RU2535544C1 - Device to up oil yield - Google Patents
Device to up oil yield Download PDFInfo
- Publication number
- RU2535544C1 RU2535544C1 RU2013137276/03A RU2013137276A RU2535544C1 RU 2535544 C1 RU2535544 C1 RU 2535544C1 RU 2013137276/03 A RU2013137276/03 A RU 2013137276/03A RU 2013137276 A RU2013137276 A RU 2013137276A RU 2535544 C1 RU2535544 C1 RU 2535544C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pipe
- hollow body
- packer
- holes
- well
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.The invention relates to the oil and gas industry and can be used, in particular, to extend the anhydrous mode of operation of oil wells.
Известен переключатель потока (патент РФ №2184294, МПК F16K 11/02, опубл. 27.06.2002 г.), включающий корпус с входным и выходным патрубками, проходное диаметральное и радиальное отверстия, запорный орган, снабженный цилиндрическим и конусными участками, привод, сквозной канал для привода, выполненный на цилиндрическом участке, а корпус снабжен по обе стороны цилиндрическими патрубками меньшего диаметра с размещенными в них съемными седлами, и патрубки расположены эксцентрично относительно корпуса, в котором выполнено сквозное отверстие, перпендикулярное оси входного (основного) патрубка, и ось которого расположена в плоскости оси цилиндрических патрубков, а переключатель потока снабжен приводным валом с эксцентричной втулкой, входящей в кинематическую связь с ползуном привода запорного органа.Known flow switch (RF patent No. 2184294, IPC
Недостатками данного переключателя потока являются:The disadvantages of this flow switch are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- во-вторых, для переключения потока требуется самостоятельный механический привод.- secondly, to switch the flow requires an independent mechanical drive.
Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК E21B 43/14, опубл. 27.08.2006 г.), включающее пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными ниже и выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, которая нижней своей частью соединена с корпусом, а верхняя ее часть по наружной поверхности взаимодействует с кольцевой втулкой, имеющей возможность осевого перемещения и снабженной кольцевым уплотнением и срезными штифтами, фиксирующими ее в корпусе, которая при перемещении вниз, после срезания штифтов, перекрывает отверстия в корпусе, расположенные над уплотнительным элементом пакера, отключая тем самым поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера.A device for intensifying oil production is known (RF patent No. 2282715, IPC E21B 43/14, published on 08.27.2006), including a packer with a flow switch installed in it, which is made in the form of a hollow body with holes located below and above the sealing packer element, and inside the housing concentrically to its axis there is a pipe, which is connected with the lower part to the housing, and its upper part interacts with the annular sleeve on the outer surface, which is axially movable and equipped with an annular seal and shear E pins, retaining it within the housing which when moved downwards, after cutting pins, covers openings of the cabinet, located above the sealing member of the packer, thereby cutting off flow from the orifices below the packer sealing element.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая функциональная возможность отключателя потока, так как он позволяет отключать поток жидкости только из нижних отверстий и не позволяет отключить поток жидкости из верхних отверстий (при обводнении продукции скважины сверху);- firstly, the low functionality of the flow switch, as it allows you to turn off the fluid flow only from the lower holes and does not allow you to turn off the fluid flow from the upper holes (when watering the well production from above);
- во-вторых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что при поступлении воды сверху невозможно продлить безводный режим эксплуатации нефтяных скважин.- secondly, low work efficiency due to the fact that when water is supplied from above it is impossible to extend the waterless operation mode of oil wells.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2424422, МПК E21B 43/00, опубл. 20.07.2011 г.), включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, расположенными выше уплотнительного элемента пакера, а внутри корпуса концентрично его оси расположена труба, кольцевую втулку со срезными штифтами, имеющую возможность осевого перемещения после срезания штифтов, кольцевые уплотнения, при этом труба жестко соединена с колонной труб, а снаружи снабжена поршнем, закрепленным в корпусе разрушаемыми элементами, при этом труба с поршнем после срезания разрушаемых элементов имеют возможность осевого перемещения вниз относительно корпуса отключателя потока и герметичного перекрытия отверстий корпуса выше пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше пакера, и нижним рядом отверстий, сообщающихся с подпакерным пространством скважины, причем кольцевая втулка закреплена срезными штифтами внутри трубы выше его верхнего ряда отверстий, а сверху снабжена седлом под сбрасываемый с устья в колонну труб шар, при этом после срезания штифтов кольцевая втулка имеет возможность перемещения вниз и герметичного перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе, отключая тем самым поток из подпакерного пространства скважины.The closest in technical essence is a device for operating a well and shutting off the flooded part of the formation (RF patent No. 2424422, IPC E21B 43/00, published July 20, 2011), including a pipe string lowered into the well, a packer with a flow switch installed in it , which is made in the form of a hollow body with holes located above the packer sealing element, and inside the body concentrically to its axis there is a pipe, an annular sleeve with shear pins having axial movement after cutting the pins, rings e seals, while the pipe is rigidly connected to the pipe string, and the outside is equipped with a piston fixed in the housing with destructible elements, while the pipe with the piston after cutting the destructible elements have the possibility of axial movement downward relative to the body of the flow switch and hermetically closing the openings of the housing above the packer, also the pipe is equipped with an upper row of holes communicating with the holes of the housing above the packer, and a lower row of holes communicating with the under-packer space of the well, and the annular sleeve behind it is secured with shear pins inside the pipe above its upper row of holes, and on top it is equipped with a seat for a ball which is discharged from the mouth into the pipe string, and after cutting the pins, the annular sleeve has the ability to move down and seal the lower row of holes in the pipe, thereby disconnecting the flow from the sub-packer well space.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (поршень, кольцевая втулка и т.д.);- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts (piston, ring sleeve, etc.);
- во-вторых, трудоемкий и длительный технологический процесс отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины, связанный с необходимостью извлечения скважинного насоса, расположенного в составе колонны труб выше данного устройства, распакеровкой пакера, а также сбрасывания шара в колонну труб и создания давления в колонне труб с привлечением насосного агрегата, достаточного для разрушения срезного элемента и перемещения вниз втулки с последующим спуском скважинного насоса на колонне труб и посадкой пакера;- secondly, the laborious and lengthy process of shutting off the flow of produced products from the sub-packer space of the well, associated with the need to remove the well pump located in the pipe string above this device, unpacking the packer, and also dropping the ball into the pipe string and creating pressure in the string pipes with the involvement of the pump unit, sufficient to destroy the shear element and move down the sleeve with the subsequent descent of the borehole pump on the pipe string and landing packer ;
- в-третьих, устройство одноразового переключения подпакерного пространства скважины, так как, если кольцевая втулка один раз перекроет нижний ряд отверстий трубы, то при необходимости восстановления отбора добываемой продукции из подпакерного пространства скважины устройство не позволит этого выполнить.- thirdly, a device for one-time switching of the under-packer space of the well, since if the annular sleeve once overlaps the lower row of pipe holes, the device will not allow this to be performed if it is necessary to restore the selection of produced products from the under-packer space of the well.
Техническими задачами изобретения являются упрощение конструкции, снижение трудоемкости и длительности технологического процесса по отключению добываемой продукции из над- и подпакерного пространств скважины, а также выполнение устройства с возможностью переключения потоков добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины неограниченное количество раз.The technical objectives of the invention are to simplify the design, reduce the complexity and duration of the process for disconnecting the produced products from the above- and sub-packer spaces of the well, as well as the implementation of the device with the ability to switch the flows of produced products from the above- and / or sub-packer spaces of the well an unlimited number of times.
Поставленная техническая задача решается устройством для интенсификации добычи нефти, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, причем внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, жестко соединенная с колонной труб и снабженная верхним и нижним рядами отверстий, а также срезными штифтами и кольцевые уплотнения.The stated technical problem is solved by a device for intensifying oil production, including a pipe string lowered into the well, a packer with a flow switch installed in it, which is made in the form of a hollow body with holes, and a pipe rigidly connected to the pipe string is located inside the hollow body concentric with its axis equipped with upper and lower rows of holes, as well as shear pins and O-rings.
Новым является то, что верхний конец полого корпуса оснащен снаружи центратором, при этом труба снизу оснащена ниппелем с конической поверхностью, сужающейся сверху вниз, причем выше верхнего ряда отверстий снаружи труба оснащена срезными штифтами, а выше срезных штифтов труба на расстоянии, равном длине между ее верхним и нижним рядами отверстий, оснащена упорным кольцом, причем отверстия в полом корпусе выполнены в два ряда, при этом верхний ряд отверстий полого корпуса выполнен выше пакера, а нижний ряд отверстий полого корпуса выполнен ниже пакера, причем в исходном положении верхние, а также нижние ряды отверстий трубы и полого корпуса сообщаются между собой и одновременно сообщают надпакерное и подпакерное пространства скважины с внутренним пространством трубы, при этом срезные штифты трубы упираются в верхний торец полого корпуса, причем для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх относительно полого корпуса и сообщения надпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через его верхний ряд отверстий, при этом для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства скважины труба имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз после разрушения срезных штифтов до опоры упорного кольца трубы в верхний торец полого корпуса и сообщения подпакерного пространства скважины с внутренним пространством трубы через совмещенные нижний ряд отверстий полого корпуса и верхний ряд отверстий трубы.What is new is that the upper end of the hollow body is equipped with a centralizer on the outside, while the pipe below is equipped with a nipple with a conical surface tapering from top to bottom, and above the upper row of holes on the outside the pipe is equipped with shear pins, and above the shear pins the pipe is at a distance equal to the length between it the upper and lower rows of holes, equipped with a thrust ring, and the holes in the hollow body are made in two rows, while the upper row of holes of the hollow body is made above the packer, and the bottom row of holes of the hollow body is made n below the packer, and in the initial position, the upper and lower rows of the holes of the pipe and the hollow body communicate with each other and at the same time communicate the over-packer and under-packer spaces of the well with the inside of the pipe, while the shear pins of the pipe abut against the upper end of the hollow body, the flow of produced products from the sub-packer space of the well the pipe has the possibility of limited axial upward movement relative to the hollow body and communication of the over-packer space of the well the inner space of the pipe through its upper row of openings, while for shutting off the flow of produced products from the overpacker space of the well, the pipe has the possibility of limited axial movement downward after the shear pins are destroyed to support the thrust ring of the pipe in the upper end of the hollow body and the under-packer space of the well communicates with the inner space of the pipe through the combined lower row of holes of the hollow body and the upper row of holes of the pipe.
На фигуре 1 в продольном разрезе схематично изображено в исходном положении предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции одновременно из надпакерного и подпакерного пространств скважины.The figure 1 in longitudinal section schematically shows in the initial position the proposed device when selecting the produced products simultaneously from the overpacker and subpacker spaces of the well.
На фигуре 2 в продольном разрезе схематично изображено предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции из надпакерного пространства скважины.The figure 2 in longitudinal section schematically shows the proposed device for the selection of produced products from the overpacker space of the well.
На фигуре 3 в продольном разрезе схематично изображено предлагаемое устройство при отборе добываемой продукции из подпакерного пространства скважины.The figure 3 in longitudinal section schematically shows the proposed device when selecting the produced products from the sub-packer space of the well.
Устройство для интенсификации добычи нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1, 2, 3) колонну труб 2, пакер 3 с установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с отверстиями.A device for intensifying oil production includes a
Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 6, жестко соединенная с колонной труб 2. Труба 6 снабжена верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий. Верхняя часть полого корпуса 5 оснащена снаружи центратором 9.Inside the
Труба 6 снизу оснащена ниппелем 10 с конической поверхностью 11, сужающейся сверху вниз. Выше верхнего ряда отверстий 7 снаружи труба 6 оснащена срезными штифтами 12, например усилие разрушения срезных штифтов составляет 7·104 Н.The
Выше срезных штифтов 12 на расстоянии c, например, равном 3 м, труба 6 оснащена упорным кольцом 13. Расстояние с равно длине b, равной 3 м, между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6. Отверстия в полом корпусе 5 выполнены в два ряда, причем верхний ряд отверстий 14 полого корпуса 5 выполнен выше пакера 3, а нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 выполнен ниже пакера 3.Above the
В исходном положении (см. фиг.1 и 2) верхние 7 и 14 ряды отверстий, а также нижние 8 и 15 ряды отверстий соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 сообщаются между собой и одновременно сообщают соответствующие надпакерное 16 и подпакерное 17 пространства скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6, при этом срезные штифты 12 трубы 6 упираются в верхний торец 19 полого корпуса 5.In the initial position (see FIGS. 1 and 2), the upper 7 and 14 rows of holes, as well as the lower 8 and 15 rows of holes, respectively, of the
Для отключения потока добываемой продукции из подпакерного пространства 17 труба 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вверх на длину a, например, равную 2 м, относительно полого корпуса 5 и сообщения надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 8.To turn off the flow of produced products from the under-
Для отключения потока добываемой продукции из надпакерного пространства 16 скважины (верхней части пласта) труба 6 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз на длину b, равную 3 м, после разрушения срезных штифтов 12 до опоры упорного кольца 13 трубы 6 в верхний торец 19 полого корпуса 5 и сообщения подпакерного пространства 17 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через совмещенные нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 и верхний ряд 8 отверстий трубы 6. Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевыми уплотнениями 20.To turn off the flow of produced products from the above-
Устройство для интенсификации добычи нефти работает следующим образом.A device for intensifying oil production works as follows.
Производят монтаж устройства в скважине 1 (см. фиг.1) при помощи подъемного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показано). Для этого сначала на колонне труб с разъединителем любой известной конструкции, например с механическим разъединителем с левой резьбой, спускают полый корпус 5 (см. фиг.1) отключателя потока 4 с пакером 3 в скважину 1 до упора нижнего конца полого корпуса 5 в забой (на фиг.1, 2, 3 не показано) скважины 1.Install the device in the well 1 (see Fig. 1) using a lifting unit (Figs. 1, 2, 3 are not shown). To do this, first on the pipe string with a disconnector of any known design, for example with a mechanical disconnector with a left-hand thread, lower the hollow body 5 (see Fig. 1) of the
Производят сначала посадку пакера 3 (см. фиг.1, 2, 3) в скважине 1, а затем отсоединение колонны труб от полого корпуса 5 посредством разъединителя (левой резьбы) путем вращения колонны труб по часовой стрелке с устья скважины 1. После чего извлекают колонну труб с разъединителем, а полый корпус 5 остается в скважине, причем центраторы 9 центрируют полый корпус 5 относительно оси скважины 1.First, the
Далее в скважину 1 на конце колонны труб 2 спускают трубу 6, при этом в процессе спуска колонны труб 2 ее снабжают скважинным насосом (на фиг.1, 2, 3, не показано) любой известной конструкции, например электроцентробежным. Труба 6 (см. фиг.1, 2, 3) конической поверхностью 11 ниппеля 10 входит в полый корпус 5. Далее колонну труб 2 с трубой 6 спускают в полый корпус 5 отключателя потока 4 до тех пор, пока труба 6 своими срезными штифтами 12 не упрется в верхний торец 19 (см. фиг.1, 2, 3). Об этом свидетельствует наличие разгрузки (появление веса) на индикаторе веса колонны труб 2 (см. фиг.1, 2, 3), установленном на устье скважины 1. Например, разгружают колонну труб 2 на устройство нагрузкой 5·104 Н.Next, a
Монтируют планшайбу (на фиг.1, 2, 3 не показано) на устье скважины 1(см. фиг.1, 2, 3), при этом устройство занимает исходное положение (см. фиг.1), и приступают к эксплуатации скважины 1.Mount the faceplate (not shown in FIGS. 1, 2, 3) at the wellhead 1 (see FIGS. 1, 2, 3), while the device is in its original position (see FIG. 1), and the
Добываемая продукция из скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) поступает одновременно как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг 1,2,3 не показано), то есть из подпакерного пространства 17 (см. фиг.1 и 2) скважины 1, через нижние ряды отверстий 8 и 15 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6, так и из верхней зоны перфорации (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 16 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхние ряды отверстий 7 и 14 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6.Produced products from the well 1 (see FIGS. 1, 2, 3) come simultaneously from the lower perforation zone of the reservoir (not shown in FIGS. 1,2,3), i.e. from the sub-packer space 17 (see FIG. 1 and 2)
По трубе 6 добываемая продукция поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.Through
В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 16 скважины 1 выше пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 17 скважины 1 ниже пакера 3), например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.During the operation of well 1 (see FIGS. 1, 2, 3), waterlogging occurs, and waterlogging can occur both in the upper part of the reservoir (
С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней или нижней водонасыщенной части пласта.With the appearance of water in the production of the well, as evidenced by the increased water content of the produced products, the upper or lower water-saturated part of the formation is turned off.
Для отключения нижней водонасыщенной части пласта (подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3) из исходного положения (см. фиг.1) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата приподнимают колонну труб 2 с трубой 6 (см. фиг.1 и 2) вверх на длину а, равную 2 м, относительно полого корпуса 5, при этом происходит сообщение надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 7, причем нижний ряд отверстий 7 трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается трубой 6 (см. фиг.2). Таким образом, отключается поток добываемой продукции из подпакерного пространства 17 скважины 1, перекрывая (отключая) тем самым поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта.To disconnect the lower water-saturated part of the reservoir (
Добываемая продукция поступает только от верхней зоны перфорации из верхней необводненной зоны пласта, то есть из надпакерного пространства 17 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхний ряд отверстий 7 трубы 6 во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на поверхность.Produced products come only from the upper perforation zone from the upper non-irrigated zone of the formation, that is, from the overpacker space 17 (see Figs. 1, 2, 3) of the
Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнилась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.Thus, the flow of extracted products from the lower zone of the productive formation, which is flooded, is shut off, and the products are extracted only from the upper non-irrigated zone of the formation.
Для отключения верхней водонасыщенной части пласта (надпакерного пространства 16 скважины 1 выше пакера 3) из исходного положения (см. фиг.1) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата полностью разгружают колонну труб 2 с трубой 6 вниз, при этом сначала разрушаются срезные штифты 12 и труба 6 с колонной труб 2 перемещаются вниз относительно полого корпуса 5 на расстояние c=b, равное 3 м, между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6 до опоры трубы 6 упорным кольцом 13 в верхний торец 19 полого корпуса 5, при этом происходит сообщение подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3 с внутренним пространством 18 трубы 6 через нижние ряд отверстий 14 полого корпуса 5 и верхний ряд отверстий 7 трубы 6, причем нижний ряд отверстий 8 трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается полым корпусом 5 (см. фиг.3).To disconnect the upper water-saturated part of the reservoir (over-packer
Добываемая продукция поступает только из нижней зоны перфорации из нижней необводненной зоны пласта, то есть из подпакерного пространства 17 скважины 1, через нижний ряд отверстий 15 полого корпуса 5 и верхний ряд отверстий 7 трубы 6, откуда попадает во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на дневную поверхность.Produced products come only from the lower perforation zone from the lower non-irrigated zone of the formation, that is, from the
Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из верхней зоны продуктивного пласта (из надпакерного пространства 16 скважины 1) и продукцию добывают только из нижней необводненной зоны пласта (из подпакерного пространства 17 скважины 1).Thus, the flow of produced products is switched off from the upper zone of the reservoir (from the
Для возвращения устройства в исходное положение, изображенное на фиг.1, необходимо приподнять колонну труб 2 с трубой 6 с устья скважины 1 при помощи подъемного агрегата на расстояние c=b=3 м между верхним 7 и нижним 8 рядами отверстий трубы 6, при этом добываемая продукция из скважины 1 (см. фиг.1, 2, 3) поступает одновременно как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 17 (см. фиг.1 и 2) скважины 1, через нижние ряды отверстий 8 и 15 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6, так и из верхней зоны перфорации (на фиг 1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 16 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхние ряды отверстий 7 и 14 соответственно трубы 6 и полого корпуса 5 и во внутреннее пространство 18 трубы 6.To return the device to its original position, shown in figure 1, it is necessary to raise the
По трубе 6 добываемая продукция поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность.Through
Для отключения нижней водонасыщенной части пласта (подпакерного пространства 17 скважины 1 ниже пакера 3) с устья скважины 1 с помощью подъемного агрегата приподнимают колонну труб 2 с трубой 6 вверх на длину a+b (см. фиг.1 и 2), то есть 2 м + 3 м = 5 м, относительно полого корпуса 5, при этом происходит сообщение надпакерного пространства 16 скважины 1 с внутренним пространством 18 трубы 6 через его верхний ряд отверстий 7, причем нижний ряд отверстий 8 (см. фиг.2) трубы 6 герметично посредством кольцевых уплотнений 20 перекрывается трубой 6.To disconnect the lower water-saturated part of the reservoir (
Таким образом, отключается поток добываемой продукции из подпакерного пространства 17 скважины 1, перекрывая (отключая) тем самым поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта.Thus, the flow of produced products from the
Добываемая продукция поступает только из верхней зоны перфорации из верхней необводненной зоны пласта, то есть из надпакерного пространства 17 (см. фиг.1, 2, 3) скважины 1, через верхний ряд отверстий 7 полого корпуса 5 отключателя потока 4 во внутреннее пространство 18 трубы 6, откуда по трубе 6 и колонне труб 2 попадает на прием скважинного насоса, перекачивающего продукцию на поверхность.Produced products come only from the upper perforation zone from the upper non-watering zone of the formation, that is, from the overpacker space 17 (see Figs. 1, 2, 3) of the
Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнилась, и продукцию добывают только из верхней необводненной зоны пласта.Thus, the flow of extracted products from the lower zone of the productive formation, which is flooded, is shut off, and products are extracted only from the upper non-irrigated zone of the formation.
Устройство для интенсификации добычи нефти позволяет переключать потоки добываемой продукции либо с верхней части продуктивного пласта, либо с нижней части продуктивного пласта либо производить одновременный отбор продукции из нижней и верхней частей продуктивного пласта в зависимости от того, какая часть продуктивного пласта обводнится раньше, благодаря чему предложенное устройство позволяет увеличить длительность безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.The device for intensifying oil production allows you to switch the flow of produced products either from the upper part of the reservoir, or from the bottom of the reservoir or to simultaneously select products from the lower and upper parts of the reservoir, depending on which part of the reservoir is watered earlier, due to which the proposed the device allows to increase the duration of the anhydrous mode of operation of oil wells.
Предлагаемое устройство интенсификации добычи нефти имеет простую конструкцию, позволяет снизить трудоемкость и длительность технологического процесса по отключению добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины путем перемещения колонны труб вверх-вниз с устья скважины, также устройство позволяет переключать потоки добываемой продукции из над- и/или подпакерного пространств скважины неограниченное количество раз.The proposed device for the intensification of oil production has a simple design, which allows to reduce the complexity and duration of the technological process for disconnecting the produced products from the above- and / or under-packer spaces of the well by moving the pipe string up and down from the wellhead, and the device also allows switching the flows of produced products from over- and / or sub-packer well spaces an unlimited number of times.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013137276/03A RU2535544C1 (en) | 2013-08-08 | 2013-08-08 | Device to up oil yield |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013137276/03A RU2535544C1 (en) | 2013-08-08 | 2013-08-08 | Device to up oil yield |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2535544C1 true RU2535544C1 (en) | 2014-12-20 |
Family
ID=53286017
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013137276/03A RU2535544C1 (en) | 2013-08-08 | 2013-08-08 | Device to up oil yield |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2535544C1 (en) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6318465B1 (en) * | 1998-11-03 | 2001-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
RU40387U1 (en) * | 2004-04-13 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OPERATION OF WATERFILLED OIL LAYER |
RU72014U1 (en) * | 2007-12-07 | 2008-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OIL PRODUCTION AT THE LATE DEVELOPMENT STAGES |
RU2008125753A (en) * | 2008-06-24 | 2009-12-27 | Открытое Акционерное Общество "ГАЗПРОМ" (RU) | METHOD FOR STABLE OPERATION OF WATERFILLING GAS LAYER |
RU2398100C2 (en) * | 2008-09-19 | 2010-08-27 | Олег Марсович Гарипов | Method of garipov's well operation and device for its realisation (versions) |
RU2424422C1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for operation of well and for shutdown of water-flooded section of reservoir |
RU2443852C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Plant for periodic separate production of oil from two beds |
-
2013
- 2013-08-08 RU RU2013137276/03A patent/RU2535544C1/en active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6318465B1 (en) * | 1998-11-03 | 2001-11-20 | Baker Hughes Incorporated | Unconsolidated zonal isolation and control |
RU40387U1 (en) * | 2004-04-13 | 2004-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OPERATION OF WATERFILLED OIL LAYER |
RU72014U1 (en) * | 2007-12-07 | 2008-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | DEVICE FOR OIL PRODUCTION AT THE LATE DEVELOPMENT STAGES |
RU2008125753A (en) * | 2008-06-24 | 2009-12-27 | Открытое Акционерное Общество "ГАЗПРОМ" (RU) | METHOD FOR STABLE OPERATION OF WATERFILLING GAS LAYER |
RU2398100C2 (en) * | 2008-09-19 | 2010-08-27 | Олег Марсович Гарипов | Method of garipov's well operation and device for its realisation (versions) |
RU2424422C1 (en) * | 2010-02-03 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for operation of well and for shutdown of water-flooded section of reservoir |
RU2443852C2 (en) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Plant for periodic separate production of oil from two beds |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN103774992B (en) | The drive unit of bloat tool under cased well | |
CN103277078B (en) | A kind of hydraulic sliding sleeve | |
US5000264A (en) | Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation | |
CN104024565B (en) | The inflatable packer element being used together with bit adapter | |
RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
US3297100A (en) | Dual drill stem method and apparatus | |
CN108086954B (en) | Horizontal well grading acid pickling acidification method | |
RU2667171C1 (en) | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) | |
US9353597B2 (en) | Apparatus and method for isolating flow in a downhole tool assembly | |
CN103061713A (en) | Receptacle sub | |
RU2715003C1 (en) | Method of cleaning well from sand plug and jet gun nozzle for its implementation | |
CA3159589A1 (en) | Method for treating intervals of a producing formation | |
CN104100249B (en) | Do not limit the sliding sleeve of bushing of hop count pressure break | |
RU2314411C1 (en) | Pump-vacuum device for well cleaning of sand plug | |
CN205445548U (en) | Outer sliding sleeve formula hydraulic pressure bleeder | |
WO2019236484A1 (en) | System and method for isolating a wellbore zone for rigless hydraulic fracturing | |
RU2424422C1 (en) | Device for operation of well and for shutdown of water-flooded section of reservoir | |
CN203239310U (en) | Unlimited-section fracture casing pipe sliding sleeve | |
RU2535544C1 (en) | Device to up oil yield | |
CN206554887U (en) | Single tube post reacting cycle sprays pump oil extracting device in oil pipe | |
CN105672958A (en) | Tool for jet packing and fracturing and tubular column including tool | |
RU2475621C1 (en) | Double packer driven from rotation | |
CN204941345U (en) | A kind of radial well transfer with packing function | |
CN105696993A (en) | Tool used for pressure stage differential type spraying-sealing fracturing tool and tubular column comprising same | |
RU2534118C1 (en) | Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well |