RU2529069C1 - Device for well beds processing - Google Patents
Device for well beds processing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2529069C1 RU2529069C1 RU2013128204/03A RU2013128204A RU2529069C1 RU 2529069 C1 RU2529069 C1 RU 2529069C1 RU 2013128204/03 A RU2013128204/03 A RU 2013128204/03A RU 2013128204 A RU2013128204 A RU 2013128204A RU 2529069 C1 RU2529069 C1 RU 2529069C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- spool
- slide valve
- radial holes
- shear elements
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для разобщения пластов в скважине при раздельной закачке в них различных реагентов.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for separating formations in a well with separate injection of various reagents.
Известно устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2282710, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2006 г.), содержащее пакер, включающий проходной корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с радиальными каналами и внутренней цилиндрической выборкой, вставленный в ствол золотник с двумя рядами радиальных каналов, разделенных поперечной глухой перегородкой, установленную внутри золотника втулку с посадочным седлом для шара, сбрасываемого внутрь устройства перед обработкой второго пласта, при этом верхний ряд радиальных каналов золотника находится напротив радиальных каналов ствола, а ствол, золотник и втулка соединены между собой дифференциальными срезными элементами, причем перед обработкой второго пласта верхние и нижние ряды радиальных каналов золотника сообщаются между собой посредством внутренней цилиндрической выборки ствола, гидравлически соединяя внутреннее пространство насосно-компрессорных труб с внутренним пространством корпуса пакера, при этом устройство выше разобщителя на расстоянии от пакера, превышающем толщину верхнего пласта, снабжено дополнительным пакером, состоящим из верхнего упора с цилиндрическим сужением, нижнего упора и дополнительной эластичной манжеты, установленной на цилиндрическом сужении верхнего упора, который телескопически установлен с возможностью осевого перемещения вниз в нижний упор, относительно которого зафиксирован срезным элементом, при этом нижний упор выполнен с возможностью взаимодействия с дополнительной эластичной манжетой, верхний упор снабжен гидравлическими якорями, поджатыми внутрь и взаимодействующими с обсадной колонной под давлением, создаваемым во внутреннем пространстве насосно-компрессорных труб.A device for processing strata in a well is known (patent RU No. 2282710, IPC E21B 33/12, published in Bulletin No. 24 of 08/27/2006), containing a packer including a through-case and an elastic sleeve, an isolator including a trunk with radial channels and internal cylindrical sampling, a spool inserted into the barrel with two rows of radial channels separated by a transverse blind partition, a sleeve installed inside the spool with a seat for the ball that is discharged into the device before processing the second layer, while the upper row is radial the spool channels are opposite the radial channels of the barrel, and the barrel, spool and sleeve are interconnected by differential shear elements, and before processing the second layer, the upper and lower rows of radial channels of the spool communicate with each other by means of an internal cylindrical selection of the barrel, hydraulically connecting the inner space of the tubing with the interior of the packer body, while the device is above the disconnector at a distance from the packer exceeding the thickness of the upper layer is equipped with an additional packer consisting of an upper stop with a cylindrical constriction, a lower stop and an additional elastic cuff mounted on a cylindrical narrowing of the upper stop, which is telescopically mounted with the possibility of axial movement down into the lower stop relative to which the shear element is fixed, while the lower stop is made with the possibility of interaction with an additional elastic cuff, the upper stop is equipped with hydraulic anchors, drawn inward and interacting with the casing onnoy under the pressure created in the interior of the tubing.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием большого количества узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the presence of a large number of nodes and parts;
- во-вторых, сложность и дороговизна изготовления как самого устройства, так и проточек на наружной поверхности проходного корпуса пакера;- secondly, the complexity and high cost of manufacturing both the device itself and the grooves on the outer surface of the packer passage housing;
- в-третьих, ограниченное кольцевое пространство разобщителя между стволом и золотником, в связи с чем через данное кольцевое пространство невозможно закачать высоковязкий химический состав.- thirdly, the limited annular space of the disconnector between the barrel and the spool, and therefore it is impossible to pump a highly viscous chemical composition through this annular space.
Также известно устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2282017, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2006 г.), содержащее пакер, включающий проходной корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с радиальными каналами и внутренней цилиндрической выборкой, золотник с двумя рядами радиальных каналов, разделенных поперечной глухой перегородкой и вставленных в ствол, установленную внутри золотника втулку с посадочным седлом для шара, сбрасываемого внутрь устройства перед обработкой второго пласта, при этом верхний ряд радиальных каналов золотника находится напротив радиальных каналов ствола, а ствол, золотник и втулка соединены между собой дифференциальными срезными элементами, причем перед обработкой второго пласта верхние и нижние ряды радиальных каналов золотника сообщаются между собой посредством внутренней цилиндрической выборки ствола, гидравлически соединяя внутреннее пространство насосно-компрессорных труб (НКТ) с внутренним пространством корпуса пакера, при этом устройство выше разобщителя на расстоянии от пакера, превышающем толщину верхнего пласта, снабжено дополнительным пакером, состоящим из цилиндра сверху и дополнительной эластичной манжеты, установленной на соединенном с разобщителем посредством муфты полом основания, с которым вверху жестко соединен поршень, и жестко связанного с колонной насосно-компрессорных труб цилиндра, в который телескопически установлен поршень с возможностью осевого перемещения вверх, образующего с поршнем полость, гидравлически соединенную с внутренним пространством насосно-компрессорных труб, причем цилиндр выполнен с возможностью взаимодействия с дополнительной эластичной манжетой.A device for treating formations in a well is also known (patent RU No. 2282017, IPC E21B 33/12, published in Bulletin No. 23 of 08/20/2006), comprising a packer including a through-case and an elastic sleeve, an isolator including a barrel with radial channels and internal cylindrical sampling, a spool with two rows of radial channels separated by a transverse blind partition and inserted into the barrel, a sleeve installed inside the spool with a seat for the ball that is discharged into the device before processing the second layer, while the upper row of ial channels of the spool are opposite the radial channels of the barrel, and the barrel, spool and sleeve are interconnected by differential shear elements, and before processing the second layer, the upper and lower rows of radial channels of the spool communicate with each other through an internal cylindrical selection of the barrel, hydraulically connecting the inner space of the tubing pipes (tubing) with the internal space of the packer body, while the device is higher than the disconnector at a distance from the packer exceeding the thickness of the ver the reservoir, equipped with an additional packer, consisting of a cylinder on top and an additional elastic sleeve installed on the base floor connected to the disconnector by means of a coupling, to which the piston is rigidly connected at the top, and a cylinder rigidly connected to the tubing string into which the piston is mounted the possibility of axial movement upward, forming with the piston a cavity hydraulically connected to the interior of the tubing, and the cylinder is made with the possibility New interactions with extra elastic cuff.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная наличием большого количества узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the presence of a large number of nodes and parts;
- во-вторых, сложность и дороговизна изготовления как самого устройства, так и проточек на наружной поверхности проходного корпуса пакера;- secondly, the complexity and high cost of manufacturing both the device itself and the grooves on the outer surface of the packer passage housing;
- в-третьих, ограниченное кольцевое пространство разобщителя между стволом и золотником, в связи с чем через данное кольцевое пространство невозможно закачать высоковязкий химический состав.- thirdly, the limited annular space of the disconnector between the barrel and the spool, and therefore it is impossible to pump a highly viscous chemical composition through this annular space.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК E21B 33/12, опубл. в бюл. №23 от 20.08.2004 г.), содержащее пакер, включающий корпус, обойму со шлипсами и штифтом, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, 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 седлом под запорный элемент, выполненный в виде шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта.The closest in technical essence and the achieved result is a device for treating formations in a well (patent RU No. 2234589, IPC E21B 33/12, published in Bulletin No. 23 of 08/20/2004), containing a packer including a housing, a clip with with slips and a pin, and the pin is installed in a figured groove and has the ability to move along the trajectory of the figured groove, and an elastic cuff, a disconnector, including a barrel and a spool equipped with radial channels, while the packer body is made through in the axial direction, and the disconnector spool is located inside its three trunks, connected with shear elements, is muffled from below and has a smaller diameter on the outer surface above the muffled section, forming a cavity with a barrel communicating through radial channels with the internal space of the disconnector, equipped with a conical bore in which a retaining ring is installed, interacting with the annular a groove located in the lower part of the barrel and a saddle under the locking element, made in the form of a ball, discharged into the device before processing the second layer.
Недостатками конструкции данного устройства, которые выявлены на основе опыта его практического применения на протяжении 8 лет, являются:The design disadvantages of this device, which are identified on the basis of experience in its practical application for 8 years, are:
- во-первых, низкая надежность работы устройства, связанная с тем, что в процессе спуска устройства в скважину и в процессе обработки нижнего пласта возможно отложение грязи, осадков в кольцевом пространстве между золотником и стволом разобщителя, вследствие чего при последующем перемещении золотника относительно ствола стопорное кольцо может не зафиксироваться в кольцевой проточке ствола разобщителя, так как оно выполнено слишком низко. В результате невозможно герметично отсечь нижний пласт и работать с верхним пластом;- firstly, the low reliability of the device, due to the fact that during the descent of the device into the well and during the processing of the lower layer, it is possible to deposit dirt, precipitation in the annular space between the spool and the disconnector barrel, as a result of which, when the spool is subsequently moved relative to the barrel, the ring may not be fixed in the annular groove of the disconnector barrel, since it is too low. As a result, it is impossible to hermetically cut off the lower layer and work with the upper layer;
- во-вторых, оно не позволяет производить обработку пластов с применением вязких химических составов, таких как гель, водонабухающий полимер (ВНП) и т.д., это происходит вследствие такого недостатка конструкции, как небольшое кольцевое пространство разобщителя между стволом и золотником, поэтому данное кольцевое пространство забивается высоковязким химическим составом и далее не продавливается, в связи с чем устройство в дальнейшем не выполняет свои функции, что сужает технологические возможности работы устройства;- secondly, it does not allow the processing of formations using viscous chemical compositions such as gel, water-swelling polymer (GNP), etc., this is due to such a design flaw as the small annular space of the disconnector between the barrel and the spool, therefore this annular space is clogged with a highly viscous chemical composition and is not further pressed through, in connection with which the device does not further fulfill its functions, which narrows the technological capabilities of the device;
- в-третьих, в процессе работ по поочередной обработке двух пластов после проведения работ с верхним пластом возникает необходимость возврата к нижнему пласту для проведения технологических работ с ним, но данное устройство это сделать не позволяет в виду несовершенства конструкции;- thirdly, in the process of sequentially processing two layers after working with the upper layer, it becomes necessary to return to the lower layer for technological work with it, but this device does not allow this in view of the imperfection of the design;
- в-четвертых, запорный элемент, выполненный в виде шара не позволяет герметично отсечь нижний пласт при свабировании верхнего пласта, например, при очистке верхнего пласта от продуктов реакции водного раствора кислот, так как шар будет подниматься вверх и пропускать из нижнего пласта.fourthly, the locking element, made in the form of a ball, does not allow hermetically to cut off the lower layer when swabbing the upper layer, for example, when cleaning the upper layer from the reaction products of an aqueous solution of acids, since the ball will rise up and pass from the lower layer.
Задачами изобретения являются усовершенствование конструкции устройства, повышение надежности работы устройства, расширение технологических возможностей работы устройства и герметичного отсечения нижнего пласта при свабировании верхнего пласта.The objectives of the invention are to improve the design of the device, increasing the reliability of the device, expanding the technological capabilities of the device and tight cutoff of the lower layer during swabbing of the upper layer.
Поставленная задача решается устройством для обработки пластов в скважине, содержащим проходной пакер и разобщитель, включающий ствол, золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник оснащен седлом под запорный элемент, сбрасываемый внутрь устройства перед обработкой верхнего пласта, конусную расточку, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой.The problem is solved by a device for treating formations in a well containing a feedthrough packer and disconnector, including a barrel, a spool located inside the barrel and connected to it by shear elements, the spool is equipped with a seat for a shut-off element that is discharged into the device before processing the upper layer, a conical bore, in which has a circlip interacting with an annular groove.
Новым является то, что ствол оснащен радиальными отверстиями и дополнительными срезными элементами, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных элементов, также ствол ниже радиальных отверстий снабжен обводным каналом, имеющим возможность сообщения верхней и нижней части ствола, минуя золотник, при этом в исходном положении обводной канал и радиальные отверстия ствола герметично перекрыты золотником, оснащенным центральным осевым отверстием, и радиальными каналами, причем радиальные каналы золотника при осевом перемещении вниз золотника относительно ствола под действием избыточного давления имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями ствола, а затем с обводным каналом ствола, при этом кольцевая проточка выполнена в нижней части золотника в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу с возможностью взаимодействия с ним, причем стопорное кольцо размещено в конусной расточке, выполненной в нижней части ствола выше дополнительных срезных элементов ствола, при этом ниже дополнительных срезных элементов ствол оснащен ограничителем хода золотника, а запорный элемент выполнен в виде штока переменного сечения, имеющего возможность фиксации в золотнике после посадки на седло золотника.New is that the barrel is equipped with radial holes and additional shear elements, the fracture force of which is higher than the shear element fracture force, also the barrel below the radial holes is equipped with a bypass channel that can communicate with the upper and lower parts of the barrel, bypassing the spool, while the bypass is in the initial position the bore and radial openings of the barrel are hermetically sealed by a spool equipped with a central axial bore and radial channels, and the radial channels of the spool with axial displacement downward pressure of the spool relative to the barrel under the influence of excessive pressure are able to alternately communicate first with the radial holes of the barrel, and then with the bypass channel of the barrel, while the annular groove is made in the lower part of the spool in the form of annular notches directed opposite to the retaining ring with the possibility of interaction with it, moreover, the retaining ring is placed in a conical bore made in the lower part of the barrel above the additional shear elements of the barrel, while below the additional shear elements The barrel is equipped with a spool stroke limiter, and the locking element is made in the form of a rod of variable cross-section, which can be fixed in the spool after landing on the spool seat.
На фиг.1, 2, 3 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе в процессе работы.Figure 1, 2, 3 schematically shows the proposed device in longitudinal section in the process.
На фиг.4 изображен золотник в зафиксированном относительно ствола положении.Figure 4 shows the spool in a position fixed relative to the barrel.
Устройство для обработки пластов в скважине состоит из проходного пакера и разобщителя 1 (см. фиг.1). Разобщитель 1 присоединен к пакеру (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) сверху, т.е. ствол 2 (см. фиг.1) разобщителя 1 снизу посредством муфты (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) соединен с корпусом проходного пакера. В качестве пакера применяют проходной пакер любой известной конструкции, например пакер ПРО-ЯМO2, выпускаемый НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).A device for processing formations in the well consists of a through packer and disconnector 1 (see figure 1). The
Золотник 3 (см. фиг.1) расположен внутри ствола 2 и соединен с ним срезными элементами 4. Золотник 3 оснащен седлом 5 (см. фиг.2) под запорный элемент, выполненный в виде штока переменного сечения 6, сбрасываемого внутрь устройства перед обработкой верхнего пласта (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано).The spool 3 (see figure 1) is located inside the
Ствол 2 (см. фиг.1 и 2) оснащен радиальными отверстиями 7 и дополнительными срезными элементами 8, усилие разрушения которых выше усилия разрушения срезных элементов 4.The barrel 2 (see figures 1 and 2) is equipped with
Усилие разрушения срезных элементов 4 и дополнительных срезных элементов 8 обеспечивается созданием избыточного гидравлического давления внутри устройства над золотником 3. Например, разрушение срезных элементов 4 происходит под действием избыточного гидравлического давления, равного 4 МПа, а разрушение дополнительных срезных элементов 8 происходит под действием избыточного гидравлического давления, равного 10 МПа. При этом необходимо учитывать то, что значение избыточного гидравлического давления, при котором происходит разрушение дополнительных срезных элементов, должно быть выше давления обработки нижнего пласта (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано), т.е. в данном случае менее 10 МПа, например 9,0 МПа.The fracture of shear elements 4 and
Ствол 2 (см. фиг.1) снабжен обводным каналом 9, имеющим возможность сообщения верхней и нижней частей ствола 2, минуя золотник 3.The barrel 2 (see figure 1) is equipped with a
В исходном положении обводной канал 9 и радиальные отверстия 7 ствола 2 герметично перекрыты золотником 3, оснащенным центральным осевым отверстием 10 и радиальными каналами 11. Пропускная способность (Q1) центрального осевого отверстия 10 золотника 3 определяется размерами его поперечного сечения, которое определяется опытным путем исходя из предполагаемой вязкости закачиваемого химического реагента, например выполняют центральное осевое отверстие 10 золотника диаметром 40 мм.In the initial position, the
В сравнении с прототипом за счет исключения кольцевого пространства между золотником и стволом разобщителя из конструкции устройства увеличивается пропускная способность устройства, и оно позволяет за один спуск оборудования произвести как обработку, так и их очистку двух пластов высоковязкими составами.In comparison with the prototype, by eliminating the annular space between the spool and the disconnector barrel from the device design, the device's throughput increases, and it allows both processing and cleaning of two layers with highly viscous compositions in one run of the equipment.
Радиальные каналы 11 золотника 3 при осевом перемещении вниз золотника 3 относительно ствола 2 под действием избыточного давления имеют возможность поочередного сообщения сначала с радиальными отверстиями 7 ствола 2, а затем с обводным каналом 9 ствола 2.The
Кольцевая проточка 12 выполнена в нижней части золотника 3 в виде кольцевых насечек (см. фиг.4), направленных противоположно стопорному кольцу 13 с возможностью взаимодействия с ним.An
Стопорное кольцо 13 размещено в конусной расточке 14, выполненной в нижней части ствола 2 выше дополнительных срезных элементов ствола 8.The
Ниже дополнительных срезных элементов 8 ствол 2 оснащен ограничителем хода 15 золотника 3. Ограничитель хода 15 золотника 3 выполнен в виде внутренней кольцевой выборки.Below the
Шток переменного сечения 6 имеет возможность фиксации посредством стопорного кольца 16 в золотнике 3 после посадки на седло 5 золотника 3. Стопорное кольцо 16 размещено в кольцевой проточке 17, выполненной на внутренней поверхности золотника 3.The rod of
Стопорные кольца 13 и 16 выполнены разрезными пружинными. С целью исключения несанкционированных перетоков жидкости сопрягаемые поверхности золотника 3 снабжены уплотнительными элементами (на фиг.1-4 показано условно).The
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Устройство (пакер+разобщитель 1) (см. фиг.1) в собранном виде на колонне труб (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) спускают в скважину на необходимую глубину и устанавливают между верхним и нижним пластами, которые необходимо обработать. Затем производят пакеровку (посадку) проходного пакера, например приподнимают на 1,5 м и опускают. В результате пакер герметично разделяет межколонные пространства скважины между двумя обрабатываемыми пластами.The device (packer + disconnector 1) (see figure 1) assembled on a pipe string (not shown in figures 1, 2, 3, 4) is lowered into the well to the required depth and installed between the upper and lower layers, which are necessary handle. Then, the packer is packaged (planted), for example, it is raised by 1.5 m and lowered. As a result, the packer hermetically separates the annular space of the well between two processed formations.
После этого приступают к обработке нижнего пласта (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано). Для этого реагент, например 15%-ный водный раствор соляной кислоты по колонне труб через центральное осевое отверстие 10 (фиг.1) золотника 3, ствол 2 разобщителя 1 и корпус проходного пакера закачивают в нижний пласт и оставляют на реакцию, при этом обводной канал 9 остается герметично перекрытым золотником 3. Применяют кислоту соляную синтетическую техническую (НО) по ГОСТ 857-95.After that proceed to the processing of the lower layer (figure 1, 2, 3, 4 not shown). To do this, a reagent, for example, a 15% aqueous solution of hydrochloric acid through a pipe string through the central axial hole 10 (Fig. 1) of the
После выдержки проводят свабирование путем снижения уровня, при этом срезные элементы 4 (фиг.1) неподвижно фиксируют золотник 3 относительно ствола 11 разобщителя 1.After exposure, swabbing is performed by lowering the level, while shear elements 4 (Fig. 1) motionlessly fix the
Затем приступают к обработке верхнего пласта. Для этого внутрь устройства по колонне труб сбрасывают шток переменного сечения 6, (фиг.2 и 3), который герметично садится на седло 5 и перекрывает центральное отверстие 10 (см. фиг.1) золотника 3. В колонне труб и в золотнике 3 устройства (см. фиг.3) выше штока переменного сечения 6 повышают давление с помощью насосного агрегата, например цементировочным агрегатом ЦА-320.Then proceed to the processing of the upper layer. For this, a rod of
В результате сначала шток переменного сечения 6 перемещается вниз относительно золотника 3 и герметично садится на седло 5. Перемещение штока переменного сечения 6 прекращается, когда шток переменного сечения 6 упирается торцом в торец седла 5, при этом происходит фиксация штока переменного сечения 6 стопорным кольцом 16, находящимся в кольцевой проточке 17 золотника 3 (см. фиг.2).As a result, the variable-
Далее давление в устройстве над золотником 3 продолжают повышать и при достижении давления 6 МПа, срезные элементы 4 разрушаются, золотник 3 перемещается вниз относительно ствола 2 разобщителя 1.Further, the pressure in the device above the
Стопорное кольцо 13 (см. фиг.2 и 4) входит в кольцевые насечки 12 золотника 3 и по ним перемещается вниз до взаимодействия нижнего торца золотника 3 (см. фиг.2) с дополнительными срезными элементами 8 и фиксируется в этом положении (см. фиг.2), при этом обводной канал 9 остается герметично перекрытым золотником 3, а радиальные каналы 11 золотника 3 совмещаются с радиальными отверстиями 7 ствола 2.The retaining ring 13 (see Fig. 2 and 4) enters the
Стопорное кольцо 13 размещено в конусной расточке 14, выполненной в нижней части ствола 2 выше дополнительных срезных элементов ствола 8, что обеспечивает надежную фиксацию золотника 3 относительно ствола 2 разобщителя 1 после контакта нижнего торца золотника 3 с дополнительными срезными элементами 8 и позволяет гарантированно герметично отсечь нижний пласт и работать с верхним пластом, что несомненно повышает надежность работы устройства в целом.The
После этого по колонне труб (см. фиг.2) через радиальные каналы 10 золотника 3 и радиальные отверстия 7 ствола 2 разобщителя 1 производят закачку реагента, например производят закачку углеводородного растворителя в верхний пласт и оставляют на реакцию. Закачку углеводородного растворителя в верхний пласт производят под давлением не более 10 МПа, например под давлением 9 МПа, так как при избыточном гидравлическом давлении 10 МПа происходит разрушение дополнительных срезных элементов 8. В качестве углеводородного растворителя применяют, например, Нефрас А-130/150 (ГОСТ 10214-78).After that, the reagent is pumped through the pipe string (see FIG. 2) through the
После выдержки также, как и в нижнем пласте производят свабирование путем снижения уровня, при этом перемещение золотника 3 относительно ствола 2 разобщителя 1 исключается благодаря фиксации стопорного кольца 13 в кольцевых насечках 12 золотника 3.After exposure, as in the lower layer, swabbing is performed by lowering the level, while the movement of the
Далее для того чтобы вернуться к нижнему пласту для проведения любой технологической операции, например для определения приемистости нижнего пласта в колонне труб и в устройстве над золотником 3, повышают давление с помощью насосного агрегата, например цементировочным агрегатом ЦА-320, и при достижении давления 10 МПа разрушаются дополнительные срезные элементы 8, золотник 3 перемещается вниз еще ниже относительно ствола 2 разобщителя 1, при этом стопорное кольцо 13 (см. фиг.2 и 3) продолжает находиться в кольцевых насечках 12 золотника 3 и по ним перемещается вниз до взаимодействия нижнего торца (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) золотника 3 (см. фиг.3) с ограничителем хода 15 золотника 3. В результате стопорное кольцо 13 фиксируется в кольцевых насечках 12 золотника 3 в нижнем положении (см. фиг.3).Further, in order to return to the lower layer for any technological operation, for example, to determine the injectivity of the lower layer in the pipe string and in the device above the
В результате радиальные каналы 11 золотника 3 герметично разобщаются с радиальными отверстиями 7 ствола 2 и сообщаются через обводной канал 9, гидравлически связывающий верхнюю и нижнюю части ствола 2, минуя золотник 3 с нижним пластом.As a result, the
После чего закачивают технологическую жидкость, например, пресную воду плотностью 1000 кг/м3 по колонне труб через обводной канал 9 в нижний пласт и определяют его приемистость.Then pumped technological fluid, for example, fresh water with a density of 1000 kg / m 3 through the pipe string through the
Далее производят распакеровку пакера. Для этого колонну труб поднимают на 1,5 м и пакер принимает первоначальное положение, а устройство готово к извлечению. После чего колонну труб с устройством поднимают на поверхность.Next, the packer is unpacked. To do this, the pipe string is raised by 1.5 m and the packer takes its original position, and the device is ready for removal. Then the pipe string with the device is raised to the surface.
Предлагаемая конструкция устройства позволяет при поочередной обработке двух пластов после проведения работ с верхним пластом вновь вернуться к нижнему пласту для проведения технологических работ с ним, что позволяет расширить его технологические возможности. Кроме того, устройство позволяет герметично отсекать нижний пласт при свабировании верхнего пласта.The proposed design of the device allows for the sequential processing of two layers after carrying out work with the upper layer again to return to the lower layer for technological work with him, which allows to expand its technological capabilities. In addition, the device allows hermetically to cut off the lower layer while swabbing the upper layer.
Предлагаемое устройство имеет усовершенствованную конструкцию, расширенные технологические возможности и высокую надежность в работе.The proposed device has an improved design, advanced technological capabilities and high reliability.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013128204/03A RU2529069C1 (en) | 2013-06-19 | 2013-06-19 | Device for well beds processing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013128204/03A RU2529069C1 (en) | 2013-06-19 | 2013-06-19 | Device for well beds processing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2529069C1 true RU2529069C1 (en) | 2014-09-27 |
Family
ID=51656526
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013128204/03A RU2529069C1 (en) | 2013-06-19 | 2013-06-19 | Device for well beds processing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2529069C1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2761798C1 (en) * | 2021-06-10 | 2021-12-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Submersible pump with bypass for liquid injection |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3503249A (en) * | 1968-05-10 | 1970-03-31 | Joseph Frank Dumond | Tool for testing pipe joints |
RU37140U1 (en) * | 2003-12-25 | 2004-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL |
RU2234589C1 (en) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for treating beds in well |
RU43580U1 (en) * | 2004-09-10 | 2005-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В. Д. Шашина | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL |
RU2282017C1 (en) * | 2005-01-11 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well reservoir treatment in well |
RU2282710C1 (en) * | 2005-02-11 | 2006-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for formation treatment inside well |
-
2013
- 2013-06-19 RU RU2013128204/03A patent/RU2529069C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3503249A (en) * | 1968-05-10 | 1970-03-31 | Joseph Frank Dumond | Tool for testing pipe joints |
RU2234589C1 (en) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for treating beds in well |
RU37140U1 (en) * | 2003-12-25 | 2004-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL |
RU43580U1 (en) * | 2004-09-10 | 2005-01-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В. Д. Шашина | DEVICE FOR PROCESSING LAYERS IN A WELL |
RU2282017C1 (en) * | 2005-01-11 | 2006-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for well reservoir treatment in well |
RU2282710C1 (en) * | 2005-02-11 | 2006-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for formation treatment inside well |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2761798C1 (en) * | 2021-06-10 | 2021-12-13 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Submersible pump with bypass for liquid injection |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA3017961C (en) | Toe valve | |
US10487618B2 (en) | System and method for sealing a wellbore | |
CN107923235A (en) | Three handle and produce valve module without formula is intervened | |
RU2302511C2 (en) | Device to execute operations in well | |
WO2015117224A1 (en) | Pressure activated completion and testing tools and methods of use | |
US20180223628A1 (en) | A Valve System of a Well Pipe Through an Hydrocarbon Containing Formation and a Method to Operate the Same | |
WO2016048896A1 (en) | Pressure actuated downhole tool | |
RU2509872C1 (en) | Well formation treatment device | |
RU164723U1 (en) | PACKER DRILLED | |
RU2524706C1 (en) | Device for in-well bed processing | |
RU2499126C1 (en) | Device for in-well bed processing | |
RU2529069C1 (en) | Device for well beds processing | |
US20180058173A1 (en) | Downhole actuation system | |
US20160215589A1 (en) | Tubular actuation system and method | |
NO347862B1 (en) | Cement Masking System and Method Thereof | |
RU2533514C1 (en) | Slot perforator | |
RU2601689C1 (en) | Device for separate pumping of liquid into two formations | |
RU2613405C1 (en) | Device for interval formation treatment in open horizontal shaft of well | |
RU2421600C1 (en) | Device for treatment of reservoirs in well | |
RU2570160C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
RU2431734C1 (en) | Device for development of reservoirs in well | |
US10208566B2 (en) | Wellbore stimulation tool, assembly and method | |
RU2574096C1 (en) | Device for well beds processing in borehole | |
US8607875B2 (en) | Rotational wellbore test valve |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20200620 |