RU2539481C1 - Device for oil recovery intensification - Google Patents

Device for oil recovery intensification Download PDF

Info

Publication number
RU2539481C1
RU2539481C1 RU2013148313/03A RU2013148313A RU2539481C1 RU 2539481 C1 RU2539481 C1 RU 2539481C1 RU 2013148313/03 A RU2013148313/03 A RU 2013148313/03A RU 2013148313 A RU2013148313 A RU 2013148313A RU 2539481 C1 RU2539481 C1 RU 2539481C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
hollow
piston
pipe
packer
sealing
Prior art date
Application number
RU2013148313/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Рустем Фахрасович Набиуллин
Айнур Рафкатович Гусманов
Рим Салихович Губаев
Рустем Ильдарович Садыков
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
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 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2013148313/03A priority Critical patent/RU2539481C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2539481C1 publication Critical patent/RU2539481C1/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention refers to the oil and gas industry and can be used in particular to prolong anhydrous operation conditions of oil producers. The substance of the invention: a device comprises a pipe string lowered into a well, a packer with a sealing member and a flow shutdown mounted therein; a hollow body comprises a pipe concentric with its axis. From above, this pipe is rigidly connected to the pipe string, and from below - to a piston. The pipe and piston are axially movable in relation to the hollow body from the flow shutdown. The hollow body from the flow shutdown is blind off from below; its holes are inclined at 120° to each other in three vertical planes along the perimeter of the hollow body. The first vertical plane comprises two holes above and below the sealing element of the packer, respectively. One hole is formed in the second vertical plane below the sealing element of the packer. The third vertical plane has one hole above the sealing element of the packer. The piston has a slot configured to provide an alternative connection of the holes of the vertical planes to the pipe inside when the pipe string and piston move axially and rotate about the hollow body of the flow shutdown. The hollow body of the flow shutdown is provided with an outer long slot inside from below, while the piston at the bottom has three inner long grooves inclined at 120° to each other along the perimeter; the outer long slot of the hollow body of the flow shutdown can be fixed in any of the three inner long grooves of the piston.
EFFECT: simplifying the operational structure of the device, improving its reliability and enhancing the same.
3 dwg

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.
Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК E21B 43/14, опубл. 27.08.2006 г. в бюл. №24), 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 in Bull. No. 24), 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 element of the packer, and inside the housing concentrically to its axis there is a pipe which is connected with the housing with its lower part, and its upper part interacts with the annular sleeve with axial movement and provided with an annular seal on the outer surface m and shear pins fixing it in the case, which when moving downwards, after cutting the pins, overlaps the holes in the case located above the packer sealing element, thereby shutting off the flow from the holes 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 anhydrous mode of operation of oil wells;
- в-третьих, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, и любым известным способом (например, с привлечением геофизического подъемника или насосного агрегата) переместить кольцевую втулку вниз потока и отключить поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера;- thirdly, the complexity of the design in operation, due to the fact that in order to turn off the lower holes, it is necessary to remove the well pump from the well, and by any known method (for example, using a geophysical elevator or pump unit), move the annular sleeve downstream and disconnect the flow from holes below the packer seal;
- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давления в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;- fourthly, limited functionality, so the device can only be operated with a sucker rod pump, since when operating the well with an electric centrifugal or screw pump, it is impossible to install the ball on the ring sleeve and move it down by creating excess pressure in the pipe string, since the pump is located above the device ;
- в-пятых, извлечение насоса из скважины, привлечение геофизического подъемника или насосного агрегата для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе.- fifthly, removing a pump from a well, attracting a geophysical elevator or pump unit to move the annular sleeve down causes high material (process fluid, ball) and financial costs in operation.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2422422, МПК E21B 43/00, опубл. 20.07.2011 г. в бюл. №20), 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 уплотнительного элемента пакера, также труба снабжена верхним рядом отверстий, сообщающихся с отверстиями корпуса выше уплотнительного элемента 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. 2422422, IPC E21B 43/00, published on July 20, 2011 in Bulletin No. 20), including a pipe string lowered into the well, a packer with the 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 the pipe is located concentrically to its axis, an annular sleeve with shear pins having axial movement after cutting the pins , O-rings, 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 overlapping the holes of the housing above the sealing element packer, also the pipe is equipped with an upper row of holes communicating with the holes of the housing above the sealing element of the packer and a lower row of holes communicating with the packer space of the well, and the annular sleeve is secured with shear pins inside the pipe above its upper row of holes, and the top is equipped with a seat for a ball discharged from the mouth into the pipe string, while after cutting the pins, the annular sleeve has the ability to move down and seal the lower row of holes in the pipe , thus disconnecting the flow from the sub-packer space of the well.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая надежность в работе, связанная с наличием разрушающих элементов, фиксирующих поршень в корпусе в конструкции устройства, срезающихся при расчетной нагрузке, при этом невозможность создания расчетной нагрузки (наклонный ствол, сползание пакера при разгрузке колонны труб на устройство) и/или просчеты при определении диаметра разрушающих элементов могут привести к отказу устройства в работе;- firstly, low reliability associated with the presence of destructive elements fixing the piston in the housing in the device structure, cut off at the rated load, while the impossibility of creating the calculated load (inclined barrel, sliding of the packer when unloading the pipe string onto the device) and / or miscalculations in determining the diameter of destructive elements can lead to failure of the device in operation;
- во-вторых, сложность конструкции в работе, связанная с тем, что для отключения нижних отверстий необходимо извлечь скважинный насос из скважины, сбросить шар в колонну труб, создать необходимое давление с привлечением насосного агрегата для срезания штифтов кольцевой втулки и ее перемещения вниз и перекрытия нижнего ряда отверстий в трубе;- secondly, the complexity of the design in operation, due to the fact that to turn off the lower holes, it is necessary to remove the well pump from the well, drop the ball into the pipe string, create the necessary pressure with the pump unit to cut the pins of the ring sleeve and move it down and overlap bottom row of holes in the pipe;
- в-третьих, извлечение скважинного насоса из скважины, привлечение насосного агрегата, автоцистерны для перемещения кольцевой втулки вниз вызывает высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе;- thirdly, removing the downhole pump from the well, attracting the pumping unit, tanker truck to move the ring sleeve down causes high material (process fluid, ball) and financial costs in the work;
- в-четвертых, ограниченные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться только со штанговым глубинным насосом, поскольку при эксплуатации скважины электроцентробежным или винтовым насосом невозможно установить шарик на кольцевую втулку и переместить ее вниз созданием избыточного давление в колонне труб, так как насос размещается выше устройства;- fourthly, limited functionality, so the device can only be operated with a sucker rod pump, since when operating the well with an electric centrifugal or screw pump, it is impossible to install the ball on the ring sleeve and move it down by creating excess pressure in the pipe string, since the pump is located above the device ;
Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства в работе и повышение надежности его работы, а также снижение материальных и финансовых затрат при работе устройства и расширение его функциональных возможностей.An object of the invention is to simplify the design of the device in operation and increase the reliability of its operation, as well as reducing material and financial costs during the operation of the device and expanding its functionality.
Поставленная техническая задача решается устройством для интенсификации добычи нефти, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевое уплотнение.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 sealing element and a flow switch installed in it, which is made in the form of a hollow body with holes, a pipe is concentric with its axis inside the hollow body, rigidly connected to the top a pipe string, and below it with a piston, also a pipe with a piston have the possibility of axial movement relative to the hollow body of the flow switch, an annular seal.
Новым является то, что полый корпус отключателя потока заглушен снизу, а отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса, причем в первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера, во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, в третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, при этом поршень оснащен вырезом, поочередно сообщающим отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока, причем полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня.New is that the hollow body of the flow switch is muffled from below, and the holes in it are located at an angle of 120 ° between each other in three vertical planes around the perimeter of the hollow body, and in the first vertical plane there are two holes located respectively above and below the sealing element of the packer, one hole is made in the second vertical plane below the packer sealing element, one hole is made in the third vertical plane above the packer sealing element, the piston being equipped with a cutout that alternately communicates the holes of the vertical planes with the inner space of the pipe during axial and rotational movement of the pipe string with the piston relative to the hollow body of the flow switch, the hollow body of the flow switch inside the bottom provided with an external longitudinal groove, and the piston in the lower part with three internal longitudinal grooves, located at an angle of 120 ° between each other along the perimeter, while the hollow body of the flow switch with its outer longitudinal groove has the ability to be fixed in any of three internal longitudinal grooves of the piston.
На фиг. 1 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе.In FIG. 1 schematically shows the proposed device in longitudinal section.
На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства.In FIG. 2 shows a section AA of the device.
На фиг. 3 изображено сечение Б-Б устройства.In FIG. 3 shows a section BB of the device.
Устройство для интенсификации добычи нефти включает спущенную в скважину 1 (см. фиг.1) колонну труб 2, пакер 3 с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока 4, который выполнен в виде полого корпуса 5 с отверстиями 6, 7, 8, 9, сообщающимися соответственно с надпакерным 10 и подпакерным 11 пространствами скважины 1. Внутри полого корпуса 5 концентрично его оси расположена труба 12, жестко соединенная с колонной труб 2.A device for intensifying oil production includes a pipe string 2 lowered into the well 1 (see FIG. 1), a packer 3 with a sealing element and a flow switch 4 installed in it, which is made in the form of a hollow body 5 with holes 6, 7, 8, 9 communicating respectively with the overpacker 10 and underpacker 11 spaces of the well 1. Inside the hollow body 5, a pipe 12 is located concentrically to its axis and is rigidly connected to the pipe string 2.
Сверху труба 12 жестко соединена с колонной труб 2, а снизу труба 12 жестко соединена с поршнем 13. Труба 12 с поршнем 13 имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.On top of the pipe 12 is rigidly connected to the pipe string 2, and on the bottom of the pipe 12 is rigidly connected to the piston 13. The pipe 12 with the piston 13 are able to axially move relative to the hollow body 5 of the flow switch 4.
Полый корпус 5 отключателя потока 4 заглушен снизу, а отверстия 6, 7, 8, 9 (см. фиг.1 и 2) в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях 14′, 14″, 14′′′ по периметру полого корпуса 5. Например, отверстия 6, 7, 8, 9 в полом корпусе 5 отключателя потока 4 выполняют диаметром 25 мм.The hollow body 5 of the flow switch 4 is muffled from below, and the openings 6, 7, 8, 9 (see FIGS. 1 and 2) in it are located at an angle of 120 ° with each other in three vertical planes 14 ′, 14 ″, 14 ′ ′ ′ along the perimeter of the hollow body 5. For example, holes 6, 7, 8, 9 in the hollow body 5 of the flow switch 4 are 25 mm in diameter.
В первой вертикальной плоскости 14′ выполнено два отверстия 6 и 7, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера 3, во второй вертикальной плоскости 14″ ниже уплотнительного элемента пакера 3 выполнено одно отверстие 8, а в третьей вертикальной плоскости 14′′′ выше уплотнительного элемента пакера 3 выполнено одно отверстие 9.In the first vertical plane 14 ′, two holes 6 and 7 are made, located respectively above and below the sealing element of the packer 3, in the second vertical plane 14 ″ below the sealing element of the packer 3 there is one hole 8, and in the third vertical plane 14 ′ ″ above the sealing element packer 3 made one hole 9.
Поршень 13 оснащен вырезом 15 (см. фиг.2), например, выполненным в виде сегмента с шириной, большей диаметра отверстий 6, 7, 8, 9 (см. фиг.1), равной 25 мм, в полом корпусе 5 отключателя потока 4, например, выполняют: ширина - а выреза 15 составляет: a=35 мм.The piston 13 is equipped with a cutout 15 (see figure 2), for example, made in the form of a segment with a width greater than the diameter of the holes 6, 7, 8, 9 (see figure 1), equal to 25 mm, in the hollow body 5 of the flow switch 4, for example, perform: width - and the cutout 15 is: a = 35 mm.
Вырез 15 (см. фиг.1 и 2) поршня 13 поочередно сообщает отверстия (6 и 7), (8), (9) соответствующих вертикальных плоскостей 14′, 14″, 14″ с внутренним пространством 16 трубы 12 при осевом и вращательном перемещении колонны труб 2 с поршнем 13 относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4.The cutout 15 (see FIGS. 1 and 2) of the piston 13 alternately communicates the holes (6 and 7), (8), (9) of the corresponding vertical planes 14 ′, 14 ″, 14 ″ with the inner space 16 of the pipe 12 with axial and rotational moving the pipe string 2 with the piston 13 relative to the hollow body 5 of the flow switch 4.
Полый корпус 5 отключателя потока 4 внутри снизу снабжен наружным продольным пазом 17, например, длиной, равной: b=0,3 м (см. фиг.1). Поршень 13 в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками 18′, 18″, 18″ (см. фиг.1 и 3), расположенными под углом 120° между собой по периметру поршня 13 длиной c=0,4 м.The hollow body 5 of the flow switch 4 inside the bottom is provided with an external longitudinal groove 17, for example, a length equal to: b = 0.3 m (see figure 1). The piston 13 in the lower part is provided with three internal longitudinal grooves 18 ′, 18 ″, 18 ″ (see FIGS. 1 and 3) located at an angle of 120 ° with each other along the perimeter of the piston 13 with a length of c = 0.4 m.
Полый корпус 5 отключателя потока 4 своим наружным продольным пазом 17 имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18″ поршня 13.The hollow body 5 of the flow switch 4 with its outer longitudinal groove 17 has the possibility of fixing in any of the three internal longitudinal grooves 18 ′, 18 ″, 18 ″ of the piston 13.
Ширина - e наружного продольного паза 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 (см. фиг.3) меньше ширины f каждой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18″, выполненных в поршне 13, например, ширина осевого паза 17: e=6 мм, а ширина f каждой из трех внутренних продольных проточек 18′, 18″, 18′′′: f=10 мм, т.е. (e<f).The width - e of the outer longitudinal groove 17 of the hollow body 5 of the flow switch 4 (see FIG. 3) is smaller than the width f of each of the three inner longitudinal grooves 18 ′, 18 ″, 18 ″ made in the piston 13, for example, the width of the axial groove 17: e = 6 mm, and the width f of each of the three internal longitudinal grooves 18 ′, 18 ″, 18 ″ ′: f = 10 mm, i.e. (e <f).
Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевым уплотнением 19.Unauthorized fluid flows are eliminated by an annular seal 19.
Устройство для интенсификации добычи нефти работает следующим образом.A device for intensifying oil production works as follows.
Устройство на колонне труб 2 (см. фиг.1) спускают в скважину 1, при этом в процессе спуска колонны труб 2 в скважину ее выше предлагаемого устройства оснащают насосом (на фиг.1, 2, 3 не показано) любой известной конструкции, например, электроцентробежным. Производят посадку пакера 3 (см. фиг.1) между верхними и нижними интервалами перфорации (на фиг.1, 2, 3 не показано) продуктивного пласта.The device on the pipe string 2 (see figure 1) is lowered into the well 1, while in the process of lowering the pipe string 2 into the well above it, the device is equipped with a pump (not shown in FIGS. 1, 2, 3) of any known construction, for example electric centrifugal. Packer 3 is planted (see FIG. 1) between the upper and lower perforation intervals (not shown in FIGS. 1, 2, 3) of the reservoir.
Устанавливают устройство в начальное положение (см. фиг.1, 2 и 3) так, чтобы вырез 15 поршня 13 находился напротив отверстий 6 и 7 вертикальной плоскости 14′, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 должен находиться во внутренней продольной проточке 18′ поршня 13.Install the device in the initial position (see Figs. 1, 2 and 3) so that the cutout 15 of the piston 13 is opposite the holes 6 and 7 of the vertical plane 14 ′, while the outer longitudinal groove 17 of the hollow body 5 of the flow switch 4 should be in the inner longitudinal groove 18 ′ of the piston 13.
Продукция из скважины 1 (см. фиг.1) поступает в устройство как из нижней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из подпакерного пространства 11 (см. фиг.1) скважины 1 через отверстие 6 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, так и из верхней зоны перфорации продуктивного пласта (на фиг.1, 2, 3 не показано), то есть из надпакерного пространства 10 (см. фиг.1) скважины 1 через отверстие 7 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12.Products from the well 1 (see FIG. 1) enter the device both from the lower perforation zone of the reservoir (not shown in FIGS. 1, 2, 3), that is, from the sub-packer space 11 (see FIG. 1) of the well 1 hole 6 of the hollow body 5 of the flow switch 4, cutout 15 of the piston 13 into the inner space 16 of the pipe 12, and from the upper perforation zone of the reservoir (not shown in Figs. 1, 2, 3), i.e. from the overpacker space 10 (see figure 1) of the well 1 through the hole 7 of the hollow body 5 of the flow switch 4, the cutout 15 of the piston 13 into the inner space 16 of the pipe 12.
Во внутреннем пространстве 16 трубы 12 продукция из надпакерного 10 и подпакерного 11 пространств смешивается и поступает в колонну труб 2 на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано), который перекачивает продукцию на поверхность. В процессе эксплуатации скважины 1 (см. фиг.1) происходит обводнение продукции, причем обводнение продукции может произойти как в верхней части продуктивного пласта (надпакерное пространство 10 выше уплотнительного элемента пакера 3), например, вследствие заколонных перетоков, так и в нижней части продуктивного пласта (подпакерное пространство 11 ниже уплотнительного элемента пакера 3, например, вследствие подтягивания водного конуса к нижней зоне перфорации.In the inner space 16 of the pipe 12, the products from the overpacker 10 and the subpacker 11 spaces are mixed and fed into the pipe string 2 to receive a well pump (not shown in FIGS. 1, 2, 3), which pumps the products to the surface. During the operation of well 1 (see Fig. 1), waterlogging occurs, and waterlogging can occur both in the upper part of the reservoir (nadpakerny space 10 above the sealing element of the packer 3), for example, due to casing flows, and in the lower part of the productive formation (sub-packer space 11 below the sealing element of the packer 3, for example, due to the pulling of the water cone to the lower perforation zone.
С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение верхней (надпакерного пространства 10 скважины 1) или нижней (подпакерного пространства 11 скважины 1) 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 (over-packer space 10 of well 1) or the lower (sub-packer space 11 of well 1) is turned off.
Для отключения нижней водонасыщенной части пласта из начального положения с устья скважины приподнимают колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 на длину, бόльшую длины b=0,3 м, например на длину 0,5 м, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 (см. фиг.1 и 2) выходит из внутреннего продольного проточки 18′ поршня 13.To disconnect the lower water-saturated part of the reservoir from the initial position from the wellhead, the pipe string 2 and the pipe 12 rigidly connected to it are lifted 12 with the piston 13 to a length greater than length b = 0.3 m, for example, to a length of 0.5 m, while the outer longitudinal the groove 17 of the hollow body 5 of the flow switch 4 (see FIGS. 1 and 2) emerges from the internal longitudinal groove 18 ′ of the piston 13.
Далее поворачивают колонну труб 2 с устья против часовой стрелки на угол, равный 120°, при этом вырез 15 поршня 13 размещается напротив отверстия 9, выполненного выше уплотнительного элемента пакера 3 в третьей вертикальной плоскости 14′′′, после чего колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 опускают вниз, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 входит во внутреннюю продольную проточку 18′′′ поршня 13 (см. фиг.1, 2 и 3), т.к. (e<f) и поршень 13 перемещается вниз относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4 до упора в заглушенный снизу полый корпус 5 отключателя потока 4. В результате поток продукции из нижней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из подпакерного 11 пространства скважины, отключается.Then turn the pipe string 2 from the mouth counterclockwise by an angle equal to 120 °, while the cutout 15 of the piston 13 is placed opposite the hole 9 made above the sealing element of the packer 3 in the third vertical plane 14 ″ ″, after which the pipe string 2 and rigidly the pipe 12 connected to it with the piston 13 is lowered downward, while the outer longitudinal groove 17 of the hollow body 5 of the flow switch 4 enters the inner longitudinal groove 18 ′ ″ of the piston 13 (see FIGS. 1, 2 and 3), because (e <f) and the piston 13 moves downward relative to the hollow body 5 of the flow switch 4 until it stops in the hollow body 5 of the flow switch 4 blanked from below. As a result, the product flow from the lower water-saturated zone of the formation, i.e. from subpacker 11 of the well space, it is turned off.
Далее поток продукции поступает только из верхней зоны перфорации (верхней необводненной зоны пласта), то есть из надпакерного пространства 10 скважины 1, через отверстие 9 полого корпуса 5 отключателя потока 4 вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).Further, the product flow comes only from the upper perforation zone (upper non-watered formation zone), that is, from the overpacker space 10 of the well 1, through the opening 9 of the hollow body 5 of the flow switch 4 cut-out 15 of the piston 13 into the inner space 16 of the pipe 12, from where the products are delivered through the pipe string 2 is received by the downhole pump (not shown in FIGS. 1, 2, 3).
Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из нижней зоны продуктивного пласта, которая обводнялась, 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 с устья скважины из начального положения приподнимают колонну труб 2 (см. фиг.1 и 3) и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 на длину, бόльшую длины b=0,3 м, например на длину 0,5 м, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 выходит из внутреннего продольного проточки 18′ поршня 13.To disconnect the upper water-saturated part of the reservoir from the wellhead from the initial position, raise the pipe string 2 (see Figs. 1 and 3) and pipe 12 rigidly connected to it with a piston 13 to a length greater than length b = 0.3 m, for example, to a length 0.5 m, with the outer longitudinal groove 17 of the hollow body 5 of the flow switch 4 coming out of the inner longitudinal groove 18 ′ of the piston 13.
Далее поворачивают колонну труб 2 с устья по часовой стрелки на угол, равный 120°, при этом вырез 15 поршня 13 размещается напротив отверстия 8, выполненного выше уплотнительного элемента пакера 3 во второй вертикальной плоскости 14″, после чего колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 12 с поршнем 13 опускают вниз, при этом наружный продольный паз 17 полого корпуса 5 отключателя потока 4 входит в внутреннюю продольную проточку 18″ поршня 13 (см. фиг.1, 2 и 3), т.к. (e<f) и поршень 13 перемещается вниз относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4 до упора в заглушенный снизу полый корпус 5 отключателя потока 4.Next, turn the pipe string 2 from the mouth clockwise by an angle equal to 120 °, while the cutout 15 of the piston 13 is located opposite the hole 8, made above the sealing element of the packer 3 in the second vertical plane 14 ″, after which the pipe string 2 and rigidly connected to her pipe 12 with the piston 13 is lowered downward, while the outer longitudinal groove 17 of the hollow body 5 of the flow switch 4 is included in the inner longitudinal groove 18 ″ of the piston 13 (see figures 1, 2 and 3), because (e <f) and the piston 13 moves downward relative to the hollow body 5 of the flow switch 4 to the stop in the muffled bottom hollow body 5 of the flow switch 4.
В результате поток продукции из верхней водонасыщенной зоны пласта, т.е. из надпакерного пространства 10 скважины отключается.As a result, the flow of products from the upper water-saturated zone of the formation, i.e. from the overpacker space 10 the well is turned off.
Далее поток продукции поступает только из нижней зоны перфорации (нижний необводненной зоны пласта), то есть из подпакерного пространства 11 скважины 1, через отверстие 8 полого корпуса 5 отключателя потока 4, вырез 15 поршня 13 во внутреннее пространство 16 трубы 12, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг.1, 2, 3 не показано).Further, the product flow comes only from the lower perforation zone (lower non-watered formation zone), that is, from the sub-packer space 11 of the well 1, through the hole 8 of the hollow body 5 of the flow switch 4, cut-out 15 of the piston 13 into the inner space 16 of the pipe 12, from where the products are in the column pipe 2 is received at the downhole pump (figure 1, 2, 3 is not shown).
Таким образом, происходит отключение потока добываемой продукции из верхней зоны продуктивного пласта, которая обводнялась, и продукцию добывают только из нижней необводненной зоны пласта.Thus, the flow of extracted products from the upper zone of the productive formation, which is flooded, is shut off, and the products are extracted only from the lower non-irrigated zone of the formation.
Предлагаемое устройство для интенсификации добычи нефти имеет простую конструкции в работе, так как для отключения отверстий устройства ниже уплотнительного элемента пакера исключается извлечение скважинного насоса из скважины, также исключается привлечение дополнительной техники (насосного агрегата, автоцистерны с технологической жидкостью) и оборудования (шарика) для отключения потока жидкости из подпакерного пространства (нижних интервалов перфорации) скважины, а это позволяет сократить материальные и финансовые затраты в работе устройства, а за счет исключения разрушающих элементов, срезающихся при расчетной нагрузке, из конструкции устройства при отключения потока жидкости из надпакерного пространства (верхних интервалов перфорации) скважины повышается надежность устройства в работе.The proposed device for intensifying oil production has a simple structure in operation, since to turn off the device’s holes below the packer sealing element, the well pump is not removed from the well, additional equipment (pump unit, tanker with process fluid) and equipment (ball) are also turned off fluid flow from the sub-packer space (lower perforation intervals) of the well, and this allows to reduce material and financial costs in the work e device and by eliminating the destructive elements cut at the design load, the design of the device when the liquid flow off of nadpakernogo space (upper slots perforations) wellbore increases reliability of the device operation.
Кроме того, предлагаемое устройство для интенсификации добычи нефти позволяет расширить функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться с любым типом насоса, а переключение потока продукции из верхних и нижних интервалов перфорации осуществляется осевым и вращательным перемещением колонны труб с устья скважины.In addition, the proposed device for intensifying oil production allows you to expand the functionality, so the device can be operated with any type of pump, and the product flow is switched from the upper and lower perforation intervals by axial and rotational movement of the pipe string from the wellhead.

Claims (1)

  1. Устройство для интенсификации добычи нефти, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с уплотнительным элементом и установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с отверстиями, внутри полого корпуса концентрично его оси расположена труба, сверху жестко соединенная с колонной труб, а снизу - с поршнем, также труба с поршнем имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса отключателя потока, кольцевое уплотнение, отличающееся тем, что полый корпус отключателя потока заглушен снизу, а отверстия в нем расположены под углом 120° между собой в трех вертикальных плоскостях по периметру полого корпуса, причем в первой вертикальной плоскости выполнено два отверстия, расположенные соответственно выше и ниже уплотнительного элемента пакера, во второй вертикальной плоскости ниже уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, в третьей вертикальной плоскости выше уплотнительного элемента пакера выполнено одно отверстие, при этом поршень оснащен вырезом с возможностью поочередного сообщения отверстия вертикальных плоскостей с внутренним пространством трубы при осевом и вращательном перемещении колонны труб с поршнем относительно полого корпуса отключателя потока, причем полый корпус отключателя потока внутри снизу снабжен наружным продольным пазом, а поршень в нижней части снабжен тремя внутренними продольными проточками, расположенными под углом 120° между собой по периметру, при этом полый корпус отключателя потока своим наружным продольным пазом имеет возможность фиксации в любой из трех внутренних продольных проточек поршня. A device for intensifying oil production, including a pipe string lowered into the well, a packer with a sealing element and a flow switch installed in it, which is made in the form of a hollow body with holes, a pipe is located concentrically along its axis and is rigidly connected to the pipe string from above, and bottom - with a piston, also a pipe with a piston can axially move relative to the hollow body of the flow switch, an annular seal, characterized in that the hollow body of the flow switch is plugged with , and the holes in it are located at an angle of 120 ° between each other in three vertical planes around the perimeter of the hollow body, and in the first vertical plane there are two holes located respectively above and below the sealing element of the packer, in the second vertical plane below the sealing element of the packer hole, in the third vertical plane above the sealing element of the packer, one hole is made, while the piston is equipped with a cut-out with the possibility of alternately communicating vertically steel planes with the inner space of the pipe during axial and rotational movement of the pipe string with the piston relative to the hollow body of the flow switch, the hollow body of the flow switch inside the bottom provided with an external longitudinal groove, and the piston in the lower part with three internal longitudinal grooves located at an angle of 120 ° between along the perimeter, while the hollow body of the flow switch with its external longitudinal groove has the ability to fix in any of the three internal longitudinal grooves of the piston.
RU2013148313/03A 2013-10-29 2013-10-29 Device for oil recovery intensification RU2539481C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013148313/03A RU2539481C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Device for oil recovery intensification

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2013148313/03A RU2539481C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Device for oil recovery intensification

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2539481C1 true RU2539481C1 (en) 2015-01-20

Family

ID=53288547

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2013148313/03A RU2539481C1 (en) 2013-10-29 2013-10-29 Device for oil recovery intensification

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2539481C1 (en)

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6318465B1 (en) * 1998-11-03 2001-11-20 Baker Hughes Incorporated Unconsolidated zonal isolation and control
RU73026U1 (en) * 2007-12-18 2008-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for oil production at the late development stages
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU85547U1 (en) * 2009-03-30 2009-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") Installation for simultaneous-separate operation of two layers
RU2394153C1 (en) * 2009-06-09 2010-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2401937C1 (en) * 2009-10-27 2010-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of watered oil deposit
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

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6318465B1 (en) * 1998-11-03 2001-11-20 Baker Hughes Incorporated Unconsolidated zonal isolation and control
RU2344274C1 (en) * 2007-04-16 2009-01-20 ООО НИИ "СибГеоТех" Method of dual oil production from layers of one well with submersible pump set (versions)
RU73026U1 (en) * 2007-12-18 2008-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for oil production at the late development stages
RU85547U1 (en) * 2009-03-30 2009-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") Installation for simultaneous-separate operation of two layers
RU2394153C1 (en) * 2009-06-09 2010-07-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Procedure for operation of high water flooded oil well
RU2401937C1 (en) * 2009-10-27 2010-10-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Procedure for development of watered oil deposit
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

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN102226382B (en) Uninterrupted circulating pup joint and continuous slurry circulation method for petroleum well drilling
RU2394978C1 (en) Procedure for completion and operation of well
RU2598948C1 (en) Landing for dual production and injection
CN204941345U (en) A kind of radial well transfer with packing function
RU2539481C1 (en) Device for oil recovery intensification
US8613311B2 (en) Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems
RU2512156C1 (en) Device for pumping gas-liquid mixture to formation
RU2562643C1 (en) Device for wet stratum development
RU131075U1 (en) Installation for simultaneous separate production and pumping in one well
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2569526C1 (en) Unit for dual operation of wells
RU49895U1 (en) Installation for simultaneously separate operation of two layers with the possibility of plastic control for the state of development
RU2539459C1 (en) Oil-well sucker-rod pumping unit
RU2548635C1 (en) Device for shutoff of water-flooded formation part
RU2536077C1 (en) Method and device for accident-free running of geophysical equipment
RU2525563C1 (en) Processing of wellbore zone of formation
CN104278967B (en) Pressure-bearing device for Cementing screen casing
RU2405914C1 (en) Method and device for well flushing
AU2016348689B2 (en) Downhole tool having an axial passage and a lateral fluid passage being opened / closed
CN102797435A (en) Safety valve of ground hydraulic control water injection well
RU165135U1 (en) Submersible pump installation
RU2565619C1 (en) Bidirectional oil well pump
RU2566844C1 (en) Double-tubing string installation for dual operation of two strata with one well
RU2531149C1 (en) Well preoperational clean-up device
RU2364711C1 (en) Oil well pumping unit for extraction and pumping in of water into stratum