RU2206715C2 - Liner for water-encroached producing well - Google Patents
Liner for water-encroached producing well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2206715C2 RU2206715C2 RU2001118944A RU2001118944A RU2206715C2 RU 2206715 C2 RU2206715 C2 RU 2206715C2 RU 2001118944 A RU2001118944 A RU 2001118944A RU 2001118944 A RU2001118944 A RU 2001118944A RU 2206715 C2 RU2206715 C2 RU 2206715C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- liner
- packer
- check valve
- oil
- shank
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Check Valves (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к средствам сохранения коллекторских свойств пласта. The invention relates to the oil industry, in particular to means for preserving the reservoir properties of the reservoir.
Известен хвостовик, содержащий пакер и колонну труб, которая уперта в забой и перфорирована в нижней части (см. Ибрагимов Г.З. и др. Разработка нефтяных месторождений, т.II. М., 1994, с.76). Known liner containing a packer and a pipe string, which is abutted in the bottom and perforated in the lower part (see Ibragimov GZ and other Development of oil fields, T. II.M., 1994, p.76).
Недостатком хвостовика является отсутствие защиты продуктивного пласта от жидкости глушения во время ремонтов. The disadvantage of the liner is the lack of protection of the reservoir from the kill fluid during repairs.
Наиболее близка по своей технической сути к предлагаемому глубинно-насосная установка для добычи нефти по а.с. 724693. Она содержит хвостовик, представляющий собой колонну труб с пакером наверху и обратным клапаном внизу. Closest in its technical essence to the proposed deep-well pumping unit for oil production by AS 724693. It contains a liner, which is a pipe string with a packer at the top and a check valve at the bottom.
Клапан предотвращает попадание жидкости глушения при ремонте скважин в продуктивный пласт. The valve prevents killing fluid from entering wells during well repair.
Недостатками устройства является сложность конструкции пакера и клапана. The disadvantages of the device is the design complexity of the packer and valve.
Целью изобретения является упрощение конструкции хвостовика и упрощение работ с ним. The aim of the invention is to simplify the design of the shank and simplify the work with him.
Эта цель достигается тем, что в известном хвостовике для обводненной добывающей скважины, включающем пакер и колонну труб с обратным клапаном, пакер выполнен в виде двух противоположно направленных самоуплотняющихся манжет, а обратный клапан может быть выполнен в виде дополнительной самоуплотняющейся манжеты, установленной раструбом вниз, при этом в нижней части хвостовика сделано отверстие. Кроме того, для скважин с большим газосодержанием в верхней части хвостовика, ниже манжет выполнено отверстие, перекрываемое золотниковым клапаном с поплавком, имеющим положительную плавучесть в нефти. This goal is achieved by the fact that in the well-known liner for a water-cut producing well, including a packer and a pipe string with a check valve, the packer is made in the form of two oppositely directed self-sealing cuffs, and the check valve can be made in the form of an additional self-sealing cuff installed with the socket down, with a hole is made in the bottom of the shank. In addition, for wells with a high gas content in the upper part of the liner, a hole is made below the cuffs, which is blocked by a slide valve with a float having positive buoyancy in oil.
Сущность изобретения заключается в том, что вместо подвешивания хвостовика на стационарном пакере, его устанавливают на забой скважины, а верхнюю его часть герметизируют двумя противоположно направленными самоуплотняющимися манжетами. Обратный клапан может быть заменен дополнительной самоуплотняющейся манжетой, которая, как и обратный клапан, пропускает жидкость "от пласта", а "к пласту" не пропускает. При наличии большого газового фактора возможно скопление газа под пакером, поэтому на этот случай устанавливают золотниковый клапан с поплавком, который сбрасывает газ в хвостовик. The essence of the invention lies in the fact that instead of hanging the liner on a stationary packer, it is installed on the bottom of the well, and its upper part is sealed with two oppositely directed self-sealing cuffs. The non-return valve can be replaced by an additional self-sealing cuff, which, like the non-return valve, passes fluid "from the reservoir" and does not pass "to the reservoir". If there is a large gas factor, gas accumulation under the packer is possible, therefore, a spool valve with a float is installed in this case, which discharges gas into the shank.
На фиг.1 изображен хвостовик по п.1 формулы изобретения. Хвостовик содержит заглушенную снизу колонну труб 1 с парой самоуплотняющихся манжет 2, обратным клапаном 3 и воронкой 10 на верхнем конце для предотвращения попадания посторонних предметов в межтрубное пространство. Манжеты 2 расположены выше продуктивного пласта 4, а над хвостовиком находится насосная установка 5. Figure 1 shows the shank according to claim 1 of the claims. The shank comprises a pipe string 1 plugged from below with a pair of self-sealing cuffs 2, a check valve 3 and a
На фиг.2 вместо клапана 3 установлена дополнительная манжета 6, а в колонне труб выполнено отверстие 7. In Fig.2, instead of valve 3, an
На фиг. З в верхней части хвостовика сделано отверстие 8 с золотниковым клапаном 9, имеющим положительную плавучесть в нефти. In FIG. In the upper part of the liner, a
Работает хвостовик следующим образом. The shank works as follows.
При очередном ремонте хвостовик спускают в обводненную добывающую скважину таким образом, чтобы манжеты 2 находились над продуктивным пластом, а обратный клапан 3 - ниже продуктивного пласта. При работе насоса 5 жидкость из пласта через клапан 3 попадает сначала в полость хвостовика, а затем дальше в полость скважины и насос. At the next repair, the liner is lowered into the flooded production well so that the cuffs 2 are above the reservoir, and the check valve 3 is below the reservoir. When pump 5 is operating, fluid from the formation through valve 3 first enters the liner cavity, and then further into the well cavity and the pump.
Так как плотность нефти меньше, чем у воды, под манжетами скапливается нефть, и она заполняет все пространство от манжеты, установленной раструбом вниз, до обратного клапана 3. А ниже клапана находится вода из пласта. В результате против пласта всегда находится нефть, а не вода, как при обычной эксплуатации скважины. Since the density of oil is less than that of water, oil accumulates under the cuffs, and it fills the entire space from the cuff installed with the socket down to the check valve 3. And below the valve there is water from the reservoir. As a result, there is always oil, and not water, against the formation, as in normal well operation.
Во время ремонтов обратный клапан 3 и верхняя манжета не пропускают жидкость глушения к пласту и предотвращают ухудшение проницаемости его призабойной зоны от задавливания в нее жидкости глушения. А воронка 10 препятствует попаданию во время ремонтов случайно упавших в скважину предметов в зазор между хвостовиком и обсадной колонной, что может приводить к заклиниванию последнего. During repairs, the check valve 3 and the upper cuff do not pass the kill fluid to the formation and prevent the permeability of its bottom-hole zone from deteriorating from squeezing the kill fluid into it. And the
При использовании в качестве обратного клапана манжеты 6 (фиг.2) хвостовик работает так же. When used as a check valve cuff 6 (figure 2), the shank works the same way.
При большом газовом факторе и забойном давлении ниже давления насыщения используют третий вариант. With a large gas factor and bottomhole pressure below the saturation pressure, the third option is used.
В этом случае под манжетами 2 скапливается не только нефть, но и газ, и когда его уровень снижается ниже поплавкового золотника 9, последний опускается и газ через отверстие 9 уходит в полость скважины. Если же газ не выпускать, то при ремонтах он может быть задавлен в пласт, что ухудшит его проницаемость. In this case, not only oil but also gas accumulates under the cuffs 2, and when its level decreases below the
Таким образом, предложенный хвостовик как во время эксплуатации, так и ремонта скважины предотвращает попадание воды и жидкости глушения в пласт, чем сохраняет проницаемость его призабойной зоны. Thus, the proposed liner both during operation and well repair prevents water and killing fluid from entering the formation, which preserves the permeability of its bottom-hole zone.
Кроме того, постоянный контакт вскрытой поверхности пласта с нефтью приводит при колебаниях давления к постепенному проникновению нефти в обводненные участки пласта и их гидрофобизации, благодаря чему может происходить и снижение обводненности продукции. In addition, the constant contact of the exposed surface of the formation with oil leads to gradual penetration of oil into the flooded areas of the formation and their hydrophobization during pressure fluctuations, due to which a decrease in water cut of the product can occur.
При необходимости с помощью труболовки хвостовик может быть легко извлечен из скважины. If necessary, using a tube, the liner can be easily removed from the well.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001118944A RU2206715C2 (en) | 2001-07-06 | 2001-07-06 | Liner for water-encroached producing well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001118944A RU2206715C2 (en) | 2001-07-06 | 2001-07-06 | Liner for water-encroached producing well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2206715C2 true RU2206715C2 (en) | 2003-06-20 |
RU2001118944A RU2001118944A (en) | 2003-07-20 |
Family
ID=29209972
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001118944A RU2206715C2 (en) | 2001-07-06 | 2001-07-06 | Liner for water-encroached producing well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2206715C2 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115095295A (en) * | 2022-06-28 | 2022-09-23 | 陈大野 | Bottom hole self-sealing device |
-
2001
- 2001-07-06 RU RU2001118944A patent/RU2206715C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN115095295A (en) * | 2022-06-28 | 2022-09-23 | 陈大野 | Bottom hole self-sealing device |
CN115095295B (en) * | 2022-06-28 | 2023-11-21 | 陈大野 | Self-sealing device at bottom of well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2196892C2 (en) | Device and system (versions) for increase of liquid recovery from underground beds | |
US3130798A (en) | Method for drilling bore holes | |
US4260334A (en) | Ground dewatering system | |
RU2147336C1 (en) | Device for hydraulic-pulse treatment of bed | |
RU2206715C2 (en) | Liner for water-encroached producing well | |
US7000694B2 (en) | Oil anchor | |
RU2269643C2 (en) | Method and system for crude oil production from well | |
US4335786A (en) | Oil well pumping string tubular extension for increasing oil to salt water ratio | |
US2607426A (en) | Pumping technique to prevent excessive water coning | |
US3134438A (en) | Method of producing oil | |
RU2300668C2 (en) | Pumping block for well operation (variants) | |
RU95026U1 (en) | RING LIMITER OF LIQUID, GAS OR GAS-LIQUID MIXTURE IN A WELL | |
RU3143U1 (en) | DRILL PUMP FILTER | |
RU2125663C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit | |
SU1087689A1 (en) | Combined liquid lift | |
RU2121053C1 (en) | Downhole valve device | |
RU1331U1 (en) | A device for oil production from a waterlogged well | |
RU2259473C2 (en) | Water-flooded reservoir development method (variants) | |
SU976128A1 (en) | Well pump installation | |
RU2724708C1 (en) | Wellhead equipment of oil producing wells | |
SU1280114A1 (en) | Arrangement for operating wells in heat action upon formation | |
US4886116A (en) | Natural gas production apparatus with bottom-hole separator | |
RU97103291A (en) | METHOD OF OPERATING FOUNTAIN WELLS WITH USE OF GAS-LIFT EFFECT OF ASSOCIATED OIL GAS | |
RU2298085C1 (en) | Device for well cleaning of sand plug | |
RU2163661C2 (en) | Installation to pump fluid into pool |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
QB4A | License on use of patent |
Effective date: 20090302 |
|
QZ4A | Changes in the licence of a patent |
Effective date: 20090302 |
|
QZ41 | Official registration of changes to a registered agreement (patent) |
Effective date: 20120807 Free format text: LICENCE FORMERLY AGREED ON 20090302 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20120707 |
|
TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -QB4A- IN JOURNAL: 10-2009 Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -QZ4A- IN JOURNAL: 26-2012 Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -QZ4A- IN JOURNAL: 34-2009 |