RU2599651C1 - Device for separate treatment of reservoirs in well - Google Patents
Device for separate treatment of reservoirs in well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2599651C1 RU2599651C1 RU2015139185/03A RU2015139185A RU2599651C1 RU 2599651 C1 RU2599651 C1 RU 2599651C1 RU 2015139185/03 A RU2015139185/03 A RU 2015139185/03A RU 2015139185 A RU2015139185 A RU 2015139185A RU 2599651 C1 RU2599651 C1 RU 2599651C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- barrel
- stock
- support ring
- ring
- rod
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/14—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by movement of tools, e.g. sleeve valves operated by pistons or wire line tools
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
Abstract
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при раздельной обработке пластов в скважине, в том числе при проведении поинтервального гидравлического разрыва пласта.The proposal relates to the oil industry and may find application in separate treatment of formations in a well, including during interval hydraulic fracturing.
Известно устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2499126, МПК Е21В 33/12, опубл. 20.11.2013 г., бюл. №32), содержащее пакер, включающий проходной в осевом направлении корпус с фигурным пазом на наружной поверхности, обойму со штифтом и шлипсами, причем штифт установлен в фигурный паз и имеет возможность перемещения по траектории фигурного паза, и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол с верхней и нижней резьбами, и золотник, расположенный внутри ствола и соединенный с ним срезными элементами, золотник снабжен конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта, и нижнее кольцо, навернутое на нижнюю резьбу ствола, при этом фигурный паз на наружной поверхности проходного корпуса пакера выполнен в виде поперечной и продольной проточек, расположенных перпендикулярно друг к другу и соединенных между собой в нижней части продольной проточки, причем снизу золотник снабжен осевым центральным отверстием, а нижнее кольцо выполнено в виде крышки, навернутой на нижнюю резьбу ствола разобщителя, причем снизу крышка снабжена наружной резьбой для соединения с корпусом проходного пакера, а по центру крышка снабжена жесткозакрепленным на ней стержнем, направленным в сторону золотника, а также осевыми отверстиями по окружности, причем пропускная способность этих отверстий больше пропускной способности центрального отверстия золотника, а стержень имеет возможность герметичного взаимодействия с осевым центральным отверстием золотника после посадки шара на седло золотника и осевого перемещения золотника относительно ствола разобщителя, а кольцевая проточка ствола, взаимодействующая со стопорным кольцом, выполнена в виде кольцевых насечек, направленных противоположно стопорному кольцу.A device for processing strata in a well is known (patent RU No. 2499126, IPC ЕВВ 33/12, published on November 20, 2013, bull. No. 32), comprising a packer, including an axially-extending body with a figured groove on the outer surface, a clip with a pin and slips, moreover, the pin is installed in a figured groove and has the ability to move along the path of the figured groove, and an elastic cuff, a disconnector, including a barrel with upper and lower threads, and a spool located inside the barrel and connected to it by shear elements, the spool is equipped with a conical boring in which a retaining ring is installed, interacting with an annular groove located in the lower part of the barrel, and a seating seat for a ball discharged into the device before processing the second layer, and a lower ring screwed onto the lower thread of the barrel, with a shaped groove on the outer surface of the passage the packer body is made in the form of transverse and longitudinal grooves located perpendicular to each other and interconnected in the lower part of the longitudinal groove, and the spool is provided with an axial center from the bottom hole, and the lower ring is made in the form of a cover screwed onto the lower thread of the disconnector barrel, the bottom cover being provided with an external thread for connection to the body of the feedthrough packer, and in the center, the cover is equipped with a rigidly fixed rod directed towards the spool and axial holes around the circumference, and the throughput of these holes is greater than the throughput of the Central hole of the spool, and the rod has the ability to tightly interact with the axial Central hole after the ball is planted on the valve seat and axial movement of the valve relative to the uncoupling barrel, and the annular groove of the barrel interacting with the retainer ring is made in the form of annular notches directed opposite to the retainer ring.
Недостатки данного устройства:The disadvantages of this device:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- во-вторых, невозможность спуска геофизических приборов для проведения геофизических исследований нижнего пласта из-за наличия в конструкции размещенного в стволе золотника, резко сужающего проходное сечение, например, для определения наличия или отсутствия заколонных перетоков до и после обработки нижнего пласта;- secondly, the impossibility of lowering geophysical instruments for conducting geophysical studies of the lower layer due to the presence in the structure of a spool located in the trunk, sharply narrowing the bore, for example, to determine the presence or absence of casing flows before and after processing the lower layer;
- в-третьих, низкая надежность в работе, обусловленная тем, что запорный элемент не фиксируется жестко в стволе разобщителя, поэтому при обработке верхнего пласта возможно отложение шлама, грязи на посадочном месте седла шара, и, как следствие, негерметичная посадка шара и пропуски жидкости в нижний пласт;- thirdly, low reliability due to the fact that the shut-off element is not fixed rigidly in the disconnector barrel, therefore, when processing the upper layer, sludge, dirt may be deposited on the seat of the ball seat, and, as a result, the ball is not sealed and fluid leaks in the lower layer;
- в-четвертых, невозможность качественного освоения свабированием верхнего пласта после его обработки, так как при свабировании верхнего пласта происходит потеря герметичности между золотником и стволом разобщителя и, как следствие, переток жидкости из нижнего пласта через радиальные каналы золотника в устройство.- fourthly, the impossibility of high-quality development by swabbing the upper layer after its treatment, since when swabbing the upper layer, there is a loss of tightness between the spool and the disconnector barrel and, as a result, fluid flow from the lower layer through the radial channels of the spool into the device.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2234589, МПК Е21В 33/12, опубл. 20.08.2004 г., бюл. №23), содержащее пакер, включающий корпус и эластичную манжету, разобщитель, включающий ствол и золотник, снабженные радиальными каналами, при этом корпус пакера выполнен проходным в осевом направлении, а золотник разобщителя расположен внутри его ствола, соединен с ним срезными элементами, заглушен снизу и имеет по наружной поверхности выше заглушенного участка меньший диаметр, образующий со стволом полость, сообщающуюся через радиальные каналы с внутренним пространством разобщителя, снабжен конусной расточкой, в которой установлено стопорное кольцо, взаимодействующее с кольцевой проточкой, расположенной в нижней части ствола, и посадочным седлом для шара, сбрасываемого вовнутрь устройства перед обработкой второго пласта.The closest in technical essence is a device for processing formations in a well (patent RU No. 2234589, IPC ЕВВ 33/12, published on 08.20.2004, bull. No. 23), containing a packer, including a housing and an elastic cuff, disconnector, including the barrel and the spool provided with radial channels, while the packer body is axially open, and the disconnector spool is located inside its trunk, connected to it by shear elements, sealed from below and has a smaller diameter on the outer surface above the muffled portion, forming a ohm cavity communicating through radial channels with the interior of the disconnector, is provided with a conical bore in which a stop ring cooperating with an annular groove situated in the bottom of the barrel, and a mounting seat for the ball, inside the disposable unit before processing of the second reservoir.
Недостатки данного устройства:The disadvantages of this device:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts;
- во-вторых, невозможность спуска геофизических приборов для проведения геофизических исследований нижнего пласта из-за наличия в конструкции золотника, размещенного в стволе, заглушенного снизу, например, для определения наличия или отсутствия заколонных перетоков до и после обработки нижнего пласта;- secondly, the impossibility of lowering geophysical instruments for conducting geophysical studies of the lower reservoir due to the presence in the structure of the spool located in the trunk, plugged from below, for example, to determine the presence or absence of casing flows before and after processing the lower reservoir;
- в-третьих, низкая надежность в работе, обусловленная тем, что запорный элемент не фиксируется жестко в стволе разобщителя, поэтому при обработке верхнего пласта возможно отложение шлама, грязи на посадочном месте седла шара, и, как следствие, негерметичная посадка шара и пропуски жидкости в нижний пласт. Кроме того, для извлечения шара необходима обратная промывка, с помощью которой не всегда удается извлечь шар;- thirdly, low reliability due to the fact that the shut-off element is not fixed rigidly in the disconnector barrel, therefore, when processing the upper layer, sludge, dirt may be deposited on the seat of the ball seat, and, as a result, the ball is not sealed and fluid leaks into the lower layer. In addition, to remove the ball, backwashing is necessary, with which it is not always possible to remove the ball;
- в-четвертых, низкое качество освоения свабированием верхнего пласта после его обработки, так как при свабировании верхнего пласта происходит потеря герметичности между золотником и стволом разобщителя и, как следствие, переток жидкости из нижнего пласта через радиальные каналы золотника в устройство.- fourthly, low quality of development by swabbing the upper layer after its treatment, since when swabbing the upper layer, there is a loss of tightness between the spool and the disconnector barrel and, as a result, the flow of fluid from the lower layer through the radial channels of the spool into the device.
Техническими задачами предложения являются упрощение конструкции устройства с возможностью проведения геофизических исследований нижнего пласта, а также повышение надежности работы устройства и качества освоения свабированием верхнего пласта.The technical objectives of the proposal are to simplify the design of the device with the possibility of conducting geophysical studies of the lower layer, as well as improving the reliability of the device and the quality of development by swabbing the upper layer.
Поставленные технические задачи решаются устройством для раздельной обработки пластов в скважине, включающим пакер, разобщитель, содержащий ствол с радиальными каналами, золотник, размещенный в стволе напротив радиальных каналов ствола и закрепленный срезным элементом, опорное кольцо, установленное внутри ствола, седло золотника под запорный элемент, сбрасываемый в устройство при его работе.The stated technical problems are solved by a device for separate treatment of formations in the well, including a packer, a disconnector containing a barrel with radial channels, a spool located in the barrel opposite the radial channels of the barrel and secured by a shear element, a support ring installed inside the barrel, a spool seat for a locking element, dumped into the device during its operation.
Новым является то, что золотник подпружинен вниз от опорного кольца ствола, при этом опорное кольцо оснащено внутренней кольцевой выборкой, а запорный элемент выполнен в виде штока, оснащенного наружным цилиндрическим выступом, на котором жестко размещен центратор-уплотнитель, снизу шток оснащен наружной кольцевой проточкой, в которой установлено разрезное пружинное стопорное кольцо, при этом шток имеет возможность жесткой фиксации относительно ствола в опорном кольце при взаимодействии наружного цилиндрического выступа штока с седлом золотника с последующим ограниченным осевым перемещением штока и золотника вниз, сжимая пружину до размещения разрезного пружинного кольца штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола, причем сверху шток оснащен головкой под захват штока ловильным инструментом, спускаемым в скважину на кабеле для расфиксации штока во внутренней кольцевой выборке опорного кольца ствола и извлечения штока из устройства.What is new is that the spool is spring-loaded downward from the support ring of the barrel, while the support ring is equipped with an internal annular selection, and the locking element is made in the form of a rod equipped with an external cylindrical protrusion, on which the centralizer-seal is rigidly placed, and the bottom is equipped with an external annular groove, in which a split spring circlip is installed, the rod being able to be rigidly fixed relative to the barrel in the support ring when the outer cylindrical protrusion of the rod interacts with the saddle ohm of the spool with subsequent limited axial movement of the stem and the spool down, compressing the spring until the split spring ring of the stem is located in the inner annular selection of the support ring of the barrel, the top of the stem is equipped with a head for gripping the rod with a fishing tool that is lowered into the well on the cable to fix the stem in the inner ring sampling the support ring of the barrel and extracting the stem from the device.
На фиг. 1 изображено устройство для раздельной обработки пластов в скважине при обработке нижнего пласта.In FIG. 1 shows a device for separate treatment of formations in a well during processing of the lower formation.
На фиг. 2 изображено устройство для раздельной обработки пластов в скважине при обработке верхнего пласта.In FIG. 2 shows a device for separate treatment of formations in a well during processing of the upper formation.
Устройство для раздельной обработки пластов в скважине включает пакер (на фиг. 1 и 2 не показан), разобщитель 1 (см. фиг. 1), содержащий ствол 2 с радиальными каналами 3, золотник 4, размещенный в стволе напротив радиальных каналов 3 ствола 2 и закрепленный срезным элементом 5, опорное кольцо 6, установленное внутри ствола 2.A device for separate treatment of formations in a well includes a packer (not shown in FIGS. 1 and 2), a disconnector 1 (see FIG. 1), comprising a
Золотник 4 посредством пружины 7 подпружинен вниз от опорного кольца 6 ствола 2. Например, золотник 4 (см. фиг. 1) внутренним диаметром - d1, равным 52 мм = 0,052 м, и опорное кольцо 6 внутренним диаметром - d2, равным 52 мм = 0,052 м, обеспечивают свободное прохождение геофизических приборов для исследования нижнего пласта (на фиг. 1 и 2 не показано) перед проведением обработки. Например, для проведения геофизических исследований с целью определения наличия или отсутствия заколонных перетоков между верхним и нижним пластами спускают геофизический прибор АГАТ 42, имеющий наружный диаметр 42 мм, который свободно проходит через золотник 4 и опорное кольцо 6 диаметрами d1=d2=52 мм = 0,052 м.The
Опорное кольцо 6 в стволе 2 оснащено внутренней кольцевой выборкой 8. Запорный элемент выполнен в виде штока 9 (см. фиг. 2), оснащенного сверху наружным цилиндрическим выступом 10 диаметром - D1, например, D1=60 мм = 0,06 м, на котором жестко, например, с помощью винтов (на фиг. 1 и 2 не показаны), радиально ввернутых в наружный цилиндрический выступ 10 штока 9, размещен центратор-уплотнитель 11.The
Центратор-уплотнитель 11 имеет наружный диаметр D2, равный внутреннему диаметру ствола 2 разобщителя 1, например, D2=75 мм = 0,75 м, при этом должно соблюдаться условие (см. фиг. 1 и 2):The centralizer-
d1<D1<D2,d 1 <D 1 <D 2 ,
где d1 - внутренний диаметр золотника 4, м;where d 1 is the inner diameter of the
D1 - наружный диаметр цилиндрического выступа 10 штока 9, м;D 1 - the outer diameter of the
D2 - наружный диаметр центратора-уплотнителя 11, м.D 2 - the outer diameter of the centralizer-
Центратор-уплотнитель 11 выполнен из армированной резины по ГОСТ 8752-79.The centralizer-
Снизу шток 9 оснащен наружной кольцевой проточкой 12, в которой установлено разрезное пружинное стопорное кольцо 13. Золотник 4 имеет седло 14 под запорный элемент, выполненный в виде штока 9.Bottom of the
Шток 9 имеет возможность жесткой фиксации относительно ствола 2 разобщителя 1 при взаимодействии наружного цилиндрического выступа 10 штока 9 с седлом 14 (см. фиг. 1 и 2) золотника 4 (см. фиг. 2) с последующим ограниченным осевым перемещением штока 9 и золотника 4 вниз, сжимая пружину 7 до размещения разрезного пружинного стопорного кольца 13 штока 9 во внутренней кольцевой выборке 8 опорного кольца 6 ствола 2 разобщителя 1.The
Сверху шток 9 оснащен головкой 15 под захват штока 9 ловильным инструментом (на фиг. 1 и 2 не показан), спускаемым в устройство на кабеле для расфиксации штока 9 (см. фиг. 2) во внутренней кольцевой выборке 8 опорного кольца 6 ствола 2 разобщителя 1 и извлечения штока 9 из устройства, при этом под головкой 15 шток 9 имеет наружный диаметр D3, например, D3=30 мм = 0,03 м.The top of the
Сопрягаемые поверхности деталей оснащены уплотнительными кольцами 16.The mating surfaces of the parts are equipped with o-
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Предлагаемое устройство, как показано на фиг. 1 на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), оснащенное пакером (на фиг. 1 и 2 не показан), спускают в скважину (на фиг. 1 и 2 не показана), при этом предлагаемое устройство устанавливают в составе колонны НКТ выше пакера. В качестве пакера применяют любой известный пакер, предназначенный для разделения межколонного пространства. Производят посадку пакера в скважине между верхним и нижним пластами (на фиг. 1 и 2 не показано), подлежащими обработке, например, закачке кислотных составов.The proposed device, as shown in FIG. 1 on a string of tubing equipped with a packer (not shown in FIGS. 1 and 2), is lowered into the well (not shown in FIGS. 1 and 2), while the proposed device is installed in the tubing string above the packer. As a packer, any known packer is used for separating annular space. The packer is planted in the well between the upper and lower layers (not shown in FIGS. 1 and 2) to be processed, for example, by injection of acid compositions.
Перед обработкой нижнего пласта, например, для определения наличия или отсутствия заколонных перетоков перед обработкой нижнего пласта производят геофизические исследования. Для чего спускают по колонне НКТ в интервал нижнего пласта геофизический прибор АГАТ 42, имеющий наружный диаметр 42 мм, который свободно проходит через золотник 4 диаметром d=52 мм = 0,052 м. По окончании геофизических исследований нижнего пласта извлекают геофизический прибор из колонны НКТ скважины.Before processing the lower layer, for example, to determine the presence or absence of casing flows before processing the lower layer, geophysical studies are performed. For this purpose, the AGAT 42 geophysical instrument, having an outer diameter of 42 mm, which freely passes through
Далее, например, с помощью насосного агрегата типа ЦА-320 производят закачку любого известного кислотного состава в нижний пласт, при этом пружина 7 (см. фиг. 1) выпрямлена, а золотник 4 перекрывает радиальные каналы 3 ствола 2 разобщителя 1. При закачке кислотный состав протекает по колонне НКТ через ствол 2 разобщителя 1, золотник 4 и пружину 7 и далее через нижний конец ствола 2 разобщителя 1 его закачивают в нижний пласт с целью обработки пласта. После определенного времени реагирования проводят освоение нижнего пласта свабированием с целью извлечения продуктов реагирования.Further, for example, using a pumping unit of type CA-320, any known acid composition is injected into the lower layer, while the spring 7 (see Fig. 1) is straightened, and the
После обработки нижнего пласта, например, для определения наличия или отсутствия заколонных перетоков, возникших после проведения обработки нижнего пласта, производят геофизические исследования, для чего спускают по колонне НКТ в интервал нижнего пласта геофизический прибор АГАТ 42.After processing the lower layer, for example, to determine the presence or absence of casing flows that have arisen after processing the lower layer, geophysical studies are performed, for which the AGAT 42 geophysical instrument is lowered along the tubing string into the interval of the lower layer.
Предлагаемое устройство позволяет производить спуск геофизических приборов для проведения геофизических исследований нижнего пласта, например, для определения наличия или отсутствия заколонных перетоков до и после обработки нижнего пласта, что позволяет повысить эффективность проведения работ.The proposed device allows the launching of geophysical instruments for conducting geophysical studies of the lower reservoir, for example, to determine the presence or absence of casing flows before and after processing the lower reservoir, which improves the efficiency of the work.
Далее для обработки верхнего пласта в устройство сбрасывают запорный элемент, выполненный в виде штока 9, который на устье скважины устанавливают в колонну НКТ, после чего в колонну НКТ закачивают жидкость, например, сточную воду плотностью 1180 кг/м3, при этом шток 9 благодаря центратору-уплотнителю 11 под действием давления жидкости, например, 7,0 МПа, перемещается сверху вниз и входит сначала в ствол 2 разобщителя 1, затем под давлением жидкости разрезное пружинное стопорное кольцо 13 сжимается радиально в наружной кольцевой проточке 12 штока 9, а сам шток 9 благодаря наличию центратора-уплотнителя 11 перемещается соосно со стволом 2 разобщителя 1 и входит в золотник 4, при этом шток 9 садится на седло 14 золотника 4.Then, for processing the upper layer, a locking element made in the form of a
В определенный момент, например, под давлением жидкости 8,0 МПа разрушается срезной элемент 5 золотника 4, после чего шток 9 и золотник 4 совершают ограниченное осевое перемещение вниз, сжимая пружину 7 относительно неподвижного ствола 2 разобщителя 1 до размещения разрезного пружинного стопорного кольца 13 штока 9 во внутренней кольцевой выборке 8 опорного кольца 6 ствола 2.At a certain point, for example, under a fluid pressure of 8.0 MPa, the
В результате нижний конец ствола 2 разобщителя 1 герметично отсекается штоком 9, который фиксируется относительно ствола 1, а радиальные каналы 3 ствола 2 открываются и жидкость протекает через радиальные каналы 3 ствола 2 в верхний пласт выше пакера, при этом резко снижается давление закачки жидкости в колонну НКТ, например, от 8,0 до 3,0 МПа. Таким образом, внутреннее пространство колонны НКТ посредством предлагаемого устройства сообщается с верхним пластом.As a result, the lower end of the
Далее производят обработку верхнего пласта закачкой любого известного кислотного состава. После определенного времени реагирования проводят освоение верхнего пласта свабированием с целью извлечения продуктов реагирования.Next, the processing of the upper layer is carried out by injection of any known acid composition. After a certain reaction time, the upper formation is developed by swabbing in order to extract the reaction products.
В предлагаемом устройстве исключается переток жидкости из нижнего пласта при свабировании верхнего пласта, так как золотник не имеет радиальных каналов, сообщающих устройство с нижним пластом, благодаря чему осуществляется качественное освоение свабированием верхнего пласта.In the proposed device eliminates the flow of fluid from the lower reservoir during swabbing of the upper reservoir, since the spool does not have radial channels communicating with the lower reservoir, due to which high-quality development of swabbing of the upper reservoir is carried out.
При необходимости повторной обработки нижнего пласта необходимо спустить в устройство по колонне НКТ ловильный инструмент на кабеле (на фиг. 1 и 2 не показан). Используют ловильный инструмент, имеющий наружный захват, любого известного производителя. Затем осевым перемещением ловильного инструмента производят захват штока 9 под ловильную головку 15 диаметром D3=30 мм. Производят натяжение каната вверх, например, на 500 кг = 5000 Н. В результате разрезное пружинное стопорное кольцо 13 радиально сжимается в наружной кольцевой проточке 12 штока 9 и выходит из внутренней кольцевой выборки 8 опорного кольца 6 ствола 2 разобщителя 1. Таким образом, происходит расфиксация штока 9 относительно ствола 2.If it is necessary to re-treat the lower layer, it is necessary to lower the fishing tool on the cable into the device along the tubing string (not shown in Figs. 1 and 2). Use a fishing tool having an external grip of any well-known manufacturer. Then, by axial movement of the fishing tool, the
Затем производят подъем кабеля вверх и извлекают шток 9 из устройства, при этом за счет возвратной силы пружины 7 золотник 4 поднимается вверх и герметично перекрывает изнутри радиальные каналы 3 ствола 2 разобщителя 1. При необходимости устройство готово для повторной обработки нижнего пласта и можно вновь произвести геофизическое исследование нижнего пласта.Then the cable is lifted up and the
Предлагаемое устройство имеет более простую конструкцию в отличие от прототипа. Кроме того, повышается надежность устройства в работе, так как запорный элемент, выполненный в виде штока, жестко фиксируется в стволе разобщителя, поэтому при обработке верхнего пласта исключается отложение шлама, грязи на седле золотника, и, как следствие, гарантированно исключаются негерметичная посадка запорного элемента и пропуски жидкости в нижний пласт, а извлечение штока с помощью ловителя исключает необходимость в обратной промывке.The proposed device has a simpler design in contrast to the prototype. In addition, the reliability of the device in operation increases, since the locking element, made in the form of a rod, is rigidly fixed in the disconnector barrel, therefore, when processing the upper layer, sludge and dirt are not deposited on the valve seat, and, as a result, the leaky fit of the locking element is guaranteed to be excluded and liquid passes into the lower layer, and the removal of the rod using a catcher eliminates the need for backwashing.
Предлагаемое устройство для раздельной обработки пластов в скважине имеет более простую конструкцию в сравнении с прототипом, позволяющую провести геофизические исследования нижнего пласта и качественно освоить свабированием верхний пласт, кроме того, оно надежно в работе.The proposed device for separate treatment of the layers in the well has a simpler design in comparison with the prototype, which allows for geophysical studies of the lower layer and qualitatively master swabbing the upper layer, in addition, it is reliable in operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015139185/03A RU2599651C1 (en) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Device for separate treatment of reservoirs in well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2015139185/03A RU2599651C1 (en) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Device for separate treatment of reservoirs in well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2599651C1 true RU2599651C1 (en) | 2016-10-10 |
Family
ID=57127743
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2015139185/03A RU2599651C1 (en) | 2015-09-14 | 2015-09-14 | Device for separate treatment of reservoirs in well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2599651C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2730156C1 (en) * | 2020-03-19 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Bypass controlled valve |
RU2797747C1 (en) * | 2022-10-07 | 2023-06-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Valve for draining fluid from the tubing (embodiments) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5316084A (en) * | 1990-08-27 | 1994-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Well tool with sealing means |
RU2234589C1 (en) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for treating beds in well |
RU55857U1 (en) * | 2006-02-02 | 2006-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER PLUG |
RU84450U1 (en) * | 2009-02-18 | 2009-07-10 | Анатолий Константинович Дудаладов | DEVICE FOR TESTING PIPES IN A WELL |
RU2499126C1 (en) * | 2012-06-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for in-well bed processing |
RU2524706C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for in-well bed processing |
-
2015
- 2015-09-14 RU RU2015139185/03A patent/RU2599651C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5316084A (en) * | 1990-08-27 | 1994-05-31 | Baker Hughes Incorporated | Well tool with sealing means |
RU2234589C1 (en) * | 2003-04-11 | 2004-08-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Device for treating beds in well |
RU55857U1 (en) * | 2006-02-02 | 2006-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | PACKER PLUG |
RU84450U1 (en) * | 2009-02-18 | 2009-07-10 | Анатолий Константинович Дудаладов | DEVICE FOR TESTING PIPES IN A WELL |
RU2499126C1 (en) * | 2012-06-19 | 2013-11-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for in-well bed processing |
RU2524706C1 (en) * | 2013-03-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for in-well bed processing |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2730156C1 (en) * | 2020-03-19 | 2020-08-19 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Bypass controlled valve |
RU2797747C1 (en) * | 2022-10-07 | 2023-06-08 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Valve for draining fluid from the tubing (embodiments) |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO336668B1 (en) | Completion system for producing hydrocarbons from a borehole formation, a method for completing a subsurface well for gas-lifted fluid extraction, and a method for producing hydrocarbons from a formation near a wellbore. | |
US20150101801A1 (en) | System and method for sealing a wellbore | |
RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
RU2599651C1 (en) | Device for separate treatment of reservoirs in well | |
NO344218B1 (en) | Setting tool and method for setting and testing an annular seal with an actuating ring in the annulus between an inner wellhead portion and an outer wellhead portion of a well | |
RU2509872C1 (en) | Well formation treatment device | |
RU2499126C1 (en) | Device for in-well bed processing | |
RU2601689C1 (en) | Device for separate pumping of liquid into two formations | |
RU2524706C1 (en) | Device for in-well bed processing | |
RU186913U1 (en) | PRESSURE VALVE | |
RU2568615C1 (en) | Reservoir cleaning and completion device | |
RU55015U1 (en) | DEVICE FOR PROCESSING AND SAVING COLLECTOR PROPERTIES OF THE FORM | |
WO2018204211A1 (en) | Apparatus and methods for fluid transportation vessels | |
RU2533466C1 (en) | Packer setting tool | |
RU2289679C1 (en) | Device for cleaning wells | |
RU142771U1 (en) | PACKER | |
RU2299971C1 (en) | Device for reservoir treatment and reservoir collecting properties retention | |
RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
RU2709852C1 (en) | Hydraulic device for selective processing | |
RU188083U1 (en) | Overpack separator | |
RU96604U1 (en) | Casing Cementing Device | |
RU2439309C1 (en) | Oil well development device | |
RU2570160C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
US10208557B2 (en) | Tool catch |