RU2101470C1 - Device for cleaning, development and investigation of well - Google Patents
Device for cleaning, development and investigation of well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2101470C1 RU2101470C1 RU96100211A RU96100211A RU2101470C1 RU 2101470 C1 RU2101470 C1 RU 2101470C1 RU 96100211 A RU96100211 A RU 96100211A RU 96100211 A RU96100211 A RU 96100211A RU 2101470 C1 RU2101470 C1 RU 2101470C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- well
- packer
- filter
- piston plugs
- Prior art date
Links
Landscapes
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для очистки, освоения и исследования скважин. The invention relates to the oil and gas industry, in particular to devices for cleaning, developing and researching wells.
Известно устройство для освоения скважины, представляющее собой специальный поршень с грузом [1]
Недостатками данного устройства являются сложность конструкции, ограниченные функциональные возможности и низкая эффективность очистки ввиду ненадежности уплотнения поршня в бурильных трубах при подъеме.A device for well development, which is a special piston with a load [1]
The disadvantages of this device are the design complexity, limited functionality and low cleaning efficiency due to the unreliability of the piston seal in the drill pipe during lifting.
Наиболее близким техническим решением, взятым за прототип, является устройство для очистки скважины, включающее насосно-компрессорные трубы (НКТ) с перфорационными отверстиями, пакер, поршневые пробки, клапан-отсекатель [2]
Недостатком данного устройства является низкая эффективность очистки в связи с наличием в цикле свабирования продолжительной по времени операции спуска поршня сложной и громоздкой конструкции.The closest technical solution, taken as a prototype, is a device for cleaning a well, including tubing with tubing holes, a packer, piston plugs, a shut-off valve [2]
The disadvantage of this device is the low cleaning efficiency due to the presence in the swab cycle of a long-time operation of lowering the piston of a complex and bulky design.
Задачей изобретения является повышение эффективности очистки и сокращение времени цикла свабирования, а также регистрации забойных давлений глубинным манометром при освоении скважины. The objective of the invention is to increase the cleaning efficiency and reduce the swab cycle time, as well as register bottomhole pressures with a deep manometer during well development.
Решение поставленной задачи достигается тем, что устройство, включающее НТК с фильтром, пакер, поршневые пробки и промывочный клапан, снабжено глубинным прибором и перепускной коаксиальной камерой, а на границе верхней и нижней поршневых пробок на НТК выполнены перфорационные отверстия, между которыми в НТК над паркером размещены поршневые пробки, перепускная коаксиальная камера размещена на НТК в зоне перфорационных отверстий, промывочный клапан расположен над пакером, а глубинный прибор установлен под фильтром. The solution to this problem is achieved by the fact that the device, including the NTK with a filter, a packer, piston plugs and a flushing valve, is equipped with a downhole device and a bypass coaxial chamber, and perforation holes are made at the border of the upper and lower piston plugs on the NTK, between which in the NTK above the parker piston plugs are placed, the bypass coaxial chamber is located on the NTK in the area of the perforations, the flushing valve is located above the packer, and the depth device is installed under the filter.
Сущность заявляемого устройства заключается в том, что поршневые пробки упрощенной конструкции в количестве, соответствующем планируемому числу циклов свабирования, размещают с необходимым уплотнением в НТК на поверхности перед спуском в скважину, это позволяет исключить использование поршней и свабов сложной конструкции (с перепускными каналами, клапанами и грузами утяжелителями), сохранив при этом их технологические функции, устройство в зоне расположения поршневых пробок снабжено перепускной коаксиальной камерой для компенсации проходного сечения, перекрытого поршнями колонны НТК, при этом переток пластовой жидкости через камеру осуществляется посредством дополнительных перфорационных отверстий,выполненных на НКТ на границах верхней и нижней поршневых пробок; промывочный клапан расположен над пакером и предназначен для промывки коаксиальной камеры и НКТ, для контроля процесса освоения скважины, регистрации забойных давлений под фильтром устанавливается глубинный манометр. The essence of the claimed device lies in the fact that the piston plugs of a simplified design in the amount corresponding to the planned number of swab cycles are placed with the necessary seal in the STC on the surface before being lowered into the well, this eliminates the use of pistons and swabs of complex design (with bypass channels, valves and weights), while maintaining their technological functions, the device in the area of the piston plugs is equipped with a bypass coaxial chamber to compensate the cross-sectional area blocked by the pistons of the NTK column, while the overflow of formation fluid through the chamber is carried out by means of additional perforation holes made on the tubing at the boundaries of the upper and lower piston plugs; The flushing valve is located above the packer and is designed to flush the coaxial chamber and tubing, to control the well development process, to register bottomhole pressures, a depth gauge is installed under the filter.
На чертеже показано устройство, общий вид. The drawing shows a device, General view.
Устройство включает НКТ 1 с фильтром 2 и пакером 3, размещенные в НКТ 1 поршневые пробки 4, выполненные на НКТ 1 дополнительные перфорационные отверстия 5, расположенные на уровне верхней и нижней границ поршневых пробок 4, коаксиальную камеру 6, размещенную на НКТ 1 в зоне перфорационных отверстий 5, промывочный клапан 7, размещенный над пакером 3,и глубинный манометр 8, установленный под фильтром 2. The device includes a tubing 1 with a filter 2 and a packer 3, piston plugs 4 located in the tubing 1, additional perforation holes 5 made on the tubing 1, located at the level of the upper and lower boundaries of the piston plugs 4, a coaxial chamber 6, placed on the tubing 1 in the perforation zone holes 5, a flushing valve 7, placed above the packer 3, and a depth gauge 8, mounted under the filter 2.
Работает устройство следующим образом. The device operates as follows.
До спуска устройства в скважину осуществляют сборку и установку поршневых пробок 4 в коаксиальную камеру 6. На НКТ 1 в скважину последовательно опускают фильтр 2, с глубинным манометром 8, пакер 3, промывочный клапан 7, коаксиальную камеру 6 с поршневыми пробками 4, далее до устья спускают лифт из НКТ 1. Before the device is lowered into the well, the piston plugs 4 are assembled and installed in the coaxial chamber 6. On the tubing 1, the filter 2, with a depth gauge 8, the packer 3, the flushing valve 7, the coaxial chamber 6 with the piston plugs 4, is subsequently lowered to the mouth lower the elevator from the tubing 1.
После пакеровки подземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура и лубрикатор. After the underground equipment is packaged, fountain fittings and a lubricator are installed at the wellhead.
После опрессовки пакера гидравлическим давлением в затрубное пространство приступают к освоению скважины совмещенным с процессом очистки продуктивного интервала от загрязняющих пласт материалов (фильтраты буровых и цементных растворов, продукты реакции от химических обработок пласта, тяжелых смол, асфальтенов, парафинов, образовавшихся солей). After crimping the packer with hydraulic pressure into the annulus, they begin to develop the well combined with the process of cleaning the productive interval from materials polluting the formation (filtrates of drilling and cement solutions, reaction products from chemical treatments of the formation, heavy resins, asphaltenes, paraffins, and salts formed).
Для этого в скважину через лубрикатор на канате с помощью подъемника спускают шлипсовый ловитель. Шлипсовый ловитель захватывает первую верхнюю поршневую пробку 4. Лебедка подъемника переключается на повышенную передачу, поднимающаяся по колонне НКТ 1 поршневая пробка 4 увлекает за собой часть лифтовой жидкости, которая на устье поступает в промывочную емкость. При этом давление в скважине понижается и из пласта начинает поступать приток флюида, который по отверстиям фильтра 2 поднимается через паркер 3, коаксиальную камеру 4 в НКТ 1. Следующим подъемом очередной поршневой пробки 4 осуществляют откачку пластовой жидкости. Глубинный манометр 8, установленный в хвостовике устройства, осуществляет контроль за процессом освоения скважины. При этом на поверхности при свабировании скважины ведется непрерывный контроль за количеством и качеством поступающей из НКТ 1 жидкости. Основным критерием определения продолжительности воздействия (количество циклов свабирования) является отсутствие в выходящем потоке мехпримесей, бурового раствора, его фильтрата, а также стабилизация дебита скважины. Максимальная величина создаваемых с помощью устройства депрессий на пласт определяется темпом подъема поршневых пробок и их герметичностью при свабировании в лифтовых НКТ 1, а также регулируется с учетом типа коллектора и его физико-механических свойств в каждом конкретном случае. При выводе скважины на режим фонтанирования производится отработка и гидродинамические исследования пласта по стандартной методике на режимах установившейся фильтрации. Промывка и глушение скважины осуществляется через затрубное пространство путем создания гидравлического давления насосным агрегатом (например ЦА-320М), при этом промывочный клапан 7 открывается и промывочная жидкость через коаксиальную камеру 6 поступает в лифтовую колонну НКТ 1. После промывки скважины приступают к подъему оборудования. После подъема оборудования из скважины нижняя часть хвостовика очищается от осевшего шлама. Извлекается глубинный манометр 8 и производится расшифровка бланка. To do this, a slips catcher is lowered into the well through a lubricator on a rope using a hoist. A slips catcher captures the first upper piston plug 4. The hoist winch switches to a higher gear, the piston plug 4 that rises along the tubing string 1 entrains a part of the elevator fluid, which enters the washing tank at the mouth. At the same time, the pressure in the well decreases and fluid flows from the formation, which rises through the openings of the filter 2 through the parker 3, the coaxial chamber 4 into the tubing 1. The next rise of the next piston plug 4 pump out the formation fluid. The depth gauge 8, installed in the shank of the device, controls the process of well development. At the same time, on the surface during well swabbing, continuous monitoring of the quantity and quality of fluid coming from the tubing 1 is conducted. The main criterion for determining the duration of the impact (the number of swab cycles) is the absence of solids, drilling fluid, its filtrate in the effluent, as well as stabilization of the flow rate of the well. The maximum value of depressions created by the device on the formation is determined by the rate of rise of the piston plugs and their tightness during swabbing in the tubing tubing 1, and is also adjusted taking into account the type of collector and its physicomechanical properties in each case. When a well is brought to a flowing mode, development and hydrodynamic studies of the formation are carried out according to the standard method at steady-state filtration modes. The flushing and killing of the well is carried out through the annulus by creating hydraulic pressure by the pump unit (for example, CA-320M), while the flushing valve 7 is opened and the flushing fluid through the coaxial chamber 6 enters the tubing string 1. After flushing the well, the equipment is lifted. After lifting the equipment from the well, the lower part of the liner is cleaned of settled sludge. The depth gauge 8 is removed and the form is decrypted.
Экономический эффект от использования заявляемого устройства достигается за счет сокращения сроков освоения скважины, повышения качества и полноты геолого-промысловой информации на продуктивных пластах, а также расширения функциональных возможностей и эксплуатационных характеристик оборудования и повышения его надежности. The economic effect of using the inventive device is achieved by reducing the time for well development, improving the quality and completeness of geological and field information on productive formations, as well as expanding the functionality and operational characteristics of the equipment and increasing its reliability.
Источники информации:
1. Авторское свидетельство СССР N 1492023, М. кл. E 21 B 43/00, 1989.Sources of information:
1. Copyright certificate of the USSR N 1492023, M. cl. E 21 B 43/00, 1989.
2. Патент США N 3739847, кл. E 21 B 27/00, 1971 (прототип). 2. US patent N 3739847, CL. E 21 B 27/00, 1971 (prototype).
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96100211A RU2101470C1 (en) | 1996-01-04 | 1996-01-04 | Device for cleaning, development and investigation of well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU96100211A RU2101470C1 (en) | 1996-01-04 | 1996-01-04 | Device for cleaning, development and investigation of well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU96100211A RU96100211A (en) | 1997-12-20 |
RU2101470C1 true RU2101470C1 (en) | 1998-01-10 |
Family
ID=20175465
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU96100211A RU2101470C1 (en) | 1996-01-04 | 1996-01-04 | Device for cleaning, development and investigation of well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2101470C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102031947A (en) * | 2010-11-17 | 2011-04-27 | 刘玉文 | Back wash pump negative-pressure oil extraction device |
RU2604246C1 (en) * | 2015-10-13 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for cleaning and development of formation |
-
1996
- 1996-01-04 RU RU96100211A patent/RU2101470C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102031947A (en) * | 2010-11-17 | 2011-04-27 | 刘玉文 | Back wash pump negative-pressure oil extraction device |
CN102031947B (en) * | 2010-11-17 | 2013-07-24 | 刘玉文 | Back wash pump negative-pressure oil extraction device |
RU2604246C1 (en) * | 2015-10-13 | 2016-12-10 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for cleaning and development of formation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CA2375045C (en) | Tubing conveyed fracturing tool and method | |
US6601646B2 (en) | Apparatus and method for sequentially packing an interval of a wellbore | |
US6857476B2 (en) | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same | |
US6886634B2 (en) | Sand control screen assembly having an internal isolation member and treatment method using the same | |
CA2361284C (en) | Flow-operated valve | |
RU2180395C2 (en) | Gear and process of double-zone production from wells | |
WO2003064811A2 (en) | Sand control screen assembly and treatment method using the same | |
GB2471416A (en) | Reverse out valve for well treatment operations | |
RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
NO328407B1 (en) | Method and service tool to selectively reduce wellbore pressure during pumping operations | |
RU2253009C1 (en) | Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns | |
RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
NO342071B1 (en) | Apparatus and method for completing a well | |
US7478674B2 (en) | System and method for fracturing and gravel packing a wellbore | |
WO2019040798A1 (en) | Toe valve | |
RU2101470C1 (en) | Device for cleaning, development and investigation of well | |
CA2358896C (en) | Method and apparatus for formation isolation in a well | |
RU2213859C2 (en) | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone | |
GB2384257A (en) | Treating tool with sliding inner tubular member | |
RU2174595C1 (en) | Process of isolation of water-saturated pools in operational wells | |
RU2599751C1 (en) | Assembly for gravel packing by "from-toe-to-heel" method and by reverse circulation of excess suspension as per john p.broussard and christopher a.hall method | |
SU1716089A1 (en) | Method of beds isolation | |
RU2220280C1 (en) | Process of well completion | |
RU2160825C2 (en) | Implosive device to clean wells ( versions ) |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070105 |