RU2562643C1 - Устройство для разработки обводненного пласта - Google Patents
Устройство для разработки обводненного пласта Download PDFInfo
- Publication number
- RU2562643C1 RU2562643C1 RU2014130713/03A RU2014130713A RU2562643C1 RU 2562643 C1 RU2562643 C1 RU 2562643C1 RU 2014130713/03 A RU2014130713/03 A RU 2014130713/03A RU 2014130713 A RU2014130713 A RU 2014130713A RU 2562643 C1 RU2562643 C1 RU 2562643C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- packer
- well
- pipe
- space
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть применено для продления безводного режима разработки нефтяных скважин. Устройство включает спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством. 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. Поршень выполнен полым и заглушенным снизу. При этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий. Причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины. При этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек. Причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий. При размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня. При размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня. При этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем. При размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня. При этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем. Технический результат заключается в повышении надежности работы устройства. 4 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для продления безводного режима разработки нефтяных скважин.
Известно устройство для интенсификации добычи нефти (патент РФ №2282715, МПК Е21В 43/14, опубл. в бюл. №24 от 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.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, 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 и отключить поток из отверстий ниже уплотнительного элемента пакера;
- во-вторых, 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;
- в-третьих, 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);
- в-четвертых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что при поступлении воды сверху невозможно продлить безводный режим эксплуатации нефтяных скважин;
- в-пятых, извлечение насоса из скважины, привлечение геофизического подъемника или насосного агрегата для перемещения кольцевой втулки вниз вызывают высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта (патент РФ №2422422, МПК Е21В 43/00, опубл. в бюл. №20 от 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 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.
Недостатками данного устройства являются:
- во-первых, трудоемкость в обслуживании устройства, 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;
- во-вторых, 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;
- в-третьих, высокие материальные (технологическая жидкость, шарик) и финансовые затраты в работе, необходимые для извлечения скважинного насоса из скважины, привлечения насосного агрегата, автоцистерны для перемещения кольцевой втулки устройства;
- 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.
Технической задачей предложения является снижение трудоемкости в обслуживании устройства и повышение надежности работы устройства, а также снижение материальных и финансовых затрат при работе устройства и расширение его функциональных возможностей.
Поставленная техническая задача решается устройством для разработки обводненного пласта, включающим спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством, 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, кольцевые уплотнения.
Новым является то, что поршень выполнен полым и заглушенным снизу, при этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий, причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины, при этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек, причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий, при этом при размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы, посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, а при размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем, а при размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем.
На фигуре 1 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, при размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза.
На фигуре 2 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, при размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза.
На фигуре 3 схематично изображено предлагаемое устройство в продольном разрезе, при размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза.
На фигуре 4 изображена развертка замкнутого фигурного паза.
Устройство для отключения обводненной части пласта 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 верхним рядом 6 отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера 3 и сообщающимся с надпакерным пространством 7 скважины 1.
Пакер 3 установлен между верхней и нижней интервалами перфорации, выполненными соответственно в верхней и нижней частях пласта (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано). Внутри полого корпуса 5 (см. фиг. 1) концентрично его оси расположена труба 8. Сверху труба 8 жестко соединена с колонной труб 2, а снизу труба 8 жестко соединена с поршнем 9.
Труба 8 с поршнем 9 имеют возможность осевого перемещения относительно полого корпуса 5 отключателя потока 4. Поршень 9 выполнен полым и заглушенным снизу. Поршень 9 оснащен верхним 10 и нижним 11 рядами сквозных отверстий.
В полом корпусе 5 ниже уплотнительного элемента пакера 3 выполнен нижний ряд 12 отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством 13 скважины 1.
Сверху на внутренней поверхности полого корпуса 5 выполнен замкнутый фигурный паз 14 в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней 15, короткой 16 и длинной 17 продольных проточек.
В замкнутом фигурном пазу 14 полого корпуса 5 с возможностью перемещения установлен направляющий штифт 18, жестко закрепленный в поршне 9 выше его верхнего ряда 10 сквозных отверстий.
Для исключения запирания потока продукции в устройстве площадь поперечного сечения внутреннего пространства 19 трубы 8 с внутренним диаметром D должна быть больше суммы площадей отверстий диаметром d1 нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9 и отверстий диаметром d1 нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.
При размещении направляющего штифта 18 в средней продольной проточке 15 замкнутого фигурного паза 14 (см. фиг. 1) надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда 6 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, а подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8, посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.
При размещении направляющего штифта 18 в короткой продольной проточке 16 замкнутого фигурного паза 14 (см. фиг. 3) надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда отверстий 6 полого корпуса и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9, при этом подпакерное пространство 13 скважины герметично отсечено поршнем 9.
При размещении направляющего штифта 18 в длинной продольной проточке 17 замкнутого фигурного паза 14 (см. фиг. 3) подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 герметично отсечено поршнем 9. Несанкционированные перетоки жидкости исключаются кольцевыми уплотнениями 20.
Устройство для разработки обводненного пласта работает следующим образом.
На устье скважины устанавливают устройство в начальное положение (см. фиг. 1 и 4) так, чтобы направляющий штифт 18 находился в средней продольной проточке 15 замкнутого фигурного паза 14, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда 6 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, а подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.
Устройство на нижнем конце колонны труб 2 спускают в скважину 1, при этом в процессе спуска в скважину 1 колонну труб 2 выше устройства оснащают насосом (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано) любой известной конструкции, например электроцентробежным. Производят посадку пакера 3 (см. фиг. 1) между верхними и нижними интервалами перфорации продуктивного пласта. Запускают в работу насос.
Продукция из скважины 1 (см. фиг. 1 и 2) поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижнего интервала перфорации продуктивного пласта) через нижний ряд 12 отверстий полого корпуса 5 и нижний ряд 11 сквозных отверстий поршня 9.
Также продукция из скважины 1 поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из надпакерного пространства 7 скважины 1 через верхний ряд 6 отверстий полого корпуса 5 и верхний ряд 10 сквозных отверстий поршня 9.
Во внутреннем пространстве 19 трубы 8 продукция, поступающая из пласта, смешивается и по колонне труб поднимается 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 надпакерном пространстве 7 выше уплотнительного элемента пакера 3 (в верхней части продуктивного пласта), например, вследствие заколонных перетоков, так и в подпакерном пространстве 13 ниже уплотнительного элемента пакера 3 (нижней части продуктивного пласта), например, вследствие подтягивания водного конуса к нижнему интервалу перфорации.
С появлением воды в продукции скважины, о чем свидетельствует повышенная обводненность добываемой продукции, производится отключение надпакерного пространства 7 скважины 1 (верхней обводненной части пласта) или подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижней обводненной части пласта).
Для отключения нижней обводненной части пласта из начального положения (см. фиг. 2 и 4) с устья скважины колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 поднимают относительно неподвижного полого корпуса 5 на длину, большую длины а=1,0 м (длина средней продольной проточки 15), например на 1,5 м, и опускают.
В результате проведенных действия направляющий штифт 18 при подъеме перемещается из нижней части средней продольной проточки 15 замкнутого фигурного паза 14 в ее верхнюю часть, а при спуске направляющий штифт 18 перемещается из верхней части продольной проточки 15 замкнутого фигурного паза 14 в нижнюю часть короткой продольной проточки 16 замкнутого фигурного паза 14, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда отверстий 6 полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9, при этом подпакерное пространство 13 скважины 1 герметично отсечено поршнем 9. В результате поток продукции из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижнего интервала перфорации продуктивного пласта) отключается.
Продукция поступает только из надпакерного пространства 7 (см. фиг. 1 и 2) скважины 1 через верхний ряд радиальных отверстий 6 полого корпуса 5 и нижний ряд 11 сквозных отверстий поршня 9 во внутреннее пространство 19 трубы 8, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано).
Таким образом, происходит отключение продукции из нижней обводненной части пласта, а продукцию добывают только из верхней части продуктивного пласта.
Устройство имеет низкую трудоемкость в обслуживании, так как для отключения отверстий устройства ниже уплотнительного элемента пакера исключается извлечение скважинного насоса из скважины, 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.
Снижаются материальные и финансовые затраты в работе устройства, так как исключается привлечение дополнительной техники (насосного агрегата, автоцистерны с технологической жидкостью) и оборудования (шарика) для отключения потока жидкости из подпакерного пространства (нижних интервалов перфорации) скважины.
Для отключения верхней обводненной части пласта из текущего положения (см. фиг. 3 и 4) с устья скважины колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 поднимают относительно неподвижного полого корпуса 5 на длину, большую длины b=0, 5 м (длина короткой продольной проточки 16), например на 1,0 м, и опускают.
В результате проведенных действий направляющий штифт 18 при подъеме перемещается из нижней части короткой продольной проточки 16 замкнутого фигурного паза 14 в ее верхнюю часть, а при спуске направляющий штифт 18 перемещается из верхней части короткой продольной проточки 16 замкнутого фигурного паза 14 в нижнюю часть длинной продольной проточки 17 замкнутого фигурного паза 14, при этом подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 герметично отсечено поршнем 9. В результате поток продукции из надпакерного пространства 7 (верхнего интервала перфорации продуктивного пласта) отключается из скважины 1.
Продукция поступает только из подпакерного пространства 13 (см. фиг. 1 и 2) скважины 1 через нижний ряд 12 радиальных отверстий полого корпуса 5 и верхний ряд 10 сквозных отверстий поршня 9 во внутреннее пространство 19 трубы 8, откуда продукция по колонне труб 2 поступает на прием скважинного насоса (на фиг. 1, 2, 3, 4 не показано).
Таким образом, происходит отключение продукции из верхней обводненной части пласта, а продукцию добывают только из нижней части продуктивного пласта.
При необходимости возврата устройства в начальное положение, как показано на фигуре 1 и 4, с целью одновременного отбора продукции как из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижней части пласта), так и из надпакерного пространства 7 скважины 1 (верхней части пласта) с устья скважины колонну труб 2 и жестко соединенную с ней трубу 8 с поршнем 9 поднимают относительно неподвижного полого корпуса 5 на длину, большую длины с=1, 5 м (длина длинной продольной проточки 17), например на 2,0 м, и опускают.
В результате проведенных действий направляющий штифт 18 при подъеме перемещается из нижней части короткой продольной проточки 17 замкнутого фигурного паза 14 в ее верхнюю часть, а при спуске направляющий штифт 18 перемещается из верхней части длинной продольной проточки 17 замкнутого фигурного паза 14 в нижнюю часть средней продольной проточки 15 замкнутого фигурного паза 14, при этом надпакерное пространство 7 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством верхнего ряда 6 отверстий полого корпуса 5 и верхнего ряда 10 сквозных отверстий поршня 9, а подпакерное пространство 13 скважины 1 сообщается с внутренним пространством 19 трубы 8 посредством нижнего ряда 12 отверстий полого корпуса 5 и нижнего ряда 11 сквозных отверстий поршня 9.
Продукция из скважины 1 (см. фиг. 1 и 2) поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из подпакерного пространства 13 скважины 1 (нижнего интервала перфорации продуктивного пласта) через нижний ряд 12 отверстий полого корпуса 5 и нижний ряд 11 сквозных отверстий поршня 9.
Также продукция из скважины 1 поступает во внутреннее пространство 19 трубы 8 из надпакерного пространства 7 скважины 1 через верхний ряд 6 отверстий полого корпуса 5 и верхний ряд 10 сквозных отверстий поршня 9.
Во внутреннем пространстве 19 трубы 8 продукция, поступающая из пласта, смешивается и по колонне труб 2 поднимается на прием скважинного насоса, который перекачивает продукцию на поверхность.
Устройство имеет расширенные функциональные возможности, так устройство может эксплуатироваться с любым типом насоса, а переключение потока продукции из верхних и нижних интервалов перфорации осуществляется осевым перемещением колонны труб с устья скважины.
В дальнейшем процесс повторяется, как описано выше, в зависимости от того, какую часть пласта необходимо отключить.
Предлагаемое устройство для разработки обводненного пласта позволяет снизить трудоемкость работ в обслуживании устройства, повысить надежность работы устройства, а также снизить материальные и финансовые затраты при работе устройства и расширить его функциональные возможности.
Claims (1)
- Устройство для разработки обводненного пласта, включающее спущенную в скважину колонну труб, пакер с установленным в нем отключателем потока, который выполнен в виде полого корпуса с верхним рядом отверстий, размещенным выше уплотнительного элемента пакера и сообщающимся с надпакерным пространством, 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, кольцевые уплотнения, отличающееся тем, что поршень выполнен полым и заглушенным снизу, при этом поршень оснащен верхним и нижним рядами сквозных отверстий, причем в полом корпусе ниже уплотнительного элемента пакера выполнен нижний ряд отверстий, сообщающийся с подпакерным пространством скважины, при этом сверху на внутренней поверхности полого корпуса выполнен замкнутый фигурный паз в виде последовательно чередующихся и соединенных между собой в верхней части средней, короткой и длинной продольных проточек, причем в замкнутом фигурном пазу полого корпуса с возможностью перемещения установлен направляющий штифт, жестко закрепленный в поршне выше его верхнего ряда сквозных отверстий, при этом при размещении направляющего штифта в средней продольной проточке замкнутого фигурного паза над- и подпакерные пространства скважины сообщаются с внутренним пространством трубы посредством соответствующих верхнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, а также нижнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, а при размещении направляющего штифта в короткой продольной проточке замкнутого фигурного паза надпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством верхнего ряда отверстий полого корпуса и нижнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом подпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем, а при размещении направляющего штифта в длинной продольной проточке замкнутого фигурного паза подпакерное пространство скважины сообщается с внутренним пространством трубы посредством нижнего ряда отверстий полого корпуса и верхнего ряда сквозных отверстий поршня, при этом надпакерное пространство скважины герметично отсечено поршнем.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014130713/03A RU2562643C1 (ru) | 2014-07-24 | 2014-07-24 | Устройство для разработки обводненного пласта |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2014130713/03A RU2562643C1 (ru) | 2014-07-24 | 2014-07-24 | Устройство для разработки обводненного пласта |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2562643C1 true RU2562643C1 (ru) | 2015-09-10 |
Family
ID=54073741
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2014130713/03A RU2562643C1 (ru) | 2014-07-24 | 2014-07-24 | Устройство для разработки обводненного пласта |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2562643C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713819C1 (ru) * | 2018-10-11 | 2020-02-07 | Юрий Александрович Осипов | Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине для разных способов эксплуатации (варианты) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| RU2282715C2 (ru) * | 2004-08-05 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" | Устройство для интенсификации добычи нефти |
| RU2380522C1 (ru) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) |
| RU2424422C1 (ru) * | 2010-02-03 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта |
| RU2443852C2 (ru) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов |
-
2014
- 2014-07-24 RU RU2014130713/03A patent/RU2562643C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5335732A (en) * | 1992-12-29 | 1994-08-09 | Mcintyre Jack W | Oil recovery combined with injection of produced water |
| US6119780A (en) * | 1997-12-11 | 2000-09-19 | Camco International, Inc. | Wellbore fluid recovery system and method |
| RU2282715C2 (ru) * | 2004-08-05 | 2006-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью "ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть" | Устройство для интенсификации добычи нефти |
| RU2380522C1 (ru) * | 2008-07-22 | 2010-01-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) |
| RU2424422C1 (ru) * | 2010-02-03 | 2011-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для эксплуатации скважины и отключения обводненной части пласта |
| RU2443852C2 (ru) * | 2010-04-05 | 2012-02-27 | Валеев Марат Давлетович | Установка для периодической раздельной добычи нефти из двух пластов |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2713819C1 (ru) * | 2018-10-11 | 2020-02-07 | Юрий Александрович Осипов | Глубинный клапан-переключатель потоков жидкости в скважине для разных способов эксплуатации (варианты) |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN105804685B (zh) | 井下工具 | |
| RU2572879C2 (ru) | Состоящее из сегментов складывающееся гнездо шара, обеспечивающее извлечение шара | |
| CN104428487A (zh) | 多级井隔离 | |
| RU2667171C1 (ru) | Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин и устройство для его осуществления (варианты) | |
| CN103422846B (zh) | 裸眼水平井完井压裂一体化管柱 | |
| RU2405914C1 (ru) | Способ и устройство для промывки скважины | |
| RU2488689C1 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| CN112343540A (zh) | 封隔式分级注水泥器、固井管柱和固井方法 | |
| RU2562643C1 (ru) | Устройство для разработки обводненного пласта | |
| RU2380526C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений | |
| RU2432457C1 (ru) | Устройство для освоения пласта скважины свабированием | |
| RU2432456C1 (ru) | Устройство для освоения пласта скважины свабированием | |
| RU2542999C2 (ru) | Скважинная насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| RU133191U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов | |
| RU128896U1 (ru) | Устройство для перевода скважин, в том числе обводненных, на эксплуатацию по двум лифтовым колоннам | |
| RU2569526C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин | |
| RU2568459C1 (ru) | Устройство для промывки скважины от парафиноотложений | |
| CN103821703A (zh) | 一种井下液力活塞泵 | |
| CN105358831A (zh) | 井下泵送设备和方法 | |
| RU2531149C1 (ru) | Устройство для предпусковой очистки скважины | |
| RU2542062C1 (ru) | Устройство для обработки пласта в горизонтальной скважине | |
| RU2539481C1 (ru) | Устройство для интенсификации добычи нефти | |
| RU2548635C1 (ru) | Устройство для отключения обводненной части пласта | |
| RU2539459C1 (ru) | Скважинная штанговая насосная установка | |
| RU2017143015A (ru) | Скважинная система для откачивания жидкости |