RU2520981C1 - Well operation device - Google Patents
Well operation device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2520981C1 RU2520981C1 RU2013122895/03A RU2013122895A RU2520981C1 RU 2520981 C1 RU2520981 C1 RU 2520981C1 RU 2013122895/03 A RU2013122895/03 A RU 2013122895/03A RU 2013122895 A RU2013122895 A RU 2013122895A RU 2520981 C1 RU2520981 C1 RU 2520981C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- string
- casing
- additional production
- coupling
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of the well.
Известен способ подготовки и проведения подземного ремонта скважины, в котором описана конструкция скважины, включающая обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб (Патент РФ №2188301, опублик. 27.08.2002).A known method of preparing and conducting underground well repair, which describes the design of the well, including a casing string, an additional production string and tubing string (RF Patent No. 2188301, published. 08.27.2002).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ разработки залежи высоковязкой нефти и битумов и устройство для теплового вытеснения продукции из горизонтальных скважин (Патент РФ №2445452, опублик. 20.03.2012 - прототип). Устройство включает обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну, колонну насосно-компрессорных труб, пакеры, клапаны.Closest to the proposed invention in technical essence is a method of developing deposits of highly viscous oil and bitumen and a device for thermal displacement of products from horizontal wells (RF Patent No. 2445452, published on March 20, 2012 - a prototype). The device includes a casing string, an additional production string, tubing string, packers, valves.
Общим недостатком известных технических решений является невозможность извлечения оборвавшихся насосно-компрессорных труб из дополнительной эксплуатационной колонны.A common disadvantage of the known technical solutions is the impossibility of extracting broken tubing from an additional production string.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения извлечения из скважины оборвавшихся насосно-компрессорных труб.The proposed invention solves the problem of ensuring the recovery from the well of broken tubing.
Задача решается тем, что в устройстве для эксплуатации скважины, включающем обсадную колонну, дополнительную эксплуатационную колонну и колонну насосно-компрессорных труб, согласно изобретению, используют дополнительную эксплуатационную колонну, не доходящую до устья скважины, колонну насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны снабжают неподвижно закрепленной наружной муфтой, в качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83.The problem is solved in that in a device for operating a well, including a casing string, an additional production string and a tubing string, according to the invention, an additional production string is used that does not reach the wellhead, the tubing string is higher than the additional production string and near from the top of the additional production casing they provide a fixed external coupling; a coupling with an outer diameter larger than the inside is used as a coupling the diameter of the additional production casing and not more than the outer diameter of the standard casing string template and with the ratio of the outer diameter to the height of the coupling ranging from 0.70 to 0.83.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
В настоящее время фонд скважин стареет, все чаще нарушается целостность (герметичность) эксплуатационных колонн скважин. Для ликвидации нарушений в скважину спускают дополнительную эксплуатационную колонну малого диаметра, перекрывающую нарушения целостности первоначальной колонны. Межтрубное пространство цементируют. Далее перфорируют интервал продуктивного пласта и эксплуатируют скважину.At present, the well stock is aging, and the integrity (tightness) of production wells is increasingly being violated. To eliminate violations in the well, an additional production casing of small diameter is lowered, overlapping the integrity violations of the original casing. The annulus is cemented. Then perforate the interval of the reservoir and exploit the well.
Однако на скважинах с дополнительными колоннами имеется значительный недостаток - в случае обрыва и «полета» колонны насосно-компрессорных труб на забой происходит их заклинивание - авария, которая влечет за собой невозможность ликвидировать осложнение силами бригад подземного ремонта скважин, вывод скважины в бездействие, ожидание капитального ремонта скважины. Вследствие отсутствия специализированного оборудования для ликвидации данных осложнений в дополнительных колоннах малого диаметра возникают большие затраты на ликвидацию осложнения силами бригад капитального ремонта скважин.However, in wells with additional columns, there is a significant drawback - in the event of a breakdown and “flight” of the tubing string to the bottom, they get jammed - an accident that entails the inability to eliminate the complication by the underground repair crews, putting the well intoactive, waiting for a major well repair. Due to the lack of specialized equipment for the elimination of these complications in additional small-diameter columns, large costs arise for the elimination of complications by the workover crews.
Для исключения осложнений в дополнительной эксплуатационной колонне, связанных с заклиниванием оборвавшейся подвески насосно-компрессорных труб, предлагаются следующие мероприятия. Верх дополнительной эксплуатационной колонны располагают на расстоянии от устья скважины, на колонне насосно-компрессорных труб выше дополнительной эксплуатационной колонны и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны неподвижно закрепляют наружную муфту, в качестве муфты используют муфту с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны и не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны и с соотношением наружного диаметра к высоте муфты в пределах от 0,70 до 0,83.To avoid complications in the additional production casing associated with jamming of the broken suspension of the tubing, the following measures are proposed. The top of the additional production casing is located at a distance from the wellhead, on the tubing string above the additional production casing and close to the top of the additional production casing, the external coupling is fixed, as a coupling using a coupling with an outer diameter larger than the inner diameter of the additional production casing and not more the outer diameter of the standard casing template and with the ratio of the outer diameter to the height of the sleeve before Lah from 0.70 to 0.83.
На фиг.1 и 2 представлено заявленное устройство для эксплуатации скважины.Figure 1 and 2 presents the claimed device for the operation of the well.
Устройство включает обсадную колонну 1, дополнительную эксплуатационную колонну 2, не доходящую до устья 3 скважины 4, колонну насосно-компрессорных труб 5 и муфту 6.The device includes a
На фиг.1 представлено устройство скважины при размещении колонны насосно-компрессорных труб 5 над дополнительной эксплуатационной колонной 2. В этом случае муфта 6 размещена снизу под колонной насосно-компрессорных труб 5, т.е выше дополнительной эксплуатационной колонны 2 и на ближайшем расстоянии от верха дополнительной эксплуатационной колонны 2. На фиг.2 представлен вариант, при котором колонна насосно-компрессорных труб 5 частично погружена в дополнительную эксплуатационную колонну 2. В этом случае муфта 6 размещена на колонне насосно-компрессорных труб 5 выше дополнительной эксплуатационной колонны 2 и вблизи от верха дополнительной эксплуатационной колонны 2.Figure 1 shows the device of the well when placing the string of
Использование муфты с наружным диаметром больше внутреннего диаметра дополнительной эксплуатационной колонны предопределяет невозможность прохождения муфты в дополнительную эксплуатационную колонну 2 и, соответственно, прохождение всей колонны насосно-компрессорных труб 5. Использование муфты 6 с наружным диаметром не больше наружного диаметра стандартного колонного шаблона для обсадной колонны 1 предопределяет прохождение муфты 6 по обсадной колонне 1 и одновременное центрирование муфты 6 и всей колонны насосно-компрессорных труб 5 в скважине 4. Центрирование позволяет распределить нагрузки при ударе муфты 6 о дополнительную эксплуатационную колонну 2, предотвратить изгибающие нагрузки, сохранить целостность всех колонн. Соотношение наружного диаметра к высоте муфты 6 в пределах от 0,70 до 0,83 позволяет обеспечить надежность крепления муфты 6 на колонне насосно-компрессорных труб 5, обеспечить сохранность конструкции при повторных ударных нагрузках. Испытания в скважине показали, что при заявленном диапазоне соотношений обеспечивается сохранность конструкции после 20 ударов муфты 6 с колонной насосно-компрессорных труб 5 о дополнительную эксплуатационную колонну 2. Снижение соотношения ниже 0,70 и превышение выше 0,83 вызывает снижение устойчивости к удару.The use of a coupling with an outer diameter larger than the inner diameter of the additional production string makes it impossible to pass the coupling into the
В качестве примера в таблице 1 представлены размеры муфты для использования в скважине с разными обсадными и дополнительными эксплуатационными колоннами.As an example, table 1 shows the dimensions of the coupling for use in a well with different casing and additional production casing.
В таблице 2 представлены диаметры колонн по отношению к диаметру спускаемых шаблонов.Table 2 presents the diameters of the columns in relation to the diameter of the descent templates.
Применение данного предложения позволит исключить заклинивание подвески в скважине, провести процесс ликвидации аварии стандартным инструментом силами бригад подземного ремонта скважины, снизить затраты и сократить время ремонта.The application of this proposal will eliminate the jamming of the suspension in the borehole, carry out the process of liquidating the accident with a standard tool using underground well repair teams, reduce costs and reduce repair time.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013122895/03A RU2520981C1 (en) | 2013-05-20 | 2013-05-20 | Well operation device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013122895/03A RU2520981C1 (en) | 2013-05-20 | 2013-05-20 | Well operation device |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2520981C1 true RU2520981C1 (en) | 2014-06-27 |
Family
ID=51218069
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013122895/03A RU2520981C1 (en) | 2013-05-20 | 2013-05-20 | Well operation device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2520981C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU184576U1 (en) * | 2017-09-05 | 2018-10-30 | Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" | DEVICE FOR PREVENTING FALLING INLINE-EQUIPMENT EQUIPMENT IN THE WELL |
RU217623U1 (en) * | 2022-09-29 | 2023-04-07 | Роман Иванович Шикула | DOWNHOLE ANTI-FLIGHT CAMERA |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6283211B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-09-04 | Polybore Services, Inc. | Method of patching downhole casing |
RU2188301C1 (en) * | 2001-01-19 | 2002-08-27 | Уразаков Камил Рахматуллович | Method of preparation and performance of well servicing |
RU2273718C1 (en) * | 2004-07-02 | 2006-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная компания "ЭКСБУР Ко" | Method for casing pipe repair in well |
RU58598U1 (en) * | 2006-08-15 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | COUPLING LOCK |
RU2379463C1 (en) * | 2008-08-12 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Centraliser for additional casing string centralising inside main casing string and its manufacture method |
-
2013
- 2013-05-20 RU RU2013122895/03A patent/RU2520981C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6283211B1 (en) * | 1998-10-23 | 2001-09-04 | Polybore Services, Inc. | Method of patching downhole casing |
RU2188301C1 (en) * | 2001-01-19 | 2002-08-27 | Уразаков Камил Рахматуллович | Method of preparation and performance of well servicing |
RU2273718C1 (en) * | 2004-07-02 | 2006-04-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная компания "ЭКСБУР Ко" | Method for casing pipe repair in well |
RU58598U1 (en) * | 2006-08-15 | 2006-11-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | COUPLING LOCK |
RU2379463C1 (en) * | 2008-08-12 | 2010-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Centraliser for additional casing string centralising inside main casing string and its manufacture method |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
"Трубы нефтяного сортамента" Справочник под редакцией САРОЯНА А.Е., Москва, Недра, 1987, с.341-343 * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU184576U1 (en) * | 2017-09-05 | 2018-10-30 | Публичное акционерное общество "Оренбургнефть" | DEVICE FOR PREVENTING FALLING INLINE-EQUIPMENT EQUIPMENT IN THE WELL |
RU217623U1 (en) * | 2022-09-29 | 2023-04-07 | Роман Иванович Шикула | DOWNHOLE ANTI-FLIGHT CAMERA |
RU2812974C1 (en) * | 2023-07-03 | 2024-02-06 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device to prevent downhole equipment from falling onto bottom |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP3492690B1 (en) | High pressure multibore junction assembly | |
CA2660219C (en) | System and method for thru tubing deepening of gas lift | |
US20180038207A1 (en) | Jet perforating and cutting method | |
US20160245035A1 (en) | Assembling a perforating gun string within a casing string | |
EP2228513A3 (en) | Wireline run fracture isolation sleeve and plug and method of operating same | |
CN204703876U (en) | A kind of bridge-type concentric separated-injection tubing string | |
MX362978B (en) | Wellbore servicing fluids and methods of making and using same. | |
WO2013142179A3 (en) | Inflatable collar and downhole method for moving a coiled tubing string | |
RU2520981C1 (en) | Well operation device | |
CN105134184A (en) | Process pipe string for horizontal well continuous channeling verification and method | |
US9322235B2 (en) | Weight setting indicator | |
EP2878763A1 (en) | A downhole casing string | |
US10605017B2 (en) | Unseating tool for downhole standing valve | |
EP2813669A1 (en) | A completion method and a downhole system | |
US8479827B2 (en) | Disconnect devices for downhole strings | |
CN204457594U (en) | Bridging plug | |
CN108979600B (en) | Oil pipe puncher and method for solving blocking problem of choke | |
BR112015027660A2 (en) | open sea completion with double barrier | |
US9518456B2 (en) | Coiled tubing deployed gas injection mandrel | |
US8534363B1 (en) | Methods and devices for restoring control and resuming production at an offshore oil well following an uncontrolled fluid release after an explosion | |
CN204175228U (en) | The marine thermal recovery well head device of monotubular twin-well | |
CN204082082U (en) | Circulation blanking plug | |
CN205025460U (en) | Horizontal well is tested in succession and is scurried technology tubular column | |
CN204024578U (en) | A kind of packer | |
CN204371288U (en) | Gas field well pressure break structure |