RU2289679C1 - Device for cleaning wells - Google Patents
Device for cleaning wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2289679C1 RU2289679C1 RU2005121355/03A RU2005121355A RU2289679C1 RU 2289679 C1 RU2289679 C1 RU 2289679C1 RU 2005121355/03 A RU2005121355/03 A RU 2005121355/03A RU 2005121355 A RU2005121355 A RU 2005121355A RU 2289679 C1 RU2289679 C1 RU 2289679C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- check valve
- valve
- expanding cone
- valve box
- cutter
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано в качестве оборудования для очистки призабойной зоны пласта и забоя скважины от шлама, песка, парафина, смол и других трудноизвлекаемых промывкой отложений.The invention relates to the oil industry and can be used as equipment for cleaning the bottom-hole zone of the formation and the bottom of the well from sludge, sand, paraffin, resins and other deposits difficult to remove by washing.
Известно устройство для очистки скважины, состоящее из полого штока, выполненного с двумя рядами радиальных каналов, разделенными между собой глухой поперечной перегородкой и в исходном положении перекрытых подвижной подпружиненной втулкой с цилиндрической выборкой внутри. Шток соединен - с расширяющим конусом пакера. Корпус имеет обратный клапан и хвостовик и соединен с расширяющим конусом пакера. Полый шток снабжен сбивным клапаном (Патент РФ №2186947, МПК 7 Е 21 В 37/00, 2002 г.).A device for cleaning a well is known, consisting of a hollow rod made with two rows of radial channels separated by a blank transverse partition and in the initial position blocked by a movable spring-loaded sleeve with a cylindrical selection inside. The rod is connected - with the expansion cone of the packer. The housing has a check valve and a shank and is connected to the expansion cone of the packer. The hollow stem is equipped with a whipping valve (RF Patent No. 2186947, IPC 7 E 21 V 37/00, 2002).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является устройство для очистки скважины, содержащее забойный отсекатель, включающий эластичную манжету и расширяющий конус, ствол с конусным участком вверху, снабженный фигурным пазом на наружной поверхности с продольными коротким и длинным участками, а также установленной на стволе обоймой с направляющим штифтом, свободный конец которого размещен в фигурном пазу, и подпружиненные шлипсы, расширяющий конус и ствол соединены срезными элементами и обратный клапан, посадочный инструмент, включающий корпус с поперечной перегородкой и ниже расположенными радиальными каналами (Патент на полезную модель №37142, МПК 7 Е 21 В 37/00, 2004 г.).The closest in technical essence to the proposed one is a device for cleaning a well, comprising a downhole cutter, including an elastic cuff and an expanding cone, a trunk with a conical section at the top, equipped with a figured groove on the outer surface with longitudinal short and long sections, as well as a clip with a guide pin, the free end of which is placed in a curly groove, and spring-loaded slips, an expanding cone and the barrel are connected by shear elements and a check valve, a landing valve trument comprising a body with a transverse partition disposed below and radial channels (utility model patent №37142, IPC 7 E 21 B 37/00, 2004 YG).
Устройства, как по аналогу, так и по прототипу обладают низкой работоспособностью, обусловленной тем, что в зоне обратного клапана над и под ним в процессе очистки будет накапливаться грязь, в результате чего он будет негерметичен при последующем глушении. Кроме того, в процессе имплозии при наличии крупных кусков грязи и шлама из пласта может забиться лабиринтный канал, образованный радиальными каналами в штоке и цилиндрической выборкой в подвижной втулке. Устройства конструктивно сложны и металлоемки. Наличие длинного хвостовика в аналоге приведет к тому, что песок, вымываемый из пласта, завалит хвостовик и не позволит в дальнейшем извлечь отсекатель из скважины. При этом невозможно проведение операций, связанных с закачкой жидкостей в пласт.Devices, both by analogy and by prototype, have low working capacity, due to the fact that dirt will accumulate in the area of the check valve above and below it during the cleaning process, as a result of which it will be leaky during subsequent muffling. In addition, in the process of implosion in the presence of large pieces of mud and sludge from the formation, the labyrinth channel formed by radial channels in the rod and a cylindrical sample in the movable sleeve may clog. The devices are structurally complex and metal-intensive. The presence of a long shank in the analogue will lead to the fact that the sand washed out of the reservoir will fill the shank and will not allow to remove the cutter from the well in the future. In this case, it is impossible to carry out operations related to the injection of fluids into the reservoir.
Технической задачей предлагаемого изобретения является создание устройства для очистки скважины, обладающего высокой работоспособностью, простого в конструкции и с низкой металлоемкостью.The technical task of the invention is the creation of a device for cleaning wells with high efficiency, simple in design and low metal consumption.
Техническая задача решается предлагаемым устройством для очистки скважины, содержащим забойный отсекатель, включающий эластичную манжету и расширяющий конус ствол с конусным участком вверху, снабженный фигурным пазом на наружной поверхности с продольными коротким и длинным участками, а также установленной на стволе обоймой с направляющим штифтом, свободный конец которого размещен в фигурном пазу, подпружиненные шлипсы, расширяющий конус и ствол, которые соединены срезными элементами, обратный клапан, посадочный инструмент, включающий корпус с поперечной перегородкой и ниже расположенными радиальными каналами.The technical problem is solved by the proposed device for cleaning a well, comprising a downhole cutter, including an elastic cuff and an expanding cone of the barrel with a tapered section at the top, equipped with a figured groove on the outer surface with longitudinal short and long sections, as well as a clip with a guide pin mounted on the barrel, free end which is placed in a figured groove, spring-loaded slips, an expanding cone and a barrel, which are connected by shear elements, a check valve, a landing tool, including Corps with a transverse bulkhead and located below the radial channels.
Новым является то, что обратный клапан забойного отсекателя установлен в клапанной коробке с продольными прорезами и кольцевой выборкой снаружи вверху, а клапанная коробка герметично вставлена в расширяющий конус с возможностью принудительного извлечения, причем радиальные каналы в корпусе посадочного инструмента находятся на одном уровне с седлом обратного клапана; в поперечной перегородке расположен запорный клапан, выполненный в виде двух соединенных между собой цилиндрических стержней большего диаметра в верхней части и меньшего - в нижней части с опорной головкой вверху и опорным поперечным ограничителем внизу, в исходном положении зафиксированный срезным элементом и взаимодействующий в рабочем положении с клапанной коробкой обратного клапана забойного отсекателя; корпус посадочного инструмента и расширяющий конус соединены срезными элементами; обойма ствола забойного отсекателя снабжена пружинными центраторами, а шлипсы закреплены на рычагах, связанных с обоймой.New is that the downhole check valve is installed in a valve box with longitudinal cuts and an annular sample from the top above, and the valve box is hermetically inserted into the expansion cone with the possibility of forced extraction, and the radial channels in the landing tool body are flush with the check valve seat ; in the transverse baffle there is a shut-off valve made in the form of two connected cylindrical rods of a larger diameter in the upper part and a smaller one in the lower part with a support head at the top and a supporting transverse stop at the bottom, fixed in the initial position by a shear element and interacting with the valve in the working position downhole check valve box; the landing tool body and the expanding cone are connected by shear elements; the barrel holder of the bottomhole cutter is equipped with spring centralizers, and the slips are mounted on levers associated with the holder.
На фиг.1 - изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, спущенное в скважину.Figure 1 - shows the proposed device in longitudinal section, lowered into the well.
На фиг.2 - то же самое в момент очистки скважины.Figure 2 is the same at the time of cleaning the well.
На фиг.3 - забойный отсекатель в скважине после подъема посадочного инструмента.Figure 3 - downhole cutter in the well after lifting the landing tool.
На фиг.4 - развертка фигурного паза на стволе забойного отсекателя.Figure 4 is a scan of a shaped groove on the barrel of a face cutter.
Устройство состоит из забойного отсекателя (фиг.1), который включает эластичную манжету 1, установленную на расширяющем конусе 2, который соединен срезными элементами 3 со стволом 4 с конусным участком 5, снабженным фигурным пазом 6 (фиг.4) на наружной поверхности с коротким 7 и длинным 8 участками. На стволе 4 (фиг.1) установлена обойма 9 с направляющим штифтом 10, свободный конец который находится в фигурном пазу 6. На обойме 9 установлены пружинные центраторы 11, а выше них - шлипсы 12 на рычагах 13, соединенных обоймой 9. Обратный клалан 14 забойного отсекателя установлен в клапанной коробке 15 с продольными прорезами 16 и кольцевой выборкой 17 снаружи вверху. Клапанная коробка 15 герметично вставлена в расширяющий конус 2 с возможностью принудительного извлечения.The device consists of a downhole shut-off device (Fig. 1), which includes an elastic cuff 1 mounted on an expansion cone 2, which is connected by shear elements 3 to the barrel 4 with a conical section 5 provided with a figured groove 6 (Fig. 4) on the outer surface with a short 7 and 8 long sections. On the barrel 4 (FIG. 1), a ferrule 9 is installed with a
С верхней частью расширяющего конуса 2 срезными элементами 18 соединен корпус 19 посадочного инструмента, внутри которого расположена поперечная перегородка 20 с запорным клапаном 21, выполненным в виде двух соединенных между собой цилиндрических стержней большего диаметра 22 в верхней части и меньшего 23 - в нижней части с опорной головкой 24 вверху и опорным поперечным ограничителем 25 внизу, в исходном положении зафиксированным срезным элементом 26 и взаимодействующим в рабочем положении с клапанной коробкой 15 обратного клапана 14 забойного отсекателя. В нижней части корпуса 19 на уровне седла обратного клапана 14 находятся радиальные каналы 27, назначение которых - способствовать промывке этого клапана. Сопрягаемые поверхности деталей снабжены уплотнительными кольцами 28. Корпус 19 с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 29 образуют депрессионную камеру 30, находящуюся под атмосферным давлением. Внутри нижней трубы колонны НКТ 29 расположен сбивной клапан 31.A housing 19 of a landing tool is connected to the upper part of the expanding cone 2 by shear elements 18, inside of which there is a transverse partition 20 with a shut-off valve 21 made in the form of two connected cylindrical rods of a larger diameter 22 in the upper part and a smaller 23 in the lower part with a support the head 24 at the top and the supporting transverse stop 25 at the bottom, in the initial position, fixed by a shear element 26 and interacting in the working position with the valve box 15 of the check valve 14 of the bottomhole tsekatelya. In the lower part of the housing 19 at the level of the seat of the check valve 14 there are radial channels 27, the purpose of which is to facilitate the flushing of this valve. The mating surfaces of the parts are provided with o-rings 28. The housing 19 with the tubing string 29 form a depression chamber 30 under atmospheric pressure. Inside the bottom pipe of the tubing string 29 is a knockdown valve 31.
Работает устройство следующим образом.The device operates as follows.
Устройство на колонне НКТ 29 спускают в скважину из расчета, чтобы шлипсы 12, а следовательно, и эластичная манжета 1 находились выше перфорированных отверстий продуктивного пласта, а направляющий штифт 10 - в положении, изображенном на фиг.4. Затем устройство приподнимают примерно на 1 метр и вновь опускают, в результате направляющий штифт 10 перемещается в длинный участок фигурного паза 6, а конусный участок 5 (фиг.1) ствола 4 наезжает на шлипсы 12, которые приходят в соприкосновение с обсадной колонной 32 и тем самым фиксируют относительно нее забойный отсекатель. Колонну НКТ 29 разгружают, срезные элементы 3 разрушаются и расширяющий конус 2 опускается вниз, растягивает и прижимает эластичную манжету 1 к стенкам обсадной колонны 32, разобщая тем самым внутрискважинное пространство. При дальнейшей разгрузке НКТ происходит разрушение срезных элементов 18, а коробка 15 приходит в соприкосновение с запорным клапаном 21 и приподнимает его до соприкосновения поперечного ограничителя 25 с поперечной перегородкой 20. В результате происходит соединение внутреннего пространства корпуса 19 и депрессионной камеры 30 колонны НКТ 29 с пространством скважины под забойным отсекателем. А так как внутри колонны НКТ 29 давление атмосферное, то на пласт создается значительная депрессия. Под действием разницы давлений загрязнения и шлам из пласта с забоя и со стенок скважины через ствол 4, конус 2, продольные пазы 16 обратного клапана 14, отверстие 33 в поперечной перегородке 20 попадают в верхнюю часть корпуса 19 посадочного инструмента и далее в колонну НКТ 29.The device on the tubing string 29 is lowered into the well so that the slips 12, and therefore the elastic sleeve 1, are higher than the perforated holes of the reservoir, and the
Для исключения самопроизвольного извлечения клапанной коробки 15 из расширяющего конуса 2 они фиксируются относительно друг друга замковым механизмом 34 (например, пружинным кольцом), открывающимся при превышении расчетной нагрузки, которая выше чем нагрузка, действующая на клапанную коробку 15 при создании депрессии. Через определенный промежуток времени (это время для каждой скважины и каждого пласта разное и зависит от пластового давления, пористости, проницаемости и степени загрязненности пласта, его определяют экспериментальным путем). НКТ 29 с посадочным инструментом поднимают на поверхность, при этом клапан 21 закрывается, благодаря чему все загрязнения из скважины будут находиться внутри НКТ 29. В скважине остается забойный отсекатель.To avoid spontaneous removal of the valve box 15 from the expansion cone 2, they are fixed relative to each other by a locking mechanism 34 (for example, a spring ring), which opens when the calculated load is exceeded, which is higher than the load acting on the valve box 15 when creating a depression. After a certain period of time (this time for each well and each formation is different and depends on the reservoir pressure, porosity, permeability and degree of contamination of the formation, it is determined experimentally). The tubing 29 with the planting tool is raised to the surface, while the valve 21 is closed, so that all contaminants from the well will be inside the tubing 29. The downhole cutter remains in the well.
Для слива жидкости из НКТ 29 перед подъемом в колонну НКТ 29 сбрасывают груз (на фиг. не показан) и разрушают сбивной клапан 31.To drain the fluid from the tubing 29 before lifting into the string of tubing 29 dump the load (in Fig. Not shown) and destroy the knockdown valve 31.
Депрессию на пласт можно регулировать путем заливки расчетного объема жидкости в НКТ. Затем в скважину спускают насос (на фигурах 1, 2, 3 и 4 не показан) и производят освоение и эксплуатацию в обычном порядке.Depression on the formation can be controlled by pouring the calculated volume of fluid into the tubing. Then, a pump is lowered into the well (not shown in figures 1, 2, 3 and 4) and development and operation are carried out in the usual manner.
При необходимости закачки технологической жидкости в пласт, находящийся под забойным отсекателем, из скважины извлекают насос и спускают наружную труболовку (на фиг. не показана), которая захватывает клапанную коробку 15 за кольцевую выборку 17 и извлекает клапанную коробку 15 с обратным клапаном 14 из расширяющего конуса 2, преодолевая усилие замкового механизма 34 (см. фиг.3). После чего можно проводить любые технологические операции с пластом. Для дальнейшей эксплуатации пласта клапанную коробку 15 с обратным клапаном 14 устанавливают в расширяющий конус 2, спускают насос и производят дальнейшее освоение.If it is necessary to pump the process fluid into the formation located under the bottomhole cutter, a pump is removed from the well and an outer tube (not shown in Fig.) Is lowered, which grasps valve box 15 by ring sample 17 and removes valve box 15 with check valve 14 from the expansion cone 2, overcoming the force of the locking mechanism 34 (see figure 3). Then you can carry out any technological operations with the reservoir. For further operation of the reservoir, the valve box 15 with the check valve 14 is installed in the expansion cone 2, the pump is lowered and further development is carried out.
Предлагаемое устройство проще по конструкции, чем известные, и, следовательно, менее металлоемкое и более работоспособное и функциональное, так как обратный клапан в забойном отсекателе расположен в его верхней части, что предотвращает забивание отсекателя грязью и шламом при очистке продуктивного пласта, а его клапанная коробка выполнена извлекаемой, что позволяет производить закачку технологических жидкостей в пласт. Положительную роль здесь также играет то, что в забойном отсекателе и в посадочном инструменте отсутствуют лабиринтные зоны по пути движения загрязнений и шлама.The proposed device is simpler in design than the known ones, and, therefore, less metal-intensive and more efficient and functional, since the check valve in the bottomhole cutter is located in its upper part, which prevents clogging of the cutter with dirt and sludge when cleaning the reservoir, and its valve box made extractable, which allows for the injection of process fluids into the reservoir. A positive role is also played by the fact that there are no labyrinth zones in the downhole cutter and in the planting tool along the path of pollution and sludge movement.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005121355/03A RU2289679C1 (en) | 2005-07-07 | 2005-07-07 | Device for cleaning wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005121355/03A RU2289679C1 (en) | 2005-07-07 | 2005-07-07 | Device for cleaning wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2289679C1 true RU2289679C1 (en) | 2006-12-20 |
Family
ID=37666849
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005121355/03A RU2289679C1 (en) | 2005-07-07 | 2005-07-07 | Device for cleaning wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2289679C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101975040A (en) * | 2010-09-30 | 2011-02-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Spill-preventing and blowout preventing device for sand washing |
RU2447261C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well clean-up |
CN105834174A (en) * | 2016-05-28 | 2016-08-10 | 胜利油田胜兴集团有限责任公司 | Wellhead oil pipe cleaning device |
-
2005
- 2005-07-07 RU RU2005121355/03A patent/RU2289679C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN101975040A (en) * | 2010-09-30 | 2011-02-16 | 中国石油化工股份有限公司 | Spill-preventing and blowout preventing device for sand washing |
CN101975040B (en) * | 2010-09-30 | 2013-05-29 | 中国石油化工股份有限公司 | Spill-preventing and blowout preventing device for sand washing |
RU2447261C1 (en) * | 2011-05-27 | 2012-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well clean-up |
CN105834174A (en) * | 2016-05-28 | 2016-08-10 | 胜利油田胜兴集团有限责任公司 | Wellhead oil pipe cleaning device |
CN105834174B (en) * | 2016-05-28 | 2018-03-09 | 胜利油田胜兴集团有限责任公司 | Well mouth oil pipe cleaning device |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
RU2289679C1 (en) | Device for cleaning wells | |
RU184050U1 (en) | Hydraulic nozzle | |
RU49099U1 (en) | WELL CLEANING DEVICE | |
RU2291950C1 (en) | Device for restoration and preservation of collector properties of formation | |
RU2186947C2 (en) | Device for well cleaning | |
RU2398957C1 (en) | Facility for operation and clean-up of well | |
RU42577U1 (en) | WELL CLEANING DEVICE | |
RU48578U1 (en) | DEVICE FOR RESTORING AND SAVING LAYER PRODUCTIVITY | |
RU49100U1 (en) | WELL CLEANING DEVICE | |
RU48361U1 (en) | DEVICE FOR RESTORING COLLECTOR PROPERTIES OF THE FORM | |
RU2188303C2 (en) | Device for building up of differential pressure onto formation | |
RU2568615C1 (en) | Reservoir cleaning and completion device | |
RU52089U1 (en) | WELL CLEANING DEVICE | |
RU52091U1 (en) | DEVICE FOR RESTORING AND SAVING LAYER PRODUCTIVITY | |
RU2439309C1 (en) | Oil well development device | |
RU2199658C2 (en) | Technique of completion of oil well | |
RU2225937C1 (en) | Device for cleaning and opening up wells | |
RU2604246C1 (en) | Device for cleaning and development of formation | |
RU43907U1 (en) | ADJUSTABLE HYDRAULIC BOILER | |
RU2229016C2 (en) | Device for secondary opening and creating depression upon a layer | |
RU2252308C1 (en) | Device for cleaning and preserving productiveness of bed | |
RU2244099C1 (en) | Device for cleaning bed and maintaining bed productiveness | |
RU38022U1 (en) | WELL CLEANING DEVICE | |
US2077760A (en) | Hydraulically controlled sand testing device |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PC4A | Invention patent assignment |
Effective date: 20091211 |
|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20190708 |