RU2162511C1 - Device for separation of drill string-casing annulus of well equipped with cemented liner - Google Patents
Device for separation of drill string-casing annulus of well equipped with cemented liner Download PDFInfo
- Publication number
- RU2162511C1 RU2162511C1 RU99110638A RU99110638A RU2162511C1 RU 2162511 C1 RU2162511 C1 RU 2162511C1 RU 99110638 A RU99110638 A RU 99110638A RU 99110638 A RU99110638 A RU 99110638A RU 2162511 C1 RU2162511 C1 RU 2162511C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- plug
- plunger
- drill string
- well
- housing
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и найдет применение при герметизации межтрубного пространства скважины с целью предохранения обсадной колонны от действия высокого давления и агрессивных сред. The invention relates to the oil industry and will find application in sealing the annulus of a well in order to protect the casing from high pressure and aggressive environments.
Известно устройство для разобщения пространства скважины, содержащее ствол, уплотнительный элемент с верхним и нижним упорами, коническую втулку со шлицами и пружинами, полый отсекатель, в котором установлено диафрагменное устройство с полостью низкого давления и заполненную жидкостью полость, снизу закрытой поршнем, соединенным со стволом, отсекатель, соединенный с конической втулкой и закрытый плунжером-втулкой [1]. A device for separating the space of a well is known, comprising a barrel, a sealing element with upper and lower stops, a conical sleeve with splines and springs, a hollow shut-off device in which a diaphragm device with a low-pressure cavity and a cavity filled with liquid is closed, which is closed from below by a piston connected to the barrel, a cutter connected to a conical sleeve and closed by a plunger-sleeve [1].
Известное устройство сложно по конструкции и, поскольку центральный канал закрыт поршнем, находит ограниченное применение, препятствует спуску приборов и инструментов. The known device is complex in design and, since the central channel is closed by a piston, it is of limited use, it prevents the descent of instruments and tools.
Наиболее близким аналогом изобретения является устройство для разобщения межтрубного пространства скважины, оборудованной зацементированным хвостовиком, включающее полый корпус с посадочным седлом и плунжер-пробку с заглушкой и частью ее наружной поверхности, выполненной конической под посадочное седло корпуса [2]. The closest analogue of the invention is a device for uncoupling the annular space of a well equipped with a cemented liner, including a hollow body with a landing seat and a plug plug with a plug and a part of its outer surface made conical under the landing seat of the body [2].
Данное устройство также сложно по конструкции, требует для приведения уплотнительных элементов в рабочее состояние расчетный объем эластичной полимерной композиции. This device is also complex in design, it requires to bring the sealing elements into working condition the estimated volume of the elastic polymer composition.
Техническим результатом изобретения является устранение указанных недостатков. The technical result of the invention is the elimination of these disadvantages.
Необходимый технический результат достигается тем, что устройство для разобщения межтрубного пространства скважины, оборудованной зацементированным хвостовиком, включающее полый корпус с посадочным седлом и плунжер-пробку с заглушкой и частью ее наружной поверхности, выполненнoй конической под посадочное седло корпуса, согласно изобретению плунжер-пробка имеет присоединительные резьбы на концах и размещена внутри корпуса, при этом корпус и плунжер-пробка выполнены на одном конце с центрирующими ребрами. The required technical result is achieved in that a device for uncoupling the annular space of a well equipped with a cemented liner, comprising a hollow body with a seat saddle and a plug plunger with a plug and a part of its outer surface made conical under the seat saddle of the housing, according to the invention, the plug plunger threads at the ends and placed inside the housing, while the housing and the plug plug are made at one end with centering ribs.
Hа фиг. 1 изображен общий вид предлагаемого устройства, в частичном продольном разрезе; на фиг. 2 - вид А по фиг. 1, где видны центрирующие ребра корпуса и плунжера-пробки и зазоры между ними; на фиг. 3 - процесс обработки продуктивных пластов импульсно-имплозивным методом - созданием глубокой депрессии на обрабатываемый пласт. In FIG. 1 shows a General view of the proposed device, in partial longitudinal section; in FIG. 2 is a view A of FIG. 1, where the centering ribs of the housing and the plug plug are visible and the gaps between them; in FIG. 3 - the process of processing productive formations by the pulse-implosive method - creating a deep depression on the treated formation.
Устройство для разобщения межтрубного пространства скважины содержит полый корпус 1 (см. фиг. 1) с посадочным седлом 2, присоединительной резьбой 3 и центрирующими ребрами 4, выполненными на его верхнем конце. Корпус снабжен плунжером-пробкой 5, размещенным в нем, с присоединительными резьбами 6 и 7 на концах и конической поверхностью 8, выполненной под седло 2 корпуса 1, центрирующими ребрами 9. A device for uncoupling the annular space of the well contains a hollow body 1 (see Fig. 1) with a
Уплотнительные элементы 10 плунжера с помощью колец 11 и упора 12 поджаты к кольцевому уступу плунжера 5. При создании глубокой депрессии на обрабатываемый пласт к нижней резьбовой нарезке 7 плунжера завинчивают заглушку 13 (см. фиг. 3), образуя таким образом "плунжер-пробку". The sealing elements 10 of the plunger with the help of the rings 11 and the abutment 12 are pressed against the annular ledge of the
Работа устройства заключается в следующем. The operation of the device is as follows.
Корпус 1 перед спуском в скважину освобождают от плунжера-пробки 5 и завинчивают его к верхнему концу хвостовика 14 (см. фиг. 3) и цементируют вместе с ним. Установка хвостовика цементированием связана с необходимостью герметизации эксплуатационных колонн, отключением верхних и промежуточных заводненных пластов, восстановлением малодебитных и бездействующих скважин зарезкой вторых стволов. Годовой объем таких работ в настоящее время только в АО "Татнефть" составляет 120-150 скважин и имеет тенденцию к интенсивному увеличению. The
После ОЗЦ (ожидание затвердевания цемента) насосно-компрессорные трубы (НКТ), на которых спускают хвостовик 14, отсоединяют автоотцепом (не показан) и поднимают на поверхность. Далее продуктивный пласт вскрывают одним из известных способов. After OZZ (waiting for cement to harden) tubing (tubing) on which the
При необходимости в зависимости от вида работ в скважине плунжер 5 оснащают заглушкой 13, после чего его на колонне НКТ 15, снабдив последнюю обратным клапаном 16 и сбивным клапаном 17, спускают в скважину, а устье скважины герметизируют сальниковым уплотнением 18. При достижении плунжером корпуса 1 он своей конической поверхностью 8 садится на седло 2 корпуса, тем самым разобщая внутритрубное пространство 19 хвостовика от межтрубного пространства 20 скважины. Последняя готова для проведения различных технологических операций, при которых стенки скважины уже защищены от действия высокого давления, благодаря чему устройство позволяет:
- провести обработку призабойной зоны (ОПЗ) продуктивных пластов добывающих и нагнетательных скважин импульсивно-депрессионным способом путем создания многократного воздействия на пласт;
- выполнить ОПЗ и водоизоляционные работы с применением различных химических реагентов под давлением без использования извлекаемых пакеров традиционным способом;
- защитить эксплуатационную колонну нагнетательных скважин от высоких давлений нагнетания;
- установить газовый якорь - зонд над корпусом устройства, при этом плунжер будет играть роль нижних уплотнительных манжет. Надежная герметичность плунжер-корпуса обеспечивает безотказный период работы погружных насосов в процессе эксплуатации скважин.If necessary, depending on the type of work in the well, the
- to carry out the treatment of the bottom-hole zone (BHP) of the productive strata of producing and injection wells by the impulsive-depression method by creating multiple effects on the formation;
- to carry out SCR and waterproofing works using various chemical reagents under pressure without using recoverable packers in the traditional way;
- protect the production casing of injection wells from high injection pressures;
- install a gas anchor - a probe above the device body, while the plunger will play the role of the lower sealing cuffs. Reliable tightness of the plunger body ensures a trouble-free period of operation of submersible pumps during the operation of wells.
Обработку ПЗП продуктивных пластов импульсивно-депрессионным способом с применением предлагаемого устройства осуществляют следующим образом. Processing PZP of productive formations by the impulsive-depression method using the proposed device is as follows.
Спускают плунжер-пробку с заглушкой 13 на колонне НКТ 15, снабдив их обратным и сбивным клапанами 16 и 17 соответственно, до посадки плунжера своей конической поверхностью 8 на седло 2 корпуса 1, зацементированного вместе с хвостовиком 14 заранее. При этом обратный клапан 16 служит для снижения уровня скважинной жидкости и участия в создании необходимой депрессии на пласт. После посадки плунжера 5 на седло 2 корпуса инструмент разгружают с целью выталкивания плунжера из корпуса скважинным избыточным давлением. Затем снижают уровень жидкости в скважине до необходимой величины с помощью компрессора (свабированием), после чего устье разгерметизируют и плунжер 5 путем натяжения освобождают от корпуса 1, поднимая примерно на 1 м. Резкое увеличение нагрузки на крюке свидетельствует о выходе плунжера из корпуса. При этом под плунжером создается разряжение - глубокая депрессия, приводящее к интенсивной очистке призабойной зоны пласта. The plunger plug with the
Этот процесс далее повторяют 3-4 раза. При этом создаваемая депрессия в скважине манипулированием плунжера согласовывается с заказчиком (НГДУ). Исходя из этого определяют количество и глубину установки обратных клапанов 16. Причем, как показывает практика, депрессия на пласт не должна быть более 15,0 МПа для эксплуатационной колонны диаметром 168 мм, 20 МПа - для эксплуатационной колонны диаметром 146 мм. Кроме того, при разобщенности непроницаемым пропластком осваиваемого или обрабатываемого пласта и находящегося сверху или снизу от него невскрываемого перфорацией водоносного или обводнившегося пласта, перепад давления на 1 м высоты цементного кольца должен быть не более 20 кгс/см. По окончании работы по созданию глубокой депрессии на пласт сбивной клапан 17 разрушают, что предотвращает излив скважинной жидкости при подъеме инструмента, и колонну НКТ 15 с плунжером поднимают на поверхность. После промывки забоя скважины путем создания циркуляции жидкости, скважину сдают в эксплуатацию. This process is then repeated 3-4 times. In this case, the created depression in the well by manipulating the plunger is agreed with the customer (NGDU). Based on this, the number and depth of installation of check valves are determined 16. Moreover, as practice shows, the depression on the formation should not be more than 15.0 MPa for a production string with a diameter of 168 mm, 20 MPa - for a production string with a diameter of 146 mm. In addition, if the impermeable layer of the developed or treated formation and located above or below it is not covered by perforation of an aquifer or irrigated formation, the pressure drop per 1 m of the height of the cement ring should be no more than 20 kgf / cm. At the end of the work to create a deep depression on the formation, the collapsing
Технико-экономическое преимущество изобретения заключается в следующем. The technical and economic advantage of the invention is as follows.
Его применение исключает использование дорогостоящих разобщающих устройств, упрощает проведение различных технологических операций (ОПЗ, цементирование, изоляционные работы и т. д. ), при этом расширяется область его применения, например создание импульсно-депрессионного эффекта. Its use eliminates the use of expensive disconnecting devices, simplifies the implementation of various technological operations (SCR, cementing, insulation work, etc.), while expanding the scope of its application, for example, the creation of a pulse-depression effect.
Источники информации
1. RU 2057896 C1, 10.04.1996.Sources of information
1. RU 2057896 C1, 04/10/1996.
2. SU 983255 A, 23.12.1982. 2. SU 983255 A, 12.23.1982.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99110638A RU2162511C1 (en) | 1999-05-17 | 1999-05-17 | Device for separation of drill string-casing annulus of well equipped with cemented liner |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU99110638A RU2162511C1 (en) | 1999-05-17 | 1999-05-17 | Device for separation of drill string-casing annulus of well equipped with cemented liner |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2162511C1 true RU2162511C1 (en) | 2001-01-27 |
Family
ID=20220130
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU99110638A RU2162511C1 (en) | 1999-05-17 | 1999-05-17 | Device for separation of drill string-casing annulus of well equipped with cemented liner |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2162511C1 (en) |
-
1999
- 1999-05-17 RU RU99110638A patent/RU2162511C1/en not_active IP Right Cessation
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US2189697A (en) | Cement retainer | |
US4421165A (en) | Multiple stage cementer and casing inflation packer | |
US6474419B2 (en) | Packer with equalizing valve and method of use | |
US7823634B2 (en) | Wellhead isolation sleeve assembly | |
US6918441B2 (en) | Cup tool for high pressure mandrel | |
NO325056B1 (en) | Zero-drilling completion and production system | |
US20110162843A1 (en) | Process and apparatus to improve reliability of pinpoint stimulation operations | |
AU2005201667A1 (en) | Apparatus and method | |
US7669654B2 (en) | Cup tool with three-part packoff for a high pressure mandrel | |
US3111988A (en) | Method for treating selected formations penetrated by a well | |
US2133730A (en) | Oil production apparatus | |
US5133407A (en) | Fluid injection and production apparatus and method | |
US7243733B2 (en) | Cup tool for a high-pressure mandrel and method of using same | |
AU2015201029B2 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
US4600056A (en) | Method and apparatus for completing well | |
US3196946A (en) | Air method of cementing wells | |
RU2162511C1 (en) | Device for separation of drill string-casing annulus of well equipped with cemented liner | |
US20060090904A1 (en) | Cup tool, cup tool cup and method of using the cup tool | |
CA2342657A1 (en) | Zero drill completion and production system | |
RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
CN207177815U (en) | Oil-well pump well casing protection packer | |
RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
CN207131368U (en) | One kind packing bridge blinding bunch tube | |
EP0543642A2 (en) | Downhole seal circulating devices | |
RU44348U1 (en) | DEVICE FOR CEMENTING A TAIL IN A WELL |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100518 |