RU2299315C1 - Device for reservoir treatment and collecting reservoir properties retention - Google Patents
Device for reservoir treatment and collecting reservoir properties retention Download PDFInfo
- Publication number
- RU2299315C1 RU2299315C1 RU2005135810/03A RU2005135810A RU2299315C1 RU 2299315 C1 RU2299315 C1 RU 2299315C1 RU 2005135810/03 A RU2005135810/03 A RU 2005135810/03A RU 2005135810 A RU2005135810 A RU 2005135810A RU 2299315 C1 RU2299315 C1 RU 2299315C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- stem
- barrel
- packer
- short
- long
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при их обработке и эксплуатации.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for separating formations in a well during their processing and operation.
Известно устройство для обработки пластов в скважине (см. а.с. SU № 2234589 МПК 7 Е21В 33/12, опубл. БИ № 23 от 20.08.2004 г.), содержащее пакер, включающий корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол и золотник, снабженные радиальными каналами, при этом корпус пакера выполнен проходным в осевом направлении, а золотник разобщителя расположен внутри его ствола, соединен с ним срезными элементами, заглушен снизу и имеет по наружной поверхности выше заглушенного участка меньший диаметр, образующий со стволом полость, сообщающуюся через радиальные каналы с внутренним пространством разобщителя, снабжен конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и посадочным седлом для шара, сбрасываемого во внутрь устройства перед обработкой второго пласта.A device for processing formations in a well is known (see AS SU No. 2234589 IPC 7 Е21В 33/12, publ. BI No. 23 of 08/20/2004), containing a packer including a housing and an elastic sleeve, a disconnector including a trunk and a spool provided with radial channels, while the packer body is made axially through, and the disconnector spool is located inside its trunk, connected to it by shear elements, blanked from below and has a smaller diameter on the outer surface above the blanked section, forming a cavity communicating with the trunk through radial s channels with the interior of the disconnector, is provided with a conical bore in which a stop ring cooperating with an annular groove situated in the bottom of the barrel, and a mounting seat for the ball, in the disposable into the apparatus before processing the second reservoir.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки пластов в скважине (см. патент на полезную модель RU № 36852 МПК 7 Е21В 33/12, опубл. БИ № 9 от 27.03.2004 г.), содержащее пакер, включающий корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол, снабженный радиальными каналами, и золотник, при этом корпус пакера выполнен проходным и снизу снабжен перепускным клапаном, пропускающим сверху вниз, причем в нижней части корпуса выполнены радиальные каналы, сообщающие внутреннее пространство пакера с подпакерным пространством, при этом золотник расположен внутри корпуса пакера и ствола разобщителя и соединен со стволом срезными элементами, причем место расположения золотника определяют по следующей зависимости:The closest in technical essence is a device for processing formations in a well (see patent for utility model RU No. 36852 IPC 7 ЕВВ 33/12, publ. BI No. 9 of 03/27/2004), containing a packer including a housing and an elastic sleeve , a disconnector, including a barrel equipped with radial channels, and a spool, the packer body being made through and the bottom equipped with a bypass valve, passing from top to bottom, and in the lower part of the body there are radial channels communicating the inside of the packer with a sub-packer space, p In this case, the spool is located inside the packer body and the disconnector barrel and connected to the barrel by shear elements, and the location of the spool is determined by the following relationship:
b≥a+8÷10 мм,b≥a + 8 ÷ 10 mm,
где а - расстояние от нижнего торца золотника до нижнего уплотнения корпуса пакера, мм;where a is the distance from the lower end of the spool to the lower seal of the packer body, mm;
b - расстояние от верхнего торца золотника до верхнего уплотнения ствола разобщителя, мм.b is the distance from the upper end of the valve to the upper seal of the disconnector barrel, mm.
Золотник выполнен с посадочным седлом для шара сбрасываемого внутрь устройства перед обработкой второго пласта.The spool is made with a landing seat for a ball discharged into the device before processing the second layer.
Как аналогу, так и прототипу присущи общие недостатки:Both analog and prototype have common disadvantages:
- во-первых, ограниченные функциональные возможности, поскольку невозможно отсечь обратное попадание жидкости в нижний пласт;- firstly, limited functionality, since it is impossible to cut off the return fluid in the lower layer;
- во-вторых, невозможно извлечь золотник из ствола пакера, что необходимо в случае работы с двумя пластами, например, при свабировании (очистки пластов от продуктов реакции после поочередной обработки пластов);- secondly, it is impossible to remove the spool from the packer barrel, which is necessary in case of working with two layers, for example, when swabbing (cleaning the layers of reaction products after sequential processing of the layers);
- в третьих, сложный технологический процесс применения, связанный со сбрасыванием шара с устья скважины и созданием дополнительно избыточного давления в колонне труб для переключения устройства на верхний пласт, а это требует привлечения насосного агрегата и дополнительной технологической жидкости для заполнения колонны труб. Кроме того, у прототипа необходимо строгое соблюдение вышеуказанной зависимости и конструктивных размеров, нарушение которых может привести устройство в нерабочее состояние.- thirdly, a complex application process associated with dropping the ball from the wellhead and creating additional excess pressure in the pipe string to switch the device to the upper formation, and this requires the involvement of a pumping unit and additional process fluid to fill the pipe string. In addition, the prototype must strictly comply with the above dependencies and structural dimensions, the violation of which can lead the device to an inoperative state.
Задачей изобретения является расширение функциональных возможностей устройства и упрощение технологии его применения.The objective of the invention is to expand the functionality of the device and simplify the technology of its application.
Поставленная задача решается устройством для обработки и сохранения коллекторских свойств пласта, содержащим колонну труб, разобщитель, включающий ствол с клапаном внизу и герметично вставленным в его проходной канал золотником, оснащенный посадочным седлом под шар, пакер, установленный в верхней части ствола, срезной элемент.The problem is solved by a device for processing and preserving the reservoir properties of the formation, containing a pipe string, a disconnector, including a barrel with a valve at the bottom and a spool sealed into its passage channel, equipped with a seating seat for a ball, a packer installed in the upper part of the barrel, a shear element.
Новым является то, что пакер выполнен в виде двух установленных жестко на стволе разнонаправленных самоуплотняющихся манжет, а колонна труб соединена срезным элементом со стволом, ниже которого дополнительно оснащена кожухом, перекрывающим сверху пакер, при этом ниже пакера на стволе выполнена кольцевая выборка, ограниченная сверху и снизу соответственно верхним и нижним конусами, между которыми с возможностью продольного и вращательного движения установлен стакан, оснащенный пальцем, а на стакане сверху и снизу установлены верхние и нижние шлипсы, оснащенные соответствующими верхними и нижними подпружиненными от стакана центраторами и выполненными с возможностью взаимодействия соответственно с верхним и нижним конусами, причем на наружной поверхности втулки для взаимодействия с пальцем выполнены два коротких и между ними один длинный продольные пазы, последовательно соединенные между собой фигурными пазами, один из которых соединяет низ первого из коротких продольных пазов, являющегося транспортным, с серединой длинного продольного паза, являющегося рабочим, а другой - низ длинного продольного паза с серединой другого короткого продольного паза, расположенного в районе середины длинного продольного паза и являющегося съемным узлом, при этом ствол изнутри снизу оснащен цилиндрической выборкой со штифтом, внутри которой расположена подпружиненная вверх втулка с чередующимися короткими и длинными осевыми проточками под штифт, соединенными так, что при возвратно-поступательном перемещении втулки относительно ствола штифт располагался последовательно в каждом, причем золотник выше посадочного седла оснащен ловильной головкой с радиальными каналами, а снизу заглушен и оснащен пружинным кольцом и срывным упором, выполненными с возможностью взаимодействия с цилиндрической выборкой ствола, а также расположенным ниже жестким упором, выполненным с возможностью взаимодействия со втулкой сверху, при этом клапан изготовлен в виде радиальных отверстий золотника, расположенных ниже жесткого упора и выполненных с возможностью герметичного перекрытия в транспортном положении стволом ниже цилиндрической выборки.New is that the packer is made in the form of two multidirectional self-sealing cuffs rigidly mounted on the barrel, and the pipe string is connected by a shear element to the barrel, below which is additionally equipped with a casing overlapping the packer on top, while below the packer, an annular selection is made limited to the top and from the bottom, respectively, by the upper and lower cones, between which with the possibility of longitudinal and rotational movement a glass equipped with a finger is installed, and on the glass above and below the upper and lower slips equipped with corresponding upper and lower centralizers spring-loaded from the glass and configured to interact with the upper and lower cones, respectively, and on the outer surface of the sleeve for interaction with the finger, two short and one long longitudinal grooves are made between them, serially connected with each other by shaped grooves , one of which connects the bottom of the first of the short longitudinal grooves, which is transport, with the middle of the long longitudinal groove, which is a worker, and the other is the bottom of a long longitudinal groove with the middle of another short longitudinal groove located in the region of the middle of the long longitudinal groove and being a removable unit, while the inside of the barrel is equipped with a cylindrical pin with a pin, inside of which there is a spring-loaded sleeve with alternating short and long axial grooves under a pin connected so that when the sleeve is reciprocated with respect to the barrel, the pin is positioned sequentially in each, with the spool above the seating the saddle is equipped with a fishing head with radial channels, and is sealed from below and equipped with a spring ring and a stall stop, made to interact with the barrel cylindrical selection, and also located below a hard stop, made to interact with the sleeve from above, while the valve is made in the form spool radial holes located below the hard stop and made with the possibility of tight shutoff in the transport position with the barrel below the cylindrical sample.
На фиг.1 изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.Figure 1 shows the proposed device in longitudinal section.
На фиг.2 изображена развертка пазов - а.Figure 2 shows a scan of the grooves - a.
На фиг.3 изображена развертка проточек - в.Figure 3 shows the scan grooves - in.
Устройство для обработки и сохранения коллекторских свойств пласта содержит разобщитель 1 (см. фиг.1), включающий ствол 2 с клапаном 3 внизу.A device for processing and preserving the reservoir properties of the formation comprises a disconnector 1 (see FIG. 1), including a barrel 2 with a valve 3 at the bottom.
В проходной канал ствола 2 герметично вставлен золотник 4, оснащенный посадочным седлом 5 под шар 6, устанавливаемый в посадочное седло 5 в процессе сборки.In the bore of the barrel 2, a spool 4 is hermetically inserted, equipped with a seating seat 5 under the ball 6, installed in the landing seat 5 during assembly.
В верхней части ствола 1 установлен пакер 7, выполненный в виде установленных жестко на стволе 2 разнонаправленных верхней и нижней самоуплотняющихся манжет. На стволе 2 ниже пакера выполнена кольцевая выборка 8, ограниченная сверху и снизу соответственно верхним 9 и нижним 10 конусами, между которыми с возможностью продольного и вращательного движения установлен стакан 11. Стакан 11 оснащен жестко установленным в него пальцем 12. На стакане 11 сверху и снизу установлены верхние 13 и нижние 14 шлипсы, оснащенные соответствующими верхними 15 и нижними 16 центраторами, подпружиненными от стакана 11. Верхние 13 и нижние 14 шлипсы выполнены с возможностью взаимодействия соответственно с верхним 9 и нижним 10 конусами.In the upper part of the barrel 1, a packer 7 is installed, made in the form of 2 multidirectional upper and lower self-sealing cuffs mounted rigidly on the barrel 2. An annular sample 8 is made on the barrel 2 below the packer, bounded above and below, respectively, by the upper 9 and lower 10 cones, between which a glass 11 is mounted with the possibility of longitudinal and rotational movement. The glass 11 is equipped with a
На наружной поверхности ствола 2 для взаимодействия с пальцем 12 (см. фиг.2) выполнены два коротких 17, 18 и между ними один длинный 19 продольные пазы, последовательно соединенные между собой фигурными пазами 20 и 21. Фигурный паз 20 соединяет низ короткого продольного паза 17, являющегося транспортным, с серединой длинного продольного паза 19, являющегося рабочим, а фигурный паз 21 - низ длинного продольного паза 19 с серединой короткого продольного паза 18, расположенного в районе середины длинного продольного паза 19 и являющегося съемным узлом 22.On the outer surface of the barrel 2 for interaction with the finger 12 (see FIG. 2), two short 17, 18 and between them one long 19 longitudinal grooves are made, connected in series by
Ствол 2 изнутри снизу оснащен цилиндрической выборкой 23 со штифтом 24, внутри которой расположена подпружиненная вверх посредством пружины 25 втулка 26 с чередующимися короткими 27 и длинными 28 осевыми проточками под штифт 24, соединенными так, чтобы при возвратно-поступательном перемещении втулки 26 относительно ствола 2 штифт 24 располагался последовательно, то в короткой 27, то в длинной 28 осевых проточках.The inside of the barrel 2 is equipped with a pin 23 from the bottom 24 with a pin 24, inside of which there is a sleeve 26, spring-loaded upward by means of a spring 25, with alternating short 27 and 28 long axial grooves under the pin 24, connected so that when the sleeve 26 is reciprocated relative to the barrel 2, the pin 24 was located sequentially, then in a short 27, then in a long 28 axial grooves.
Золотник 4 выше посадочного седла 5 оснащен ловильной головкой 29 с радиальными каналами 30, а снизу заглушен и оснащен пружинным кольцом 31 и срывным упором 32, выполненными с возможностью взаимодействия с цилиндрической выборкой 23 ствола 2, а также расположенным ниже жестким упором 33, выполненным с возможностью взаимодействия сверху со втулкой 26. Ствол 2 сверху соединен срезным элементом 34 с колонной труб 35. Колонна труб 35 дополнительно оснащена кожухом 36, перекрывающим сверху пакер 7.The spool 4 above the seat 5 is equipped with a fishing head 29 with radial channels 30, and is drowned from the bottom and equipped with a spring ring 31 and a stall stop 32, configured to interact with the cylindrical selection 23 of the barrel 2, and also located below the hard stop 33, made with the possibility interacting from above with the sleeve 26. The barrel 2 is connected from above by a shear element 34 to the pipe string 35. The pipe string 35 is additionally equipped with a casing 36 overlapping the packer 7 from above.
Клапан 3 изготовлен в виде радиальных отверстий 37 золотника 4, расположенных ниже жесткого упора 33 и выполненных с возможностью герметичного перекрытия в транспортном положении седлом 2 ниже цилиндрической выборки 23.The valve 3 is made in the form of radial holes 37 of the spool 4, located below the hard stop 33 and made with the possibility of a tight seal in the transport position of the seat 2 below the cylindrical sample 23.
Несанкционированные перетоки жидкости исключаются уплотнительными кольцами 38, 39.Unauthorized fluid flows are eliminated by o-rings 38, 39.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
На устье скважины (на фиг.1-3 не показано) палец 12 стакана 11 размещают в коротком продольном пазе 17 (см. фиг.2) - транспортное положение, а штифт 24 устанавливают в короткую осевую проточку 27 (см. фиг.3), нижний пласт отсечен (на фиг.1-3 не показано) - клапан 3 закрыт (см. фиг.1), то есть радиальные отверстия 37 золотника 4 герметично перекрыты стволом 2 ниже цилиндрической выборки 23.At the wellhead (not shown in FIGS. 1-3), the
Устройство на колонне труб 35 спускают в скважину, при этом находящаяся в скважине жидкость перепускается снизу вверх между устройством и внутренними стенками скважины (на фиг.1-3 не показано), при этом устройство центрируется относительно оси скважины посредством верхних 15 и нижних 16 центраторов, подпружиненных от стакана 11. Спуск устройства прекращают, когда оно окажется в интервале между двумя пластами.The device on the pipe string 35 is lowered into the well, while the liquid in the well is passed from bottom to top between the device and the inner walls of the well (not shown in FIGS. 1-3), while the device is centered around the axis of the well by means of the upper 15 and lower 16 centralizers, spring-loaded from the glass 11. The descent of the device is stopped when it is in the interval between two layers.
После этого с устья скважины приподнимают колонну труб 35 на длину, большую длины короткого продольного паза 17 (см. фиг.2), а затем поворачивают по часовой стрелке колонну труб 35 на величину, большую длины развертки фигурного паза 20, соединяющего низ короткого продольного паза 17 с серединой длинного продольного паза 19, при этом все детали устройства, поскольку колонна труб 35 (см. фиг.1) зафиксирована относительно ствола 2 устройства посредством срезных элементов 34, совершают осевое и вращательное перемещения за исключением деталей 11-16, остающихся на месте благодаря контакту верхних 13 и нижних 14 шлипсов, оснащенных соответственно верхними 15 и нижними 16 центраторами, подпружиненными от стакана 11 с внутренними стенками скважины.After that, from the wellhead, the pipe string 35 is lifted to a length greater than the length of the short longitudinal groove 17 (see FIG. 2), and then the pipe string 35 is turned clockwise by a length greater than the scan length of the
В результате проделанных операций палец 12 стакана 11, находившийся в транспортном положении в коротком продольном пазу 17, попадает в середину длинного продольного паза 19 (см. фиг.2), принимая рабочее положение, в котором стакан 11 получает возможность осевого перемещения относительно ствола 2 устройства по длинному продольному пазу 19. Верхние 13 и нижние 14 шлипсы (см. фиг.1), расположенные на стакане 11 и подпружиненные от последнего верхними 15 и нижними 16 центраторами, получают возможность взаимодействия соответственно с верхним конусом 9 и нижним конусом 10. Продолжают тянуть колонну труб 35 вверх, при этом все детали устройства поднимаются вверх, кроме деталей 11-16, остающихся на месте благодаря контакту верхних 13 и нижних 14 шлипсов с внутренними стенками скважины.As a result of the operations performed, the
В результате палец 12 оказывается в нижней части длинного продольного паза 19 (см. фиг.2). В определенный момент нижние шлипсы 14 (см. фиг.1) своей внутренней конусной поверхностью наезжают на нижний конус 10, вследствие чего нижние шлипсы 14 раздвигаются и приходят в соприкосновение с внутренними стенками скважины, центрируются посредством нижних центраторов 16, подпружиненных от стакана 11, и фиксируют устройство в скважине, при этом возможна имплозионная обработка нижнего пласта, если клапан 3 открыт.As a result, the
Продолжают поднимать колонну труб 35 и при достижении расчетной нагрузки разрушения срезных элементов 34 (примерно 50-60 кН, фиксируемого на устье скважины по индикатору веса), последние разрушаются, вследствии чего колонна труб 35, жестко соединенная с кожухом 36, освобождается от ствола 2 устройства и извлекается на поверхность, при этом пакер 7, выполненный в виде двух установленных жестко на стволе 2 разнонаправленных самоуплотняющихся манжет, раскрывается и прижимается к внутренним стенкам скважины, а нижние шлипсы 14 посредством нижнего конуса 10 дожимаются к внутренним стенкам скважины.They continue to lift the pipe string 35 and when the estimated fracture load of the shear elements 34 is reached (approximately 50-60 kN, fixed at the wellhead by the weight indicator), the latter are destroyed, as a result of which the pipe string 35, rigidly connected to the casing 36, is released from the barrel 2 of the device and removed to the surface, while the packer 7, made in the form of two multidirectional self-sealing cuffs mounted rigidly on the barrel 2, opens and presses against the inner walls of the well, and the lower slips 14 by means of the lower whisker 10 is compressed against the inner walls of the well.
Устройство остается в заданном интервале и готово к эксплуатации или обработке верхнего пласта. Если давление на устройство сверху (при закачке реагента в верхний пласт) превышает давление снизу, то разница давлений воспринимается верхней самоуплотняющейся манжетой пакера 7, поскольку клапан 3 закрыт. В следствие чего все детали устройства, кроме деталей 11-16, остающихся на месте, благодаря контакту нижних шлипсов 14 с внутренними стенками скважины перемещаются вниз по длинному продольному пазу 19. В результате палец 12 оказывается в верхней части длинного продольного паза 19. В определенный момент верхние шлипсы 13 своей внутренней конусной поверхностью наезжают соответственно на верхний конус 9 и раздвигаются. В итоге верхние шлипсы 13 приходят в соприкосновение со стенками скважины, центрируются посредством верхних центраторов 15, подпружиненных от стакана 11, и фиксируют устройство в скважине, при этом верхняя самоуплотняющаяся манжета пакера 7, воспринимающая давление сверху, плотно прижимается к стенкам скважины и держит давление сверху вниз.The device remains in the specified interval and is ready for operation or processing of the upper layer. If the pressure on the device from above (when reagent is injected into the upper layer) exceeds the pressure from below, then the pressure difference is perceived by the upper self-sealing sleeve of the packer 7, since valve 3 is closed. As a result, all the details of the device, except for the parts 11-16 remaining in place, due to the contact of the lower slips 14 with the inner walls of the well, move down the long
При необходимости можно произвести обработку верхнего пласта (например, для закачки в него различных реагентов) (на фиг.1 и 2 не показано), при этом проникновение жидкости сверху вниз в нижний пласт исключается шаром 6, расположенным в посадочном седле 5 золотника 4, и пакером 7, выполненным в виде установленных жестко на стволе 2 нижней и верхней разнонаправленных самоуплотняющихся манжет.If necessary, it is possible to process the upper layer (for example, for injecting various reagents into it) (not shown in Figs. 1 and 2), while the penetration of liquid from top to bottom in the lower layer is excluded by ball 6 located in the seat 5 of the spool 4, and packer 7, made in the form of rigidly mounted on the barrel 2 lower and upper multidirectional self-sealing cuffs.
При необходимости одновременной эксплуатации верхнего и нижнего пластов необходимо открыть клапан 3. Для этого в скважину на канате спускают груз (на фиг.1-3 не показано), вес которого достаточен для сжатия пружины 25 (например, 2-3 насосно-компрессорные трубы), и упирают его сверху на ловильную головку 28 золотника 4, после чего производят разгрузку груза, который опускается вниз вместе золотником 4 и втулкой 26, на которую передается нагрузка посредством жесткого упора 33, кроме того, втулка 26, находящаяся в цилиндрической выборке 23 ствола 2, совершает еще и вращательное движение. В результате штифт 24 из короткой осевой проточки 27 (см. фиг.3) попадает в длинную осевую проточку 28 и клапан 3 открывается (радиальные отверстия 37 золотника 4 находятся ниже ствола 2). По окончании разгрузки груз извлекают из скважины на поверхность. Теперь возможна одновременная эксплуатация верхнего и нижнего пластов. Также возможна имплозионная обработка нижнего пласта через радиальные каналы 30 золотника 4, поскольку клапан 3 (см. фиг.1) открыт.If it is necessary to simultaneously operate the upper and lower layers, it is necessary to open valve 3. For this, a load is lowered into the well on the rope (Figs. 1-3 are not shown), the weight of which is sufficient to compress the spring 25 (for example, 2-3 tubing) , and rest it from above on the
При необходимости закрытия клапана 3 вышеописанную операцию со спуском груза необходимо повторить, при этом штифт 24 из длинной осевой проточки 28 (см. фиг.3) перемещается в короткую осевую проточку 27 и клапан 3 (см. фиг.1) закрывается (радиальные отверстия 37 золотника 4 герметично перекрыты стволом 2 ниже цилиндрической выборки 23).If it is necessary to close the valve 3, the above operation with the descent of the load must be repeated, while the pin 24 from the long axial groove 28 (see Fig. 3) moves to the short axial groove 27 and the valve 3 (see Fig. 1) closes (radial holes 37 the spool 4 is hermetically closed by the barrel 2 below the cylindrical sample 23).
При необходимости проведения одновременной закачки реагентов в оба пласта в скважину на канате или колонне труб спускают ловильный инструмент (на фиг.1 и 2 не показано) с наружным захватом и производят захват золотника 4 за ловильную головку 29. Производят натяжку ловильного инструмента вверх, при этом золотник 4 перемещается вверх, а находящееся на его наружной поверхности пружинное кольцо 32 упирается сверху изнутри во втулку 26, и при дальнейшем перемещении золотника 4 воздействует на разрушаемый упор 32, срезая последний. При этом разрушаемый упор 32 опускается вниз, освобождая место для сжатия пружинного кольца 31, которое, сжимаясь вместе с разрушаемым упором, минует втулку 26 и в сжатом состоянии скользит по внутренней поверхности ствола 2 до тех пор, пока золотник 4 выйдет из ствола 2. Затем золотник 4 полностью извлекают из скважины. Теперь возможна одновременная закачка реагентов в оба пласта. При необходимости возможна установка золотника 4 в исходное положение.If it is necessary to carry out the simultaneous injection of reagents into both layers, a fishing tool (not shown in Figs. 1 and 2) is lowered into the well on a rope or pipe string and the spool 4 is gripped by the fishing head 29. Stretch the fishing tool upward, while the spool 4 moves upward, and the spring ring 32 located on its outer surface abuts against the top of the sleeve 26 from the inside, and with further movement of the spool 4 acts on the destructible stop 32, cutting off the latter. In this case, the destructible stop 32 lowers down, making room for compression of the spring ring 31, which, being compressed together with the destructible stop, passes the sleeve 26 and slides along the inner surface of the barrel 2 in the compressed state until the spool 4 leaves the barrel 2. Then spool 4 is completely removed from the well. Now the simultaneous injection of reagents into both layers is possible. If necessary, it is possible to install the spool 4 in its original position.
При необходимости извлечения устройства в скважину на колонне труб спускают ловильный инструмент (например, труболовку с наружным захватом, на фиг.1-3 не показано), с помощью которого захватывают устройство за верхнюю часть по наружной поверхности ствола 2. После этого поднимают колонну труб с ловильным инструментом и устройством вверх на длину, большую длины длинного продольного паза 19 (см. фиг.2), и поворачивают колонну труб по часовой стрелке на величину, большую длины развертки фигурного паза 21. Затем опускают колонну труб с ловильным инструментом и устройством вниз на длину, большую длины короткого продольного паза 18.If you need to remove the device into the well on the pipe string, a fishing tool is lowered (for example, a tube with an external grip, not shown in FIGS. 1-3), with which the device is grabbed by the upper part along the outer surface of the barrel 2. After that, the pipe string is lifted with with a fishing tool and a device upward to a length greater than the length of the long longitudinal groove 19 (see FIG. 2), and turn the pipe string clockwise by an amount greater than the scan length of the shaped
В результате проделанных операций палец 12 из длинной продольной проточки 19 попадает в середину короткого продольного паза 18, расположенного в районе середины длинного продольного паза 19 и являющегося съемным узлом 22, при этом все детали устройства, за исключением деталей 11-16 (см. фиг.1), остающихся на месте вследствие фиксации верхних шлипсов 13 на внутренних стенках скважины, совершают осевое и вращательное перемещения.As a result of the operations performed, the
При последующем подъеме устройства палец 12 попадает в съемный узел 22 (см. фиг.2), в котором исключается возможность контакта верхних 13 и нижних 14 шлипсов соответственно с верхним конусом 9 и нижним конусом 10. Далее устройство извлекают из скважины.With the subsequent lifting of the device, the
Предлагаемое устройство имеет расширенные функциональные возможности, позволяя как обрабатывать, так и очищать пласты, а также эксплуатировать их как одновременно, так и раздельно, при этом упрощенный технологический процесс применения устройства дает возможность избежать лишних спускоподъемных операций, а значит, сэкономить финансовые затраты.The proposed device has enhanced functionality, allowing you to both process and clean the seams, as well as operate them both simultaneously and separately, while the simplified technological process of using the device makes it possible to avoid unnecessary tripping operations, which means saving financial costs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005135810/03A RU2299315C1 (en) | 2005-11-17 | 2005-11-17 | Device for reservoir treatment and collecting reservoir properties retention |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005135810/03A RU2299315C1 (en) | 2005-11-17 | 2005-11-17 | Device for reservoir treatment and collecting reservoir properties retention |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2299315C1 true RU2299315C1 (en) | 2007-05-20 |
Family
ID=38164148
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005135810/03A RU2299315C1 (en) | 2005-11-17 | 2005-11-17 | Device for reservoir treatment and collecting reservoir properties retention |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2299315C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2529063C1 (en) * | 2013-07-09 | 2014-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for selective implosive processing of productive bed |
-
2005
- 2005-11-17 RU RU2005135810/03A patent/RU2299315C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2529063C1 (en) * | 2013-07-09 | 2014-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for selective implosive processing of productive bed |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2397307C1 (en) | Hydro-mechanical anchor | |
RU2282017C1 (en) | Device for well reservoir treatment in well | |
RU2299315C1 (en) | Device for reservoir treatment and collecting reservoir properties retention | |
RU55015U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING AND SAVING COLLECTOR PROPERTIES OF THE FORM | |
RU2299971C1 (en) | Device for reservoir treatment and reservoir collecting properties retention | |
RU52083U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING AND OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
RU2282710C1 (en) | Device for formation treatment inside well | |
RU2499126C1 (en) | Device for in-well bed processing | |
RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
RU54616U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING AND OPERATION OF LAYERS IN A WELL | |
RU2234589C1 (en) | Device for treating beds in well | |
RU2431734C1 (en) | Device for development of reservoirs in well | |
RU2421600C1 (en) | Device for treatment of reservoirs in well | |
RU2311526C2 (en) | Shutoff valve | |
RU2278260C1 (en) | Sampler | |
RU52909U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL | |
RU142771U1 (en) | PACKER | |
RU2275491C1 (en) | Bridge plug | |
RU55014U1 (en) | PACKER | |
RU2599651C1 (en) | Device for separate treatment of reservoirs in well | |
RU2397311C1 (en) | Packer | |
RU43580U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL | |
RU59700U1 (en) | PACKER | |
RU2574096C1 (en) | Device for well beds processing in borehole | |
RU52910U1 (en) | PACKING DEVICE |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20151118 |