др. Технологи и техника добычинефти и газа. - М.: Недра, 1971.С.208. 2. Жуков А.И. Эксплуатаци нефт ных и газовых скважин, М.- Л.:1946, с.117. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4519456A (en) | Continuous flow perforation washing tool and method | |
US6289990B1 (en) | Production tubing shunt valve | |
CA1301633C (en) | Method and apparatus for perforating a well | |
US4465435A (en) | Apparatus for using natural gas pressure for pumping a well | |
RU1822901C (en) | Formation fluid back pressure control device for well tests | |
WO2021247053A1 (en) | Buoyancy assist tool with annular cavity and piston | |
US2268010A (en) | Method of and means for cementing well formations | |
RU19866U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC INFLUENCE ON A BOTTOM BOREHOLE ZONE | |
SU933954A1 (en) | Apparatus for constructing gravel filter | |
CA1286150C (en) | Gas and oil well pumping or swabbing device and method | |
SU1668638A1 (en) | Method of casing cementing and relevant device | |
SU1317093A1 (en) | Safety device | |
SU1479621A1 (en) | Check valve for drill string | |
SU1677264A1 (en) | Method and apparatus for basket cementation of casing string and dead-end cementing plug | |
RU2283943C1 (en) | Clutch for stepped casing pipe cementing | |
SU759702A1 (en) | Packer | |
RU2100572C1 (en) | Downhole valve device for flushing of tubing to remove asphalt-resin-paraffin accumulations | |
RU2131017C1 (en) | Well remedial unit | |
SU1490257A1 (en) | Gas-lift valve | |
SU1023166A1 (en) | Bore-hole preventer | |
SU1087689A1 (en) | Combined liquid lift | |
GB2251446A (en) | Control valve for well cementing operations | |
RU2083805C1 (en) | Device for clearing bottom hole | |
RU1787194C (en) | Circulation valve | |
SU1314025A1 (en) | Method and apparatus for treating hole bottom zone of gushing oil well |