RU2468182C1 - Damping pulsator of fluid flow in well - Google Patents

Damping pulsator of fluid flow in well Download PDF

Info

Publication number
RU2468182C1
RU2468182C1 RU2011117367/03A RU2011117367A RU2468182C1 RU 2468182 C1 RU2468182 C1 RU 2468182C1 RU 2011117367/03 A RU2011117367/03 A RU 2011117367/03A RU 2011117367 A RU2011117367 A RU 2011117367A RU 2468182 C1 RU2468182 C1 RU 2468182C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sleeve
cavity
elastic element
well
stock
Prior art date
Application number
RU2011117367/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Сергей Константинович Чепик
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕРЮНИС"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕРЮНИС" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕРЮНИС"
Priority to RU2011117367/03A priority Critical patent/RU2468182C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2468182C1 publication Critical patent/RU2468182C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: damping pulsator of fluid flow in a well includes one-sided hydraulic cylinder. The latter includes composite sleeve, connecting head with a seal and bottom with a through groove. The sleeve comprises elastic element, guide stock and power piston with cup-type seals, which tightly separates stock and piston cavities of the sleeve, and drain small-section channels are made in its lower part. In addition, hydraulic cylinder includes screw mechanism consisting of lead screw and mating thread in through groove of the bottom, and stepped support with through holes, which is arranged in the sleeve between elastic element and upper edge of lead screw. Guide stock is partially made as hollow and provided with possibility of being interconnected with stock cavity of the sleeve. Bypass small-section hole is made in the wall of upper part of sleeve. Through holes connecting the stock cavity of the sleeve to the well shaft are made in middle part of the sleeve. Besides, through holes have the possibility of being equipped with water jet and cavitation head pieces.
EFFECT: improving reliability of the device adjustment, which is aimed at damping of hydraulic impacts.
4 dwg

Description

Предложение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к интенсификации скважинной добычи нефти и увеличению приемистости нагнетательных скважин.The proposal relates to the oil industry, in particular to the intensification of borehole oil production and increase the injectivity of injection wells.

Известен гидравлический вибратор золотниковый, предназначенный для обработки призабойной зоны продуктивного пласта (книга "Использование вибрации в добыче нефти", Гадиев С.М. - М.: Недра, 1977 г., с.49). Устройство включает жестко закрепленный на конце колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) ствол, имеющий вид стакана со щелевыми прорезями на его образующей. На стволе свободно вращается золотник, имеющий также щелевые прорези вдоль его образующей. Жидкость проходит через щелевые прорези в стволе и попадает в щелевые прорези в золотнике. Так как эти щелевые прорези расположены под углом, золотник начинает вращаться под действием реакции струи. Вращаясь, он периодически перекрывает щелевые прорези в стволе, в результате чего происходит истечение рабочей жидкости в ствол скважины в пульсирующем режиме.Known hydraulic spool vibrator, designed to treat the bottom-hole zone of the reservoir (book "Using vibration in oil production", Gadiev SM - M .: Nedra, 1977, p. 49). The device includes a barrel that is rigidly fixed at the end of the tubing string (tubing), having the form of a glass with slotted slots on its generatrix. A spool freely rotates on the trunk, also having slotted slots along its generatrix. The fluid passes through the slotted slots in the barrel and enters the slotted slots in the spool. Since these slots are angled, the spool starts to rotate under the influence of the jet. While rotating, it periodically overlaps the slotted slots in the wellbore, as a result of which the working fluid flows into the wellbore in a pulsating mode.

Недостатком известного устройства является отсутствие герметизации внутренней полости колонны НКТ от ствола скважины при любой высоте столба рабочей жидкости, находящейся в колонне НКТ.A disadvantage of the known device is the lack of sealing of the inner cavity of the tubing string from the wellbore at any height of the working fluid column located in the tubing string.

Известен также гидравлический скважинный пульсатор, выполненный в виде клапанного механизма-вибратора (книга "Использование вибрации в добыче нефти", Гадиев С.М. - М.: Недра, 1977 г., с.150, рис.89), в котором подпружиненный рабочий орган (золотник) совершает возвратно-поступательное движение, периодически перекрывая проходное сечение потока, при этом создаются гидравлические импульсы давления.Also known is a hydraulic downhole pulsator made in the form of a valve mechanism-vibrator (the book "Use of vibration in oil production", Gadiev SM - M .: Nedra, 1977, p.150, Fig. 89), in which the spring the working body (spool) makes a reciprocating movement, periodically blocking the flow cross section, while hydraulic pressure pulses are created.

Преимуществом известного гидравлического скважинного пульсатора является обеспечение герметизации внутренней полости колонны НКТ от ствола скважины при заданном избыточном давлении столба рабочей жидкости, находящейся в колонне НКТ, за счет подпружиненного рабочего органа. В связи с этим он может быть использован как демпфер гидроударов, возникающих, например, при срабатывании в стволе скважины имплозионных камер.An advantage of the known hydraulic borehole pulsator is that the inner cavity of the tubing string is sealed from the wellbore at a given overpressure of the working fluid column located in the tubing string due to the spring loaded working body. In this regard, it can be used as a damper for water hammer, arising, for example, when an implosion chamber is triggered in a well bore.

Недостатком известного гидравлического скважинного пульсатора является отсутствие возможности регулирования пружины для настройки его на надежное исполнение заданных функций, а именно демпфирования гидроударов и преобразования в пульсирующий режим течения потока рабочей жидкости в скважине.A disadvantage of the known hydraulic downhole pulsator is the inability to regulate the spring to configure it to reliably perform the specified functions, namely damping of water hammer and conversion into a pulsating mode of flow of the working fluid in the well.

Технической задачей, решаемой предлагаемым демпфером-пульсатором, является повышение надежности при его настройке на исполнение заданных функций, а именно демпфирования гидроударов и преобразования в пульсирующий режим движения потока рабочей жидкости в скважине.The technical problem solved by the proposed damper-pulsator is to increase the reliability when it is configured to perform the specified functions, namely damping of water hammer and conversion to a pulsating mode of flow of the working fluid in the well.

Указанная задача решается демпфером-пульсатором потока жидкости в скважине, включающим односторонний гидроцилиндр, содержащий составную гильзу с выполненными в ее нижней части сливными каналами малого сечения, соединительную головку с уплотнением, дно со сквозной проточкой и размещенные в гильзе упругий элемент, направляющий шток и силовой поршень с манжетными уплотнениями, герметично разделяющий штоковую и поршневую полости гильзы.This problem is solved by a damper-pulsator of fluid flow in the well, including a one-sided hydraulic cylinder containing a composite sleeve with drain channels of small cross-section made in its lower part, a connecting head with a seal, a bottom with a through groove and an elastic element, a guiding rod and a power piston placed in the sleeve with lip seals, hermetically separating the rod and piston cavities of the sleeve.

Новым является то, что гидроцилиндр дополнительно содержит винтовой механизм, состоящий из ходового винта и ответной резьбы в сквозной проточке дна, и ступенчатую опору со сквозными отверстиями, размещенную в гильзе между упругим элементом и верхним торцом ходового винта, направляющий шток выполнен частично полым с возможностью сообщения со штоковой полостью гильзы, в стенке верхней части гильзы выполнено перепускное отверстие малого сечения, а в стенке средней части гильзы выполнены проточные отверстия, сообщающие штоковую полость гильзы со стволом скважины, причем проточные отверстия выполнены с возможностью оснащения гидромониторными и кавитационными насадками.New is that the hydraulic cylinder further comprises a screw mechanism consisting of a lead screw and a reciprocal thread in the through hole of the bottom, and a stepped support with through holes located in the sleeve between the elastic element and the upper end of the lead screw, the guide rod is partially hollow with the possibility of communication with a stock cavity of the sleeve, a bypass hole of a small cross section is made in the wall of the upper part of the sleeve, and flow holes are made in the wall of the middle part of the sleeve, communicating the stock cavity g lzy with the wellbore, wherein the flow openings are adapted to equip hydromonitor and cavitation nozzles.

Сущность изобретения заключается в том, что благодаря винтовому механизму и полости, выполненной в верхней части направляющего штока с возможностью сообщения со штоковой полостью гильзы, обеспечивается надежное исполнение демпфером-пульсатором заданных функций, а именно демпфирования гидроударов и преобразования в пульсирующий режим течения потока рабочей жидкости в скважине.The essence of the invention lies in the fact that thanks to the screw mechanism and the cavity, made in the upper part of the guide rod with the possibility of communication with the rod cavity of the sleeve, it is ensured that the damper-pulsator performs the specified functions, namely, damping of water shocks and converts the pulsed flow of the working fluid into well.

На фиг.1 изображен демпфер-пульсатор при спуске в скважину в позиции, настроенной для гашения гидроудара потока рабочей жидкости.Figure 1 shows the damper-pulsator during descent into the well in the position configured to damp the hydraulic shock of the flow of the working fluid.

На фиг.2 изображен демпфер-пульсатор в положении гашения гидроудара потока рабочей жидкости в скважине.Figure 2 shows the damper-pulsator in the damping position of the hydraulic shock of the flow of the working fluid in the well.

На фиг.3 изображен демпфер-пульсатор при спуске в скважину в позиции, настроенной для пульсации потока рабочей жидкости.Figure 3 shows the damper-pulsator during descent into the well in a position configured to pulsate the flow of the working fluid.

На фиг.4 изображен демпфер-пульсатор в положении максимального импульса истечения рабочей жидкости в ствол скважины.Figure 4 shows the damper-pulsator in the position of the maximum pulse of the expiration of the working fluid in the wellbore.

Демпфер-пульсатор потока жидкости в скважине (фиг. 1) включает односторонний гидроцилиндр, содержащий составную гильзу 1 с выполненными в ее нижней части сливными каналами малого сечения 2, соединительную головку 3 с уплотнением 4, дно 5 со сквозной проточкой 6.The damper-pulsator of the fluid flow in the well (Fig. 1) includes a one-sided hydraulic cylinder containing a composite sleeve 1 with drain channels of small cross section 2 made in its lower part, a connecting head 3 with a seal 4, a bottom 5 with a through groove 6.

В составной гильзе 1 размещены упругий элемент 7 и направляющий шток 8, а также силовой поршень 9 с манжетными уплотнениями 10, герметично разделяющий штоковую 11 и поршневую 12 полости составной гильзы 1.In the composite sleeve 1 there is an elastic element 7 and a guide rod 8, as well as a power piston 9 with lip seals 10, hermetically separating the rod 11 and piston 12 cavity of the composite sleeve 1.

Гидроцилиндр дополнительно содержит винтовой механизм, состоящий из ходового винта 13 и ответной резьбы 14 в сквозной проточке 6 дна 5, и ступенчатую опору 15 со сквозными отверстиями 16, размещенную в составной гильзе 1 между упругим элементом 7 и верхним торцом ходового винта 13. Ступенчатая опора 15 служит основанием и обеспечивает центрирование упругого элемента 7 в поршневой полости 12 составной гильзы 1.The hydraulic cylinder further comprises a screw mechanism consisting of a lead screw 13 and a counter thread 14 in the through hole 6 of the bottom 5, and a stepped support 15 with through holes 16, located in the composite sleeve 1 between the elastic element 7 and the upper end of the lead screw 13. Step support 15 serves as the basis and provides centering of the elastic element 7 in the piston cavity 12 of the composite sleeve 1.

В верхней части направляющего штока 8 выполнена полость 17 с выходом 18 из его тела.In the upper part of the guide rod 8, a cavity 17 is made with an outlet 18 from its body.

В стенке верхней части составной гильзы 1 выполнено перепускное отверстие малого сечения 19, сообщающее ствол скважины и штоковую полость 11 составной гильзы 1 через кольцевой технологический зазор 20 между направляющим штоком 8 и внутренней поверхностью верхней части составной гильзы 1.In the wall of the upper part of the composite sleeve 1, a bypass hole of small cross section 19 is made, which communicates the wellbore and the stem cavity 11 of the composite sleeve 1 through the annular technological gap 20 between the guide rod 8 and the inner surface of the upper part of the composite sleeve 1.

В стенке средней части составной гильзы 1 выполнены проточные отверстия 21, сообщающие штоковую полость 11 составной гильзы 1 со стволом скважины (не показан), причем проточные отверстия выполнены с возможностью оснащения гидромониторными и кавитационными насадками (не показаны).In the wall of the middle part of the composite sleeve 1, flow openings 21 are made, communicating the rod cavity 11 of the composite sleeve 1 with a wellbore (not shown), and the flow openings are configured to be equipped with hydromonitor and cavitation nozzles (not shown).

Демпфер-пульсатор в позиции, настроенной для гашения гидроудара потока рабочей жидкости в скважине, работает следующим образом.The damper-pulsator in the position configured to damp the hydraulic shock of the flow of the working fluid in the well, operates as follows.

На поверхности силовой поршень 9 (фиг.1) устанавливают в составной гильзе 1 в крайнее верхнее положение, при этом часть направляющего штока 8 в осевом направлении выходит за габариты соединительной головки 3.On the surface, the power piston 9 (Fig. 1) is installed in the composite sleeve 1 to its highest position, while part of the guide rod 8 in the axial direction goes beyond the dimensions of the connecting head 3.

Силовой поршень 9 поджимают упругим элементом 7 вращением ходового винта 13 винтового механизма. Поступательное движение ходового винта 13 через ступенчатую опору 15 передается упругому элементу 7. Силу поджатия выбирают исходя из предполагаемой величины давления гидроудара, например, при срабатывании имплозионной камеры в стволе скважины, заполненной рабочей жидкостью.The power piston 9 is pressed by the elastic element 7 by rotating the spindle 13 of the screw mechanism. The translational movement of the lead screw 13 through the stepped support 15 is transmitted to the elastic element 7. The preload force is selected based on the estimated pressure of the hydraulic shock, for example, when the implosion chamber is activated in the wellbore filled with working fluid.

Демпфер-пульсатор через соединительную головку 3 гидроцилиндра крепят к трубчатому хвостовику 22 имплозионного оборудования вместо запорных узлов, например заглушек в виде глухих муфт, и спускают в заданный интервал скважины (не показан). Наращивание длины хвостовика насосно-компрессорными трубами приводит к необходимому увеличению объема имплозионной камеры при спуске в скважину из-за ограничения рабочего хода наземных подъемных агрегатов.The pulsation damper through the connecting head 3 of the hydraulic cylinder is attached to the tubular shank 22 of the implosion equipment instead of shut-off units, such as plugs in the form of blind couplings, and lowered into a predetermined interval of the well (not shown). The extension of the length of the shank by tubing leads to the necessary increase in the volume of the implosion chamber when lowering into the well due to the limited travel of the ground lifting units.

Герметизация направляющего штока 8 уплотнением 4 соединительной головки 3 гидроцилиндра надежно предохраняет хвостовик 22 и, соответственно, имплозионную камеру от преждевременного (несанкционированного) заполнения рабочей жидкостью.Sealing the guide rod 8 with a seal 4 of the connecting head 3 of the hydraulic cylinder reliably protects the shank 22 and, accordingly, the implosion chamber from premature (unauthorized) filling with the working fluid.

Гашение давления гидроудара потока рабочей жидкости в трубчатом хвостовике 22 при плановом срабатывании имплозионной камеры в стволе скважины основано на локальном увеличении объема жесткой системы «трубчатый корпус имплозионной камеры - трубчатый хвостовик» в месте остановки скоростного потока рабочей жидкости, а именно в торцевой части направляющего штока 8.The pressure quenching of the hydraulic fluid flow in the tubular shank 22 during the planned operation of the implosion chamber in the wellbore is based on a local increase in the volume of the rigid system “tubular body of the implosion chamber - tubular shank” at the point where the high-speed flow of the working fluid stops, namely at the end of the guide rod 8 .

Резкий рост давления в рабочей жидкости вызывает принудительное движение направляющего штока 8 (фиг.2), осевое перемещение которого в тело составной гильзы 1 соответственно уменьшает объем его части, выступающей за соединительную головку 3 гидроцилиндра во внутреннюю полость трубчатого хвостовика 22. Уменьшение объема направляющего штока 8 во внутренней полости трубчатого хвостовика 22 синхронно приводит к пропорциональному увеличению объема жесткой системы «трубчатый корпус имплозионной камеры - трубчатый хвостовик».A sharp increase in pressure in the working fluid causes a forced movement of the guide rod 8 (Fig.2), the axial movement of which into the body of the composite sleeve 1 accordingly reduces the volume of its part protruding beyond the connecting head 3 of the hydraulic cylinder into the inner cavity of the tubular shank 22. Reducing the volume of the guide rod 8 in the inner cavity of the tubular shank 22 simultaneously leads to a proportional increase in the volume of the rigid system "tubular body of the implosion chamber - tubular shank".

В первой фазе роста давления при гидроударе движение направляющего штока 8 вызывает движение силового поршня 9, перемещение которого сжимает упругий элемент 7. В первой фазе понижения давления упругий элемент 7 возвращает силовой поршень 9 и, соответственно, направляющий шток 8 в исходное положение, тем самым подготавливая демпфер-пульсатор к гашению давления в следующей фазе роста давления при гидроударе.In the first phase of pressure increase during hydraulic shock, the movement of the guide rod 8 causes the movement of the power piston 9, the movement of which compresses the elastic element 7. In the first phase of the decrease in pressure, the elastic element 7 returns the power piston 9 and, accordingly, the guide rod 8 to its original position, thereby preparing damper-pulsator to extinguish pressure in the next phase of pressure increase during water hammer.

Повторяющееся возвратно-поступательное движение направляющего штока 8 не приводит к разгерметизации трубчатого хвостовика 22 в зоне крепления с соединительной головкой 3 за счет уплотнения 4, тем самым обеспечивается сохранение материала, внесенного скоростным потоком рабочей жидкости из ствола скважины в трубчатый хвостовик 22 при срабатывании имплозионной камеры.The repeated reciprocating movement of the guide rod 8 does not lead to depressurization of the tubular shank 22 in the attachment zone with the connecting head 3 due to the seal 4, thereby preserving the material introduced by the high-speed flow of the working fluid from the wellbore into the tubular shank 22 when the implosion chamber is triggered.

Движение силового поршня 9 с манжетными уплотнениями 10 в составной гильзе 1 без создания разряжения в штоковой полости 11 обеспечивают сообщающиеся перепускное отверстие малого сечения 19 и кольцевой технологический зазор 20 между направляющим штоком 8 и внутренней поверхностью составной гильзы 1, в результате чего рабочая жидкость может перетекать из ствола скважины в штоковую полость 11 составной гильзы 1, и наоборот, из штоковой полости 11 в ствол скважины, в зависимости от направления движения силового поршня 9. При этом проточные отверстия 21 в средней части составной гильзы 1 и сливные каналы малого сечения 2 в ее нижней части обеспечивают перетекание рабочей жидкости между поршневой полостью 12 составной гильзы 1 и стволом скважины.The movement of the power piston 9 with lip seals 10 in the composite sleeve 1 without creating a vacuum in the rod cavity 11 is provided by a communicating bypass hole of small cross section 19 and the annular technological gap 20 between the guide rod 8 and the inner surface of the composite sleeve 1, as a result of which the working fluid can flow from the borehole into the rod cavity 11 of the composite sleeve 1, and vice versa, from the rod cavity 11 into the wellbore, depending on the direction of movement of the power piston 9. In this case, the flow holes 21 in the middle part of the sleeve component 1 and the drain 2 channels of small cross section at the bottom provide flow of hydraulic fluid between the piston cavity 12, the composite liner 1 and the wellbore.

Демпфер-пульсатор в позиции, настроенной для пульсации потока рабочей жидкости в скважине, работает следующим образом.The damper-pulsator in the position configured to pulsate the flow of working fluid in the well, operates as follows.

На поверхности силовой поршень 9 (фиг.3) устанавливают в составной гильзе 1 в положение, при котором выход 18 полости 17, выполненной в верхней части направляющего штока 8, расположен выше уплотнения 4 соединительной головки 3. Силовой поршень 9 поджимают упругим элементом 7 вращением ходового винта 13 винтового механизма. Поступательное движение ходового винта 13 через ступенчатую опору 15 передается упругому элементу 7, и вращение ходового винта 13 осуществляют до момента начала смещения силового поршня 9 с места начальной установки.On the surface, the power piston 9 (Fig. 3) is installed in the composite sleeve 1 in a position in which the outlet 18 of the cavity 17, made in the upper part of the guide rod 8, is located above the seal 4 of the connecting head 3. The power piston 9 is pressed by the elastic element 7 by rotation of the running gear screw 13 of the screw mechanism. The translational movement of the lead screw 13 through the stepped support 15 is transmitted to the elastic element 7, and the rotation of the lead screw 13 is carried out until the start of the displacement of the power piston 9 from the initial installation.

От незапланированного смещения направляющего штока 8 с исходного места установки при спуске в скважину возможна его фиксация, например, срезным штифтом (не показан).From an unplanned displacement of the guide rod 8 from the initial installation site when lowering into the well, it is possible to fix it, for example, with a shear pin (not shown).

Демпфер-пульсатор через соединительную головку 3 гидроцилиндра крепят к хвостовой части 22 колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) и с доливом рабочей жидкости в НКТ спускают в заданный интервал скважины, также заполненной рабочей жидкостью (не показано).The pulsation damper through the connecting head 3 of the hydraulic cylinder is attached to the rear part 22 of the string of tubing and, with topping up the working fluid in the tubing, is lowered into the specified interval of the well, also filled with working fluid (not shown).

Под давлением начинают закачку рабочей жидкости по колонне НКТ, вызывая при этом движение направляющего штока 8 и, соответственно, силового поршня 9 в составной гильзе 1.Under pressure, the injection of working fluid through the tubing string begins, causing the movement of the guide rod 8 and, accordingly, the power piston 9 in the composite sleeve 1.

Перемещение направляющего штока 8 (фиг.4) приводит к сообщению выхода 18 полости 17, выполненной в его верхней части, со штоковой полостью 11 составной гильзы 1, при этом давление в штоковой полости 11 повышается.The movement of the guide rod 8 (figure 4) leads to the message of the exit 18 of the cavity 17, made in its upper part, with the rod cavity 11 of the composite sleeve 1, while the pressure in the rod cavity 11 increases.

Перемещение силового поршня 9 приводит к сжатию упругого элемента 7 и вытеснению рабочей жидкости из поршневой полости 12 составной гильзы 1 в ствол скважины через проточные отверстия 21 в средней части составной гильзы 1 и сливные каналы малого сечения 2 в ее нижней части.The movement of the power piston 9 leads to the compression of the elastic element 7 and the displacement of the working fluid from the piston cavity 12 of the composite sleeve 1 into the wellbore through the flow holes 21 in the middle of the composite sleeve 1 and drain channels of small cross section 2 in its lower part.

Как только силовой поршень 9 гидроцилиндра проходит проточные отверстия 21, сразу же происходит их срабатывание на сообщение штоковой полости 11 составной гильзы 1 со стволом скважины, и рабочая жидкость под давлением истекает в ствол скважины. При этом вытеснение рабочей жидкости в ствол скважины из поршневой полости 12 составной гильзы 1 происходит через сливные каналы малого сечения 2, причем через сквозные отверстия 16 в ступенчатой опоре 15 рабочая жидкость из части поршневой полости 12, занятой упругим элементом 7, перетекает под ступенчатую опору 15.As soon as the power piston 9 of the hydraulic cylinder passes through the flow openings 21, they immediately respond to the rod cavity 11 of the composite sleeve 1 communicating with the wellbore, and the working fluid flows under pressure into the wellbore. In this case, the displacement of the working fluid into the borehole from the piston cavity 12 of the composite sleeve 1 occurs through the drain channels of small cross section 2, and through the through holes 16 in the stepped support 15, the working fluid from the part of the piston cavity 12 occupied by the elastic element 7 flows over the stepped support 15 .

В процессе истечения рабочей жидкости из проточных отверстий 21 давление в штоковой полости 11 падает и становится меньше противодавления, обеспечиваемого силой сжатия упругого элемента 7. При этом за счет жесткости упругого элемента 7 силовой поршень 9 смещается вверх и вновь разобщает штоковую полость 11 составной гильзы 1 от проточных отверстий 21, тем самым временно прерывая истечение рабочей жидкости в ствол скважины.During the expiration of the working fluid from the flowing holes 21, the pressure in the rod cavity 11 drops and becomes less than the back pressure provided by the compression force of the elastic element 7. At the same time, due to the stiffness of the elastic element 7, the power piston 9 is shifted up and again disconnects the rod cavity 11 of the composite sleeve 1 from flow holes 21, thereby temporarily interrupting the flow of working fluid into the wellbore.

Возвратно-поступательное движение силового поршня 9 в составной гильзе 1 относительно проточных отверстий 21 обеспечивает импульсный характер истечения рабочей жидкости в ствол скважины.The reciprocating movement of the power piston 9 in the composite sleeve 1 relative to the flow openings 21 provides a pulsed nature of the flow of the working fluid into the wellbore.

Проточные отверстия 21 составной гильзы 1 гидроцилиндра оснащают при необходимости гидромониторными и кавитационными насадками (не показано) для создания прерывистых мощных направленных струй рабочей жидкости и пульсирующего режима истечения в ствол скважины рабочей жидкости с образованием в ней зон кавитации.The flow openings 21 of the composite sleeve 1 of the hydraulic cylinder are equipped, if necessary, with hydromonitor and cavitation nozzles (not shown) to create intermittent powerful directed jets of the working fluid and a pulsating flow regime into the well bore of the working fluid with the formation of cavitation zones in it.

Таким образом, благодаря винтовому механизму и полости, выполненной в верхней части направляющего штока с возможностью сообщения со штоковой полостью гильзы, обеспечивается надежное исполнение демпфером-пульсатором заданных функций, а именно демпфирования гидроударов и преобразования в пульсирующий режим течения потока рабочей жидкости в скважине.Thus, thanks to the screw mechanism and the cavity, made in the upper part of the guide rod with the possibility of communication with the rod cavity of the sleeve, reliable performance by the damper-pulsator of the specified functions, namely, damping of hydroshocks and conversion into a pulsating mode of flow of the working fluid in the well, is ensured.

Claims (1)

Демпфер-пульсатор потока жидкости в скважине, включающий односторонний гидроцилиндр, содержащий составную гильзу с выполненными в ее нижней части сливными каналами малого сечения, соединительную головку с уплотнением, дно со сквозной проточкой, и размещенные в гильзе упругий элемент, направляющий шток и силовой поршень с манжетными уплотнениями, герметично разделяющий штоковую и поршневую полости гильзы, отличающийся тем, что гидроцилиндр дополнительно содержит винтовой механизм, состоящий из ходового винта и ответной резьбы в сквозной проточке дна, и ступенчатую опору со сквозными отверстиями, размещенную в гильзе между упругим элементом и верхним торцом ходового винта, направляющий шток выполнен частично полым с возможностью сообщения со штоковой полостью гильзы, в стенке верхней части гильзы выполнено перепускное отверстие малого сечения, а в стенке средней части гильзы выполнены проточные отверстия, сообщающие штоковую полость гильзы со стволом скважины, причем проточные отверстия выполнены с возможностью оснащения гидромониторными и кавитационными насадками. A damper-pulsator of the fluid flow in the well, including a one-sided hydraulic cylinder, comprising a composite sleeve with drain channels of small cross-section made in its lower part, a connecting head with a seal, a bottom with a through groove, and an elastic element placed in the sleeve, a guide rod and a power piston with cuffs seals, hermetically separating the rod and piston cavity of the sleeve, characterized in that the hydraulic cylinder further comprises a screw mechanism, consisting of a lead screw and a reciprocal thread through bottom groove, and a stepped support with through holes located in the sleeve between the elastic element and the upper end of the screw, the guide rod is partially hollow with the possibility of communication with the rod cavity of the sleeve, in the wall of the upper part of the sleeve there is a bypass hole of small cross section, and in the wall in the middle part of the liner, flow openings are made, communicating the rod cavity of the liner with the wellbore, and the flow openings are made with the possibility of equipping with a hydraulic monitor and cavitation nozzle mi
RU2011117367/03A 2011-05-04 2011-05-04 Damping pulsator of fluid flow in well RU2468182C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011117367/03A RU2468182C1 (en) 2011-05-04 2011-05-04 Damping pulsator of fluid flow in well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2011117367/03A RU2468182C1 (en) 2011-05-04 2011-05-04 Damping pulsator of fluid flow in well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2468182C1 true RU2468182C1 (en) 2012-11-27

Family

ID=49254919

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2011117367/03A RU2468182C1 (en) 2011-05-04 2011-05-04 Damping pulsator of fluid flow in well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2468182C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2612706C2 (en) * 2016-02-17 2017-03-13 Виктор Васильевич Совпель Implosion non-expandable pressure hydrogenerator
RU209584U1 (en) * 2021-12-13 2022-03-17 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н.П. Огарёва" Water hammer device

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2039221C1 (en) * 1992-11-04 1995-07-09 Владимир Александрович Ежов Apparatus to facilitate productivity of stratum by implosion method
US20030127228A1 (en) * 1999-10-27 2003-07-10 Roger Stone Well treatment tool and method of treating a well
RU2212513C1 (en) * 2002-04-09 2003-09-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Hydrodynamic pulsed-pressure generator
RU2297516C2 (en) * 2005-03-04 2007-04-20 Алексей Васильевич Киевский Device for hydroimpulsive formation treatment
US7318471B2 (en) * 2004-06-28 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for monitoring and removing blockage in a downhole oil and gas recovery operation
RU2315174C1 (en) * 2006-05-22 2008-01-20 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") Device for sand plug removal from well
RU2395673C2 (en) * 2009-03-17 2010-07-27 Виктор Васильевич Совпель Repeated implosion hydraulic turbine pressure generator

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2039221C1 (en) * 1992-11-04 1995-07-09 Владимир Александрович Ежов Apparatus to facilitate productivity of stratum by implosion method
US20030127228A1 (en) * 1999-10-27 2003-07-10 Roger Stone Well treatment tool and method of treating a well
RU2212513C1 (en) * 2002-04-09 2003-09-20 Открытое акционерное общество "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" Hydrodynamic pulsed-pressure generator
US7318471B2 (en) * 2004-06-28 2008-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. System and method for monitoring and removing blockage in a downhole oil and gas recovery operation
RU2297516C2 (en) * 2005-03-04 2007-04-20 Алексей Васильевич Киевский Device for hydroimpulsive formation treatment
RU2315174C1 (en) * 2006-05-22 2008-01-20 Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" (ОАО "СевКавНИПИгаз" ОАО "Газпром") Device for sand plug removal from well
RU2395673C2 (en) * 2009-03-17 2010-07-27 Виктор Васильевич Совпель Repeated implosion hydraulic turbine pressure generator

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГАДИЕВ С.М. Использование вибрации в добыче нефти. - М.: Недра, 1977, с.49, 150, рис.89. *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2612706C2 (en) * 2016-02-17 2017-03-13 Виктор Васильевич Совпель Implosion non-expandable pressure hydrogenerator
RU209584U1 (en) * 2021-12-13 2022-03-17 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Национальный исследовательский Мордовский государственный университет им. Н.П. Огарёва" Water hammer device

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN103899250B (en) A kind of device improving oil gas well drilling speed
RU2459928C1 (en) Packer
RU2550119C1 (en) Hydraulic impact device
CN108798532B (en) Balance tool is turned round in pressure in pit
RU2468182C1 (en) Damping pulsator of fluid flow in well
RU2448230C1 (en) Hydraulic impact device
WO2019238139A1 (en) Device and method for reducing annulus drilling fluid pressure at well bottoms
RU2638673C1 (en) Device for interval hydraulic fracturing of formation
RU2242585C1 (en) Device for cleaning well from sand obstruction
RU143019U1 (en) PACKER
RU2533514C1 (en) Slot perforator
RU2448236C1 (en) Hydrodynamic pulsator
RU2583804C1 (en) Device for pulse action on reservoir
RU2613394C1 (en) Method of strong rocks hydraulic fracturing and combined facility for drilling and hydraulic fracturing of strong rock
RU2668100C1 (en) Device for well bottom flushing
RU115402U1 (en) DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER
RU2483192C1 (en) Drillable packer
CN109386248B (en) Hydraulic shock jam releasing tool
RU2539087C2 (en) Downhole pulsator
CN105696970B (en) Interval liquid flow impact formula well cementation vibrator
RU2367773C1 (en) Well cementing device
RU2719876C1 (en) Implosion-hydraulic pulse device for stimulation of wells
RU2585299C1 (en) Implosion pressure generator
CN103867161A (en) Steam injection blocking valve
RU2810660C1 (en) Device for pulsed fluid injection and reservoir development

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20130505

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20140620

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20150505

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20160520

QB4A Licence on use of patent

Free format text: LICENCE

Effective date: 20160706

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20180505