RU2543246C1 - Well formation development device - Google Patents
Well formation development device Download PDFInfo
- Publication number
- RU2543246C1 RU2543246C1 RU2013138882/03A RU2013138882A RU2543246C1 RU 2543246 C1 RU2543246 C1 RU 2543246C1 RU 2013138882/03 A RU2013138882/03 A RU 2013138882/03A RU 2013138882 A RU2013138882 A RU 2013138882A RU 2543246 C1 RU2543246 C1 RU 2543246C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing string
- hollow sleeve
- swab
- packer
- well
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении скважин с целью очистки и улучшения фильтрационной характеристики призабойпой зоны пласта.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in well development in order to clean and improve the filtration characteristics of the bottomhole formation zone.
Известно устройство для освоения пласта скважины свабированием (патент RU №2432456 МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №30 от 27.11.2011 г.), включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта, при этом колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр сверху - насадкой с внутренней цилиндрической полостью, причем наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения, при этом наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки, причем выше наконечника и пакера, но ниже ограничителя хода сваба в колонне НКТ установлен сбивной клапан для сообщения колонны НКТ с надпакерной зоной после сброса сбивающего элемента, при этом сваб оснащен предохранительным клапаном, подпружиненным вверх с возможностью открытия при усилии 80-90% от критически допустимого усилия.A device for developing a wellbore by swabbing (Patent RU No. 2432456 IPC E21B 43/25, published in Bulletin No. 30 of 11/27/2011), including a swab, a tubing string with swab limiter and a filter for communication with the reservoir, the packer installed above the reservoir, while the tubing string is equipped with a hollow tip at the bottom, and the filter at the top with a nozzle with an internal cylindrical cavity, and the tip is inserted into the nozzle, from which it is spring-loaded upward and made with the possibility of longitudinal limited movement, while tip The IR is equipped with upper and lower rows of openings, internally separated by a partition and made with the possibility of communication when moving the tip down relative to the filter nozzle through the inner cylindrical cavity of the nozzle, and above the tip and packer, but below the swab stroke limiter in the tubing string, a knockout valve is installed to communicate the tubing string with an overpacker zone after resetting the knocking down element, while the swab is equipped with a safety valve spring-loaded upward with the possibility of opening with a force of 80-90% of the critical and allowable effort.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (наконечник, предохранительный клапан сваба, насадка, сбивной клапан, сбивающий элемент), и, как следствие, дороговизна и высокая себестоимость изготовления устройства;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts (tip, safety valve, swab, nozzle, knockdown valve, knocking element), and, as a result, the high cost and high cost of manufacturing the device;
- во-вторых, низкая надежность, обусловленная высокой вероятностью поломки пружины растяжения-сжатия, что приводит к выходу устройства из строя. Кроме того, в процессе работы устройства происходит постоянное перемещение наконечника вниз относительно насадки фильтра, что может привести к потере герметичности устройства и, как следствие, невозможности отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ выше пакера;- secondly, low reliability due to the high probability of failure of the tension-compression spring, which leads to the failure of the device. In addition, during the operation of the device, the tip is constantly moving downward relative to the filter nozzle, which can lead to loss of tightness of the device and, as a result, inability to turn off the under-packer space when swabbing the liquid located in the annulus between the production string and tubing string above the packer;
- в-третьих, длительный процесс освоения скважины, что обусловлено ограниченной проходной способностью устройства вследствие малой проходной площади верхних и нижних рядов отверстий наконечника и фильтра, соответственно.- thirdly, the long process of well development, due to the limited throughput of the device due to the small passage area of the upper and lower rows of the holes of the tip and filter, respectively.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для освоения пласта скважины свабированием (патент RU №2440491 МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. №2 от 20.01.2012 г.), включающее сваб, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта, при этом колонна НКТ оснащена снизу полым наконечником, а фильтр сверху - насадкой с внутренней цилиндрической полостью, причем наконечник вставлен в насадку, от которой подпружинен вверх и выполнен с возможностью продольного ограниченного перемещения, при этом наконечник оснащен верхним и нижним рядами отверстий, изнутри разобщенных перегородкой и выполненных с возможностью сообщения при перемещении наконечника вниз относительно насадки фильтра через внутреннюю цилиндрическую полость насадки, а верхний ряд отверстий наконечника выполнен с возможностью сообщения с надпакерной зоной при перемещении наконечника вверх и фиксации относительно насадки фильтра.The closest in technical essence and the achieved result is a device for the development of a wellbore by swabbing (patent RU No. 2440491 IPC E21B 43/25, published in bulletin No. 2 of 01/20/2012), including swab, tubing string ( Tubing) with a swab stroke limiter and a filter for communicating with the reservoir, a packer installed above the reservoir, while the tubing string is equipped with a hollow tip at the bottom and the filter at the top with a nozzle with an internal cylindrical cavity, and the tip is inserted into the nozzle, from which it is spring loaded up and made with cart limited longitudinal movement, while the tip is equipped with upper and lower rows of holes, internally separated by a partition and made with the possibility of communication when moving the tip down relative to the filter nozzle through the inner cylindrical cavity of the nozzle, and the upper row of nozzle openings is made with the possibility of communication with the over-packer zone when moving tip up and fixation relative to the filter nozzle.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (наконечник, предохранительный клапан сваба, насадка, сбивной клапан, сбивающий элемент) и, как следствие, дороговизна и высокая себестоимость изготовления устройства;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of components and parts (tip, safety valve, swab, nozzle, knockdown valve, knocking element) and, as a result, the high cost and high cost of manufacturing the device;
- во-вторых, низкая надежность, обусловленная высокой вероятностью поломки пружины растяжения-сжатия, что приводит к выходу устройства из строя. Кроме того, в процессе работы устройства происходит постоянное перемещение наконечника вниз относительно насадки фильтра, что может привести к потере герметичности устройства и, как следствие, невозможности отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной НКТ выше пакера;- secondly, low reliability due to the high probability of failure of the tension-compression spring, which leads to the failure of the device. In addition, during the operation of the device, the tip is constantly moving downward relative to the filter nozzle, which can lead to loss of tightness of the device and, as a result, inability to turn off the under-packer space when swabbing the liquid located in the annulus between the production string and tubing string above the packer;
- в-третьих, длительный процесс освоения скважины, что обусловлено ограниченной проходной способностью устройства вследствие малой проходной площади верхних и нижних рядов отверстий наконечника и фильтра соответственно.- thirdly, the long process of well development, due to the limited throughput of the device due to the small passage area of the upper and lower rows of the holes of the tip and filter, respectively.
Задачей изобретения является упрощение конструкции устройства, сокращение продолжительности освоения скважины, а также повышение надежности работы за счет гарантированного отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб выше пакераThe objective of the invention is to simplify the design of the device, reducing the duration of well development, as well as increasing the reliability due to the guaranteed shutdown of the under-packer space when swabbing the fluid located in the annulus between the production string and the tubing string above the packer
Поставленная задача решается устройством для освоения пласта скважины, включающим сваб, колонну насосно-компрессорных труб с ограничителем хода сваба и фильтром для сообщения с пластом, пакер, установленный выше пласта.The problem is solved by a device for developing a wellbore, including a swab, a tubing string with a swab limiter and a filter for communicating with the reservoir, a packer installed above the reservoir.
Новым является то, что колонна насосно-компрессорных труб выше пакера, но ниже ограничителя хода сваба оснащена рядом сквозных отверстий в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой под сбрасываемый запорный элемент, имеющий возможность герметичной посадки и фиксации в полой втулке, а также возможность ограниченного осевого перемещения совместно с полой втулкой вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку колонны насосно-компрессорных труб под действием создаваемого избыточного давления в колонне насосно-компрессорных труб с последующей фиксацией полой втулки пружинным разрезным стопорным кольцом в насечках, выполненных на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб для сообщения внутреннего пространства колонны насосно-компрессорных труб с надпакерной зоной после сброса запорного элемента, выполненного в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхний диаметр - Дз которого больше внутреннего диаметра полой втулки - d, но меньше внутреннего диаметра ограничителя хода сваба - D.What is new is that the tubing string is above the packer, but below the swab stroke limiter, it is equipped with a number of through holes in the initial position, hermetically sealed with a hollow sleeve for a resettable locking element, which has the option of tight fit and fixation in the hollow sleeve, as well as the possibility of limited axial movement together with the hollow sleeve down to the stop in the inner annular selection of the tubing string under the action of the generated overpressure in the tubing string x pipes with subsequent fixation of the hollow sleeve by a spring split retaining ring in the notches made on the inner surface of the tubing string to communicate the inner space of the tubing string with the packer zone after the closure of the shut-off element made in the form of a stepped blind cylinder, the upper diameter is d s is larger than the inner diameter of the hollow shank - d, but smaller than the inner diameter of the stroke limiter swab - D.
На фигурах 1, 2, 3 изображено схематично предлагаемое устройство для освоения пласта скважины.In figures 1, 2, 3 shows schematically the proposed device for the development of the wellbore.
На фигуре 4 в разрезе в увеличенном виде - I изображена полая втулка с зафиксированным в ней запорным элементом.The figure 4 in a section in an enlarged view - I shows a hollow sleeve with a locking element fixed in it.
Устройство для освоения пласта 1 скважины состоит из спущенной в скважину 2 (см. фиг.1 и 2) колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) 3, а также изолирующего межтрубное пространство 4 пакера 5, установленного на расстоянии h=10-15 м выше пласта 1. В колонну НКТ 3 спущен сваб 6 на канате 7. В качестве колонны НКТ 3, например, применяется колонна НКТ диаметром 73 мм.The device for the development of the
Ограничитель хода 8 сваба 6 зафиксирован внутри колонны НКТ 3 любым известным способом, например на резьбе. Пакер 5 герметично разделяет межтрубное пространство 4 на подпакерную 9 и надпакерную 10 зоны.The
На конце колонны НКТ 3 установлен фильтр 11, заглушенный снизу и служащий для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с пластом 1.At the end of the
Колонна НКТ 3 выше пакера 5, но ниже ограничителя хода 8 сваба 6 оснащена рядом сквозных отверстий 12, в начальном положении герметично перекрытых полой втулкой 13, посредством срезного элемента 13' (см. фиг.1, 2 и 4) под сбрасываемый запорный элемент 14, имеющий возможность герметичной посадки и фиксации в полой втулке 13.The
Ряд сквозных отверстий 12 в колонне НКТ 3, например, выполнен в виде восьми отверстий диаметром 15 мм, что не ограничивает пропускную способность устройства и по сравнению с прототипом позволяет сократить продолжительность освоения пласта скважины.A number of through
Запорный элемент 14 с полой втулкой 13 (см. фиг.3 и 4) имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до упора во внутреннюю кольцевую выборку 15 колонны НКТ 3 с последующей фиксацией полой втулки 13 пружинным разрезным стопорным кольцом 16, находящимся в наружной кольцевой выборке 16' полой втулки 13 относительно насечек 17, выполненных на внутренней поверхности колонны НКТ 3 под действием избыточного давления, создаваемого в колонне НКТ 3 с помощью насосного агрегата, размещенного на устье скважины (на фиг.1, 2, 3, 4 не показано) для сообщения внутреннего пространства колонны НКТ 3 с надпакерной зоной 10 после сброса запорного элемента 14.The
Запорный элемент 14 выполнен в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхний диаметр - Дз которого больше внутреннего диаметра полой втулки - d, но меньше внутреннего диаметра ограничителя хода сваба - D, т.е. (D>Дз>d).The
Запорный элемент в полой втулке 13 фиксируется стопорным кольцом 17, размещенным в наружной кольцевой выборке 19 запорного элемента 14 под нижний торец 20 полой втулки 13.The locking element in the
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Устройство монтируют в скважине 2 (см. фиг.1), при этом пакер 5 в скважине 2 устанавливают на 10-15 метров выше кровли пласта 1, при этом ряд сквозных отверстий 12 колонны НКТ 3 в начальном положении герметично перекрыт полой втулкой 13.The device is mounted in the well 2 (see Fig. 1), while the
Затем в колонну НКТ 3 на канате спускают сваб 6 до расчетной глубины. Далее начинают процесс освоения пласта 1 свабированием с помощью наземного привода, например агрегатом для свабирования (на фиг.1, 2, 3 не показано).Then, the
Производят отбор жидкости по колонне НКТ 3 свабированием из подпакерной зоны 9 через фильтр 11 до получения стабильного притока продукции пласта 1 путем периодического подъема жидкости по колонне НКТ 3 с помощью сваба 6, определенных порций жидкости из скважины 2 при последовательном ступенчатом снижении уровня жидкости и соответствующем изменении глубины спуска сваба 6 при каждом последующем ходе. Высота поднимаемого столба жидкости и, соответственно, объем жидкости, поднимаемой за один цикл, определяется погружением сваба 6 под уровень жидкости в каждом цикле.The fluid is sampled along the
После получения стабильного притока продукции из пласта 1 при разобщенных надпакреной 10 и подпакерной 9 зонах посредством каната 7 извлекают из колонны НКТ 3 сваб 6. Производят сброс в колонну НКТ 3 запорного элемента 14, выполненного в форме ступенчатого глухого цилиндра, верхним диаметром Дз вверх, при этом в процессе перемещения запорного элемента 14 вниз по колонне НКТ 3 он свободно проходит ограничитель хода 8 сваба 6, так как наружный диаметром Дз, меньше внутреннего диаметра - D ограничителя хода 8 сваба 6 (см. фиг.1 и 2).After obtaining a stable flow of products from the
Далее запорный элемент 14 (см. фиг.4) нижней ступенью глухого цилиндра меньшего диаметра dз герметично попадает в проходной канал полой втулки 13, затем с помощью насосного агрегата, установленного на устье скважины 2, создают в колонне НКТ 3 избыточное гидравлическое давление, например до 4-5 МПа, при этом сначала запорный элемент 14 фиксируется в полой втулке 13, т.е. дополнительное пружинное разрезное стопорное кольцо 18, размещенное в наружной кольцевой выборке 19 запорного элемента 14, фиксируется под нижний торец 20 полой втулки 13,Next, the locking element 14 (see Fig. 4) with the lower stage of a deaf cylinder of smaller diameter d h tightly enters the passage channel of the
В дальнейшем под действием избыточного давления в колонне НКТ 3 разрушается срезной элемент 13' и полая втулка 13 совместно с запорным элементом 14 перемещаются вниз до упора нижним торцом полой втулки 13 во внутреннюю кольцевую выборку 15, после чего полая втулка 13 пружинным разрезным стопорным кольцом 16, находящимся в ее наружной кольцевой выборке 16', фиксируется относительно насечек 17, выполненных на внутренней поверхности колонны НКТ 3.Subsequently, under the influence of excess pressure in the
Фиксация полой втулки 13 стопорным кольцом 13 в насечках 17 колонны НКТ 3 позволяет избежать осевых перемещений полой втулки 13 вверх с перекрытием ряда сквозных отверстий 12 при последующем свабировании скважины 2.The fixation of the
Фиксация запорного элемента 14 стопорным кольцом 18 относительно нижнего торца 20 полой втулки 13 позволяет избежать откачки жидкости из подпакерной зоны 9 при свабировании жидкости из надпакерной зоны 10.The fixation of the
Возможность фиксации полой втулки 13 относительно колонны НКТ и запорного элемента 14 относительно полой втулки повышает надежность работы устройства и исключает потерю герметичности устройства в процессе освоения пласта скважины.The possibility of fixing the
В результате происходит сообщение межтрубного пространства 4 в надпакерной зоне 10 и внутреннего пространства колонны НКТ 3 и выравнивание в них высоты H1 столба жидкости (см. фиг.2).As a result, the annular space 4 in the
Отсоединяют насосный агрегат от колонны НКТ 3 на устье скважины 2 и в колонну НКТ 3 вновь спускают сваб 6 на канате 7.The pump unit is disconnected from the
Производится отбор жидкости по колонне НКТ свабированием из подпакерной 9 и надпакерной 10 зон до снижения уровня жидкости на величину ΔН=H1-H2 (см. фиг.2 и 3) в надпакерной зоне межтрубного пространства, до тех пор пока давление, оказываемое гидростатическим уровнем H2 (см. фиг.3) скважинной жидкости, не будет ниже пластового давления (Рпл).The fluid is sampled along the tubing string by swabbing from the
где Рпл - пластовое давление, МПа;where R PL - reservoir pressure, MPa;
ρ - плотность, кг/м3;ρ is the density, kg / m 3 ;
g - ускорение свободного падения, м/с2;g is the acceleration of gravity, m / s 2 ;
H2 - высота столба жидкости в надпакерной зоне межтрубного пространства и до кровли пласта, м;H 2 - the height of the liquid column in the above-packer zone of the annulus and to the top of the reservoir, m;
или
Затем производят распакеровку (снятие) пакера 5 и его извлечение вместе с колонной НКТ 3.Then, the
Предлагаемое устройство для освоения пласта скважины имеет простую конструкцию, позволяет сократить продолжительность освоения пласта скважины и повысить надежность работы за счет гарантированного отключения подпакерного пространства при свабировании жидкости, находящейся в межтрубном пространстве между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб выше пакера.The proposed device for the development of the wellbore has a simple design, allows to reduce the duration of the development of the wellbore and to increase the reliability due to the guaranteed shutdown of the under-packer space when swabbing the fluid located in the annulus between the production string and the tubing string above the packer.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013138882/03A RU2543246C1 (en) | 2013-08-20 | 2013-08-20 | Well formation development device |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013138882/03A RU2543246C1 (en) | 2013-08-20 | 2013-08-20 | Well formation development device |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2543246C1 true RU2543246C1 (en) | 2015-02-27 |
RU2013138882A RU2013138882A (en) | 2015-02-27 |
Family
ID=53279297
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013138882/03A RU2543246C1 (en) | 2013-08-20 | 2013-08-20 | Well formation development device |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2543246C1 (en) |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4498536A (en) * | 1983-10-03 | 1985-02-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of washing, injecting swabbing or flow testing subterranean wells |
RU2166077C2 (en) * | 1999-04-05 | 2001-04-27 | Нуретдинов Язкар Карамович | Method of well testing and control in swabbing process |
RU2341653C1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-12-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions) |
RU2432457C1 (en) * | 2010-10-12 | 2011-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of well with swabbing |
RU2440491C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for well formation swabbing development |
-
2013
- 2013-08-20 RU RU2013138882/03A patent/RU2543246C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4498536A (en) * | 1983-10-03 | 1985-02-12 | Baker Oil Tools, Inc. | Method of washing, injecting swabbing or flow testing subterranean wells |
RU2166077C2 (en) * | 1999-04-05 | 2001-04-27 | Нуретдинов Язкар Карамович | Method of well testing and control in swabbing process |
RU2341653C1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-12-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions) |
RU2440491C1 (en) * | 2010-07-16 | 2012-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for well formation swabbing development |
RU2432457C1 (en) * | 2010-10-12 | 2011-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for development of well with swabbing |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
RU2013138882A (en) | 2015-02-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2618548C1 (en) | Device for cleaning bottomhole of vertical well | |
RU2436944C1 (en) | Procedure for development of reservoir of well by swabbing and device for its implementation | |
RU2440491C1 (en) | Device for well formation swabbing development | |
RU2432456C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
US4813485A (en) | Gas and oil well pumping or swabbing device and method | |
RU159502U1 (en) | DRAIN VALVE | |
RU2432457C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
CN108071365B (en) | Coal bed gas production, drainage and water injection integrated tubular column | |
RU2543246C1 (en) | Well formation development device | |
RU2568615C1 (en) | Reservoir cleaning and completion device | |
RU143019U1 (en) | PACKER | |
RU2583804C1 (en) | Device for pulse action on reservoir | |
RU115402U1 (en) | DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER | |
RU157541U1 (en) | DRAIN VALVE FOR DRAINING LIQUID FROM A PUMP BAR COLUMN | |
RU2603110C1 (en) | Method of placing cement plug in cased well and device therefor | |
RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
RU128239U1 (en) | DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER | |
RU2604246C1 (en) | Device for cleaning and development of formation | |
RU2305173C2 (en) | Method and device for production string sealing during sandy well flushing | |
RU140103U1 (en) | START-UP COUPLING WITH VALVE | |
RU2446281C1 (en) | Oil well development device | |
RU2471966C1 (en) | Well cleaning and operation device | |
RU2439309C1 (en) | Oil well development device | |
RU98469U1 (en) | DEVICE FOR REGULATING LIQUID TAKE-OFF IN A WELL OPERATION PROCESS | |
RU2186947C2 (en) | Device for well cleaning |