RU2623750C1 - Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast - Google Patents
Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast Download PDFInfo
- Publication number
- RU2623750C1 RU2623750C1 RU2016140570A RU2016140570A RU2623750C1 RU 2623750 C1 RU2623750 C1 RU 2623750C1 RU 2016140570 A RU2016140570 A RU 2016140570A RU 2016140570 A RU2016140570 A RU 2016140570A RU 2623750 C1 RU2623750 C1 RU 2623750C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- valve
- electric
- well
- shut
- submersible pump
- Prior art date
Links
- 230000008439 repair process Effects 0.000 title claims abstract description 13
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 16
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 abstract description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 abstract description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 2
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000003449 preventive effect Effects 0.000 description 2
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009835 boiling Methods 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 230000009466 transformation Effects 0.000 description 1
- 238000000844 transformation Methods 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK 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
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K15/00—Check valves
- F16K15/02—Check valves with guided rigid valve members
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при подземном ремонте скважин, оборудованных электропогружными (или иными) насосами. Суть изобретения заключается в проведении подземного ремонта скважины с исключением вредного влияния раствора глушения на продуктивный пласт.The invention relates to the oil industry and can be used in underground repair of wells equipped with electric submersible (or other) pumps. The essence of the invention is to carry out underground well repairs with the exception of the harmful effects of the kill solution on the reservoir.
Известен регулятор-отсекатель Шарифова (аналог), предназначенный для отключения продуктивного пласта от скважины (патент РФ №2229586, Е21В 34/06. Опубл. 27.05.2004 г.).Known controller-shutoff Sharifov (analogue), designed to disconnect the reservoir from the well (RF patent No. 2229586, ЕВВ 34/06. Publ. 27.05.2004).
Регулятор-отсекатель Шарифова состоит из корпуса с одним или несколькими верхними и нижними пропускными каналами, наружными уплотнительными элементами и фиксатором. Внутри фиксатора размещен, по меньшей мере, один регулирующий орган в виде камеры сильфона или поршня со штоком и/или затвора с соответствующим седлом. Согласно изобретению затвор установлен под и/или над седлом, и/или внутри седла, и/или между седел, свободно, и/или подпружинен, и/или жестко связан со штоком камеры сильфона или поршня. Камера выполнена без или с узлом зарядки ее сжатым газом и размещена в корпусе сверху и/или снизу соответственно по направлению ее штока вниз и/или вверх, что камера сильфона или поршня без узла зарядки может быть герметично изолирована или гидравлически соединена с полостью корпуса или пространством за корпусом, при этом в камере установлен управляемый усилием пружинный элемент.The Sharifov controller-shutoff consists of a housing with one or more upper and lower throughput channels, external sealing elements and a latch. At least one regulating body in the form of a bellows or piston chamber with a rod and / or a shutter with a corresponding seat is located inside the latch. According to the invention, the valve is installed under and / or above the seat, and / or inside the seat, and / or between the seats, freely and / or spring-loaded, and / or is rigidly connected to the stem of the bellows or piston chamber. The chamber is made without or with a unit for charging it with compressed gas and is placed in the housing from above and / or below, respectively, in the direction of its rod down and / or up, so that the chamber of the bellows or piston without a charging unit can be hermetically isolated or hydraulically connected to the body cavity or space behind the case, while in the chamber a force-controlled spring element is installed.
Недостатки отсекателя ствола скважины: работы с регулятором-отсекателем осложнены индивидуальным подбором пружины (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана, а также расчетами давления в камере сильфона.Disadvantages of the borehole shutoff valve: work with the shutoff regulator is complicated by individual spring selection (spring compression ratio) to ensure reliable valve operation, as well as pressure calculations in the bellows chamber.
Известен скважинный клапан отсекатель (аналог), предназначенный для герметичного перекрытия ствола скважины при проведении ремонтных работ (патент РФ №2112863, Е21В 34/06. Опубл. 10.06.1998 г.).Known downhole valve shutoff (analogue), designed for tight shutoff of the wellbore during repair work (RF patent No. 2112863, ЕВВ 34/06. Publ. 10.06.1998).
Скважинный клапан состоит из двух дисков. Они имеют соосные отверстия и возможность разворота относительно друг друга для разобщения отверстий. Запорный узел имеет также механизм управления. В сопрягаемых поверхностях дисков выполнены проточки. Они образуют полость, гидравлически связанную каналом с надклапанным пространством. Работа скважинного клапана отсекателя основана на принципе револьверного механизма.The downhole valve consists of two discs. They have coaxial holes and the ability to turn relative to each other to separate the holes. The locking unit also has a control mechanism. Grooves are made in the mating surfaces of the disks. They form a cavity hydraulically connected by a channel with a nadklapannym space. The operation of the borehole valve of the cutter is based on the principle of a revolving mechanism.
Недостатки скважинного клапана-отсекателя являются: отсутствие устройства для определения положения отверстия диска при провороте; для использования в компоновке в составе с электроцентробежным насосом необходима доработка устройства для поворота диска на нужный угол.The disadvantages of the downhole shutoff valve are: the lack of a device for determining the position of the hole of the disk during rotation; for use in the arrangement with an electric centrifugal pump, it is necessary to modify the device to rotate the disk to the desired angle.
Известен отсекатель ствола скважины, предназначенный для перекрытия ствола скважины фонтанирующих и насосных скважин от продуктивного пласта без его улучшения (аналог) (патент РФ №2362872, Е21В 43/00. Опубл. 27.07.2009 г.).Known wellbore cutter designed to shut off the wellbore of gushing and pumping wells from the reservoir without improving it (analogue) (RF patent No. 2362872, ЕВВ 43/00. Publ. July 27, 2009).
Отсекатель содержит корпус-цилиндр, на нижнем конце которого закреплен кожух с муфтами-втулками на торцах. Внутри корпуса-цилиндра размещен запорный элемент, выполненный в виде полого плунжера с обратным клапаном и фигурными пазами в виде канавок на наружной поверхности. В верхней части корпуса-цилиндра выполнен радиальный канал. Над кожухом в нижней части корпуса-цилиндра и полого плунжера выполнены по два радиальных канала, разнесенные на 180° друг от друга. К нижнему концу полого плунжера закреплена упорная втулка, внутри которой закреплена труба, заведенная в кожух. Упорная втулка через упорный шарикоподшипник опирается на пружину, установленную снаружи трубы в пустотелом корпусе. Фиксатор, управляющий поворотом полого плунжера, заведен в канавку фигурного паза на наружной поверхности полого плунжера и закреплен в корпусе-цилиндре. Давлением рабочей среды из ствола скважины обратный клапан перекрывает подпружиненный полый плунжер, перемещая его в нижнее положение и одновременно поворачивая на 45°. При снятии давления в стволе скважины полый плунжер под действием пружины возвращается в свое верхнее положение, совершая при этом поворот еще на 45°, в результате чего радиальные каналы в корпусе и плунжере перекрываются.The cutter comprises a cylinder body, at the lower end of which a casing is fixed with sleeve couplings at the ends. Inside the cylinder body there is a locking element made in the form of a hollow plunger with a check valve and shaped grooves in the form of grooves on the outer surface. A radial channel is made in the upper part of the cylinder body. Above the casing in the lower part of the cylinder body and the hollow plunger are made two radial channels spaced 180 ° apart. A thrust sleeve is fixed to the lower end of the hollow plunger, inside of which a pipe is inserted into the casing. The thrust sleeve through the thrust ball bearing rests on a spring mounted outside the pipe in a hollow body. The latch that controls the rotation of the hollow plunger is inserted into the groove of the figured groove on the outer surface of the hollow plunger and is fixed in the cylinder body. By the pressure of the working medium from the wellbore, the non-return valve closes the spring-loaded hollow plunger, moving it to the lower position and at the same time turning by 45 °. When the pressure in the borehole is relieved, the hollow plunger returns to its upper position under the action of the spring, making another 45 ° rotation, as a result of which the radial channels in the housing and plunger overlap.
Недостатками отсекателя ствола скважины являются индивидуальный подбор пружины для полого плунжера (коэффициента сжатия пружины) для обеспечения надежной работы клапана; при длинном хвостовике колонны насосно-компрессорных труб возможно скопление газа в подпакерной зоне, которое при прорыве может привести к срыву подачи насосного оборудования.The disadvantages of the cutoff of the wellbore are the individual selection of the spring for the hollow plunger (compression ratio of the spring) to ensure reliable operation of the valve; with a long shank of the tubing string, gas can accumulate in the under-packer zone, which during breakthrough can lead to a disruption in the supply of pumping equipment.
Известен способ отсечения пласта для проведения подземного ремонта без глушения скважины (аналог) (патент РФ №2531011, Е21В 34/06. Опубл. 20.08.2014 г.).A known method of cutting off the reservoir for underground repairs without killing the well (analogue) (RF patent No. 2531011, ЕВВ 34/06. Publ. 08/20/2014).
Способ включает отдельный спуск и установку в скважине пакерной системы с блоком нижнего «мокрого» контакта, электрического (либо электромеханического) клапана, блока датчиков (при необходимости, для определения давления в пакерной и подпакерной зонах), отдельный спуск колонны труб, оснащенной скважинным насосом, электропогружным либо другого типа, закрепленным в нижней части насосного оборудования блоком телеметрии и механически соединяемым и разъединяемым блоком верхнего «мокрого» контакта, имеющий несколько электропитающих жил.The method includes a separate descent and installation of a packer system in the well with a lower wet contact block, an electric (or electromechanical) valve, a sensor block (if necessary, to determine the pressure in the packer and sub-packer zones), a separate descent of the pipe string equipped with a borehole pump, an electric submersible or another type fixed at the bottom of the pumping equipment with a telemetry unit and a mechanically connected and disconnected upper wet contact block having several power supply wires.
Соединение по типу «мокрый» контакт используется для обеспечения надежного электрического соединения и разсоединения в скважинных условиях с электрическим клапаном и блоком датчиков, размещенных в пакерной системе. Питание, управление, передача информации электрического клапана и блока датчиков через соединение по типу «мокрый» контакт может быть осуществлено через силовой кабель погружного насоса (от «нулевой точки» электропогружного двигателя) либо через отдельно проложененный вдоль колонны насосно-компрессорных труб и насосного оборудования кабель (либо как дополнительный кабель в оплетке с силовым кабелем).A wet contact type connection is used to provide a reliable electrical connection and disconnection in downhole conditions with an electric valve and a sensor unit located in a packer system. Power supply, control, information transmission of the electric valve and the sensor block through the wet contact connection can be carried out through the power cable of the submersible pump (from the “zero point” of the electric submersible motor) or through a cable separately laid along the tubing string and pump equipment (or as an extra braided cable with a power cable).
Недостатками способа являются наличие электротехнической части (электрический клапан, блок датчиков), надежность многоразового соединения по типу «мокрый контакт» в агрессивной среде.The disadvantages of the method are the presence of the electrical part (electric valve, sensor unit), the reliability of the reusable connection of the type of "wet contact" in an aggressive environment.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому является способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройство для его осуществления (прототип) (патент РФ №2204695, Е21В 34/06. Опубл. 20.05.2003 г.).The closest in technical essence to the claimed one is a method of closing a shutoff valve when removing an electric centrifugal pump from a fountain well and a device for its implementation (prototype) (RF patent No. 2204695, ЕВВ 34/06. Publ. 05.20.2003).
Способ закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из скважины основан на приведении в действие запорного узла, разгерметизации устья скважины и подъеме насосного оборудования. Приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса. Нижняя часть электроцентробежного насоса соединена с толкателем клапана-отсекателя. С помощью силового цилиндра (гидродомкрата) перемещают электроцентробежный насос из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, в положение, при котором отключается продуктивный пласт от полости скважины. Положение гидродомкрата зафиксировано устройством, управляемым с поверхности бросовым запорным элементом. После отключения продуктивного пласта производятся разгерметизация устья скважины, извлечение погружного оборудования.The method of closing the shutoff valve when removing the electric centrifugal pump from the well is based on actuating the shutoff assembly, depressurizing the wellhead and lifting the pumping equipment. The locking unit of the shutoff valve is actuated when the wellhead and the tubing string are sealed at the command of the surface by creating pressure inside the tubing string to move the electric centrifugal pump upward. The lower part of the electric centrifugal pump is connected to the pusher of the shutoff valve. Using a power cylinder (hydraulic jack), the electric centrifugal pump is moved from the position that ensures the communication of the reservoir with the cavity of the well, to the position in which the reservoir is disconnected from the cavity of the well. The position of the hydraulic jack is fixed by a device controlled from the surface by a waste shut-off element. After shutting off the reservoir, depressurization of the wellhead and extraction of the submersible equipment are performed.
Недостатками способа закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройства для его осуществления являются: обеспечение герметичного лифта для создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб, активации клапана, необходимость привлечения спецтехники на устье скважины.The disadvantages of the method of closing the shutoff valve when removing the electric centrifugal pump from the fountain well and a device for its implementation are: providing a sealed elevator to create pressure inside the tubing string, valve activation, the need to attract special equipment at the wellhead.
Основной задачей, на решение которой направлено заявляемое изобретение, является обеспечение сохранение продуктивности пласта при проведении подземного ремонта скважин.The main task to be solved by the claimed invention is directed is to ensure the preservation of the productivity of the formation during the underground repair of wells.
Техническим результатом является повышение технологичности подземного ремонта скважины при смене погружного оборудования.The technical result is to increase the manufacturability of underground well repair when changing submersible equipment.
Указанный технический результат достигается тем, что в известном способе закрытия клапана-отсекателя при извлечении электроцентробежного насоса из фонтанной скважины и устройстве для его осуществления приведение в действие запорного узла клапана-отсекателя осуществляется при загерметизированном устье скважины и колонны насосно-компрессорных труб по команде с поверхности путем создания давления внутри колонны насосно-компрессорных труб для перемещения вверх электроцентробежного насоса, толкателя с помощью силового цилиндра (гидродомкрата) из положения, обеспечивающего сообщение продуктивного пласта с полостью скважины, согласно предложенному техническому решению, способ предполагает управление запорным узлом клапана-отсекателя при помощи электрического привода, закрепленного непосредственно в нижней части электропогружного насоса, толкателя, приводимого в действие по команде с устья скважины через силовой кабель погружного насоса, являющийся одновременно источником питания, при котором открытие или закрытие клапана-отсекателя производится без перемещения электропогружного насоса.The specified technical result is achieved by the fact that in the known method of closing the shutoff valve when removing the electric centrifugal pump from the fountain well and a device for its implementation, the locking unit of the shutoff valve is actuated when the wellhead and the tubing string are sealed by command from the surface by creating pressure inside the tubing string to move up the electric centrifugal pump, pusher using a power cylinder (hyd according to the proposed technical solution, the method involves controlling the shut-off unit of the shut-off valve by means of an electric drive fixed directly to the bottom of the electric submersible pump, a pusher actuated by command from the wellhead through submersible pump power cable, which is also a power source, in which the shut-off valve is opened or closed without moving ia electric submersible pump.
Приведенный заявителем анализ уровня техники позволил установить, что аналоги, характеризующиеся совокупностями признаков, тождественными всем признакам установки для эксплуатации малодебитных скважин, отсутствуют.The analysis of the prior art cited by the applicant made it possible to establish that there are no analogs characterized by sets of features identical to all the features of the installation for operating low-yield wells.
Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «новизна».Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "novelty."
Результаты поиска известных решений в данной области техники с целью выявления признаков, совпадающих с отличительными от прототипа признаками заявляемого технического решения, показали, что они не следуют явным образом из уровня техники. Из определенного заявителем уровня техники не выявлена известность влияния предусматриваемых существенными признаками заявляемого технического решения преобразований на достижение указанного технического результата.The search results for known solutions in the art in order to identify features that match the distinctive features of the prototype of the features of the claimed technical solution have shown that they do not follow explicitly from the prior art. From the prior art determined by the applicant, the influence of the transformations provided for by the essential features of the claimed technical solution on the achievement of the specified technical result is not revealed.
Заявленное техническое решение может быть реализовано на любом предприятии машиностроения из общеизвестных материалов по принятой технологии и успешно использовано на нефтедобывающих скважинах. Следовательно, заявляемое техническое решение соответствует условию патентоспособности «промышленная применимость».The claimed technical solution can be implemented at any engineering company from well-known materials using the accepted technology and successfully used in oil wells. Therefore, the claimed technical solution meets the condition of patentability "industrial applicability".
Сущность изобретения поясняется чертежами, где на Фиг. 1 схематично представлена принципиальная схема способа проведения подземного ремонта скважины без воздействия на пласт 15 после спуска всех частей оборудования:The invention is illustrated by drawings, where in FIG. 1 schematically shows a schematic diagram of a method of carrying out underground well repair without affecting the
а) нижняя секция - пакерная компоновка с якорным механизмом 13, клапанный узел 11 нажимного действия, аварийное разъединительное устройство 10, переводник с левой резьбой 12, хвостовик с воронкой 14;a) the lower section is a packer arrangement with an
б) верхняя секция (включая наземное оборудование) - электропогружной насос 5, погружной электродвигатель 6, толкательный механизм 7 с выдвижным штоком 9 и магнитным ловителем 8, силовой кабель 3, крепежные пояса 4, насосно-компрессорные трубы (НКТ) 2 и станция управления 1.b) the upper section (including ground equipment) - an electric
На Фиг. 2-5 изображены процессы спуска оборудования в скважину, проведение подземного ремонта скважины без воздействия на пласт.In FIG. 2-5 depict the processes of lowering equipment into the well, carrying out underground well repairs without affecting the formation.
Первой в скважину на НКТ спускается на расчетную глубину, которой может служить полка по интенсивности набора кривизны для размещения электропогружного (или иного) насоса, нижняя секция: пакерная компоновка 13 с якорным механизмом, клапанный узел 11 нажимного действия и переводник с левой резьбой 12 (Фиг. 2, 3). Якорь предназначен для предотвращения осевого смещения пакера в случае высоких перепадов давлений в надпакерной и подпакерной зонах. После посадки пакерной компоновки производится опрессовка заколонного пространства для подтверждения герметичности пакерной компоновки, расстыковка по ловильной головке 10 и подъем НКТ.The first one descends to the well on the tubing to the calculated depth, which can be a shelf in terms of the intensity of the set of curvature to accommodate the electric submersible (or other) pump, the lower section: the
За вторую спуско-подъемную операцию (Фиг. 4) спускается на расчетную глубину верхняя секция: электропогружной (или иной) насос и толкательный механизм 7 с выдвижным штоком 9 и магнитным ловителем 8 для предотвращения попадания металлических деталей на забой.For the second round trip (Fig. 4), the upper section descends to the calculated depth: an electric submersible (or other) pump and a
Толкательный механизм 7 является продолжением телеметрической системы электропогружного оборудования и зависит от состояния изоляции силового кабеля и погружного электродвигателя. В случаях нарушения изоляции (R=0) в толкательном механизме предусмотрены аккумуляторные батареи, позволяющие автоматически перевести шток 9 в транспортное положение, при котором клапанный узел будет закрыт.The
Для создания сообщения с продуктивным пластом 15 (Фиг. 5) по команде с устья толкательный механизм 7 выдвигает или втягивает шток 9, который, в свою очередь, открывает или закрывает клапан нажимного действия 11, конструкция которого может быть различного исполнения (как пример, Фиг. 1, Фиг. 5 элементы 11а, 11б).To create a message with the reservoir 15 (Fig. 5), at the command of the mouth, the
При отказах глубинно-насосного оборудования или для проведения планово-предупредительных работ процесс отключения пласта производится согласно описанному выше процессу. Для снижения возможных аварийных ситуаций необходимо периодически (в зависимости от сроков службы оборудования) проводить планово-предупредительные работы пакерной компоновки (риски «закипания» металлических частей, износа резиновых элементов в агрессивной среде и т.д.), клапанного узла (эрозия клапанных седел), а также промывку забоя скважины.In case of failures of the downhole pumping equipment or for scheduled preventive work, the process of shutting down the formation is carried out according to the process described above. To reduce possible emergency situations, it is necessary to periodically (depending on the service life of the equipment) carry out scheduled preventive work of the packer arrangement (risks of “boiling” of metal parts, wear of rubber elements in an aggressive environment, etc.), valve assembly (erosion of valve seats) as well as flushing the bottom of the well.
Проведение гидродинамических исследований пласта(ов), обработка призабойной зоны пласта (промывка забоя, кислотные обработки и т.д.) возможны путем отворота клапана нажимного действия 11 по переводнику с левой резьбой 12 (Фиг. 3), что позволит обеспечить полнопроходной канал связи с подпакерным пространством без извлечения пакерной компоновки с якорным механизмом 13.Hydrodynamic studies of the formation (s), treatment of the bottom-hole zone of the formation (flushing of the bottom, acid treatment, etc.) are possible by opening the valve of the
Технологический и экономический эффекты от использования способа проведения подземного ремонта скважины для смены глубинно-насосного оборудования без воздействия на пласт достигаются за счет сохранения коллекторских свойства пласта (продуктивности), сокращения затрат на тяжелые растворы глушения и ускорения проведения профилактических и ремонтных работ насосного оборудования, в том числе за счет уменьшения времени вывода скважины на режим.The technological and economic effects of using the method of carrying out underground well repair to change the downhole pumping equipment without affecting the formation are achieved by preserving the reservoir properties of the formation (productivity), reducing the cost of heavy killing solutions and accelerating the maintenance and repair of pumping equipment, including number by reducing the time of the output of the well to the mode.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016140570A RU2623750C1 (en) | 2016-10-14 | 2016-10-14 | Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016140570A RU2623750C1 (en) | 2016-10-14 | 2016-10-14 | Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2623750C1 true RU2623750C1 (en) | 2017-06-29 |
Family
ID=59312234
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016140570A RU2623750C1 (en) | 2016-10-14 | 2016-10-14 | Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2623750C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2821625C1 (en) * | 2023-03-06 | 2024-06-25 | Ирек Мехаметнаилович Гильмуллин | Downhole valve device for automatic flow switching |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2049225C1 (en) * | 1992-12-09 | 1995-11-27 | Научно-производственное общество "Новые технологии эксплуатации скважин" | Shutoff valve of tubing string |
| RU2164587C2 (en) * | 1999-05-12 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Gear to shut off tubing string |
| RU2204695C2 (en) * | 2001-02-28 | 2003-05-20 | Саркисов Николай Михайлович | Method of closure of shutoff valve in withdrawal of electric centrifugal pump from flowing well and device for method embodiment |
| US20050115714A1 (en) * | 2002-07-24 | 2005-06-02 | Francois Millet | Fast valve actuator and tool provided with same |
| RU75687U1 (en) * | 2008-04-08 | 2008-08-20 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV VALVE DEVICE FOR WELL OPERATION |
| GB2522272A (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-22 | Tendeka As | Downhole flow control device and method |
-
2016
- 2016-10-14 RU RU2016140570A patent/RU2623750C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2049225C1 (en) * | 1992-12-09 | 1995-11-27 | Научно-производственное общество "Новые технологии эксплуатации скважин" | Shutoff valve of tubing string |
| RU2164587C2 (en) * | 1999-05-12 | 2001-03-27 | Открытое акционерное общество "Северо-Кавказский научно-исследовательский проектный институт природных газов" Открытого акционерного общества "Газпром" | Gear to shut off tubing string |
| RU2204695C2 (en) * | 2001-02-28 | 2003-05-20 | Саркисов Николай Михайлович | Method of closure of shutoff valve in withdrawal of electric centrifugal pump from flowing well and device for method embodiment |
| US20050115714A1 (en) * | 2002-07-24 | 2005-06-02 | Francois Millet | Fast valve actuator and tool provided with same |
| RU75687U1 (en) * | 2008-04-08 | 2008-08-20 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV VALVE DEVICE FOR WELL OPERATION |
| GB2522272A (en) * | 2014-01-21 | 2015-07-22 | Tendeka As | Downhole flow control device and method |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2821625C1 (en) * | 2023-03-06 | 2024-06-25 | Ирек Мехаметнаилович Гильмуллин | Downhole valve device for automatic flow switching |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2009276908B2 (en) | Electric wireline insert safety valve | |
| US10364658B2 (en) | Downhole pump with controlled traveling valve | |
| DK181057B1 (en) | ELECTRIC SAFETY VALVE WITH WELL PRESSURE ACTIVATION | |
| US9157299B2 (en) | Integrated opening subsystem for well closure system | |
| CA2790113C (en) | Valve system | |
| RU170983U1 (en) | MECHANICAL DEVICE FOR PROTECTION OF THE FORMATION | |
| US9187970B2 (en) | Wellbore isolation devices and methods of use to prevent pump offs | |
| EP3102778A2 (en) | Milling apparatus | |
| US11319773B2 (en) | Fully electric downhole safety tool | |
| US10087712B2 (en) | Pressure actuated downhole tool | |
| JP2019534404A (en) | Underground safety valve for cable-deployed electric submersible pump | |
| RU2534690C1 (en) | Universal wellhead packer | |
| EP3963175B1 (en) | Operating a subsurface safety valve using a downhole pump | |
| RU2293839C1 (en) | Cutoff valve | |
| CN113719256B (en) | Variable-diameter ball seat well cementation sliding sleeve for infinite-stage fracturing of horizontal well | |
| RU2533394C1 (en) | Cut-off valve | |
| RU2620700C1 (en) | Controlled well electromechanical valve | |
| RU2587654C1 (en) | Downhole valve unit | |
| RU2623750C1 (en) | Method for underground well repair to replace submersible equipment and exclude influence of well-killing fluid on productive plast | |
| RU2531011C1 (en) | Formation cut-off procedure for work over without well kill operation | |
| RU2592903C1 (en) | Method for underground well repair for replacement of downhole pumping equipment without action on formation | |
| CN107002478B (en) | A method of for extracting the safety valve of well and for closed-in well | |
| CN109072679B (en) | Downhole tool with open/closed axial and lateral fluid passages | |
| RU2499884C1 (en) | Packer-anchor equipment for selective treatment of formation | |
| RU2568459C1 (en) | Device for well cleanout from paraffin deposits |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20191015 |