RU2446281C1

RU2446281C1 - Oil well development device

Info

Publication number: RU2446281C1
Application number: RU2010139928/03A
Authority: RU
Inventors: Рафагат Габделвалиевич Габдуллин (RU); Рафагат Габделвалиевич Габдуллин; Радик Зяузятович Зиятдинов (RU); Радик Зяузятович Зиятдинов; Дмитрий Витальевич Страхов (RU); Дмитрий Витальевич Страхов; Марат Фагимович Асадуллин (RU); Марат Фагимович Асадуллин; Владимир Борисович Оснос (RU); Владимир Борисович Оснос
Original assignee: Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date: 2010-09-28
Filing date: 2010-09-28
Publication date: 2012-03-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: oil well development device is equipped with hollow pump out plugs, stock, pump out cone and packer. Packer consists of sealing element, housing that is made from above so that it can interact with sealing element, and from the inside it is put with possibility of longitudinal upward movement on the stock equipped on its outer surface with a bushing that is arranged above sealing element. Bushing is rigidly connected to the stock and has the possibility of being supported from above on sealing element that is arranged outside the stock. Housing is made in the form of a downward converging cone. On stock between housing and pump out cone there provided is shaped slot in the form of short and long longitudinal sections connected to each other by means of shaped section. Below pump out cone there located is hollow shell with collet centraliser from above, which is connected by means of hollow rod to pump out cone so that distance between lower edge of cone and upper edge of collet centraliser is not less than plug diameter. Pinion is installed on the end of hollow rod. On the stock opposite the shaped slot there arranged is cage with inward pressed slips outward spring-loaded with centralisers and guide pin arranged in shaped slot with possibility of being moved along shaped slot together with the cage. At that, slips have the possibility of interacting from inside with the cone at movement of the pin upwards along long longitudinal section of shaped slot together with cage - working position, and interruption of interaction when the pin is located in short longitudinal section of shaped slot - transport position.

EFFECT: improvement of the device design.

3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к устройствам для вторичного вскрытия продуктивного пласта и освоения скважины.The invention relates to the oil and gas industry, and in particular to devices for the secondary opening of the reservoir and development of the well.

Известно устройство для вторичного вскрытия продуктивного пласта (МПК⁸ E21B 43/11, E21B 43/08, опубл. в бюл. №26 от 20.09.1998 г.), включающее скважинный фильтр, в отверстия которого вставлены стаканы из легкообрабатываемых материалов, заполненные вязкопластичным веществом и имеющие выступающие части, и корпус с разрушающим элементом, размещенный на колонне труб, при этом разрушающий элемент имеет внутреннюю полость и выполнен в виде разрушающих сегментов, равномерно размещенных по сечению корпуса, с вогнутой разрушающей кромкой и выгнутой тыльной кромкой, при этом устройство снабжено центратором.A device is known for the secondary opening of the reservoir (IPC ⁸ E21B 43/11, E21B 43/08, published in Bulletin No. 26 of 09/20/1998), including a downhole filter, into the openings of which are inserted glasses of easily processed materials filled with viscoplastic material and having protruding parts, and a body with a destructive element, placed on the pipe string, while the destructive element has an internal cavity and is made in the form of destructive segments evenly spaced along the section of the body, with a concave destructive edge and a curved rear edge Coy, wherein the centering device is provided.

Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:

- во-первых, оно не позволяет ускоренное освоение скважины сразу же после вторичного вскрытия пласта, поскольку не обладает пакерующим элементом, устанавливаемым над кровлей осваиваемого пласта;- firstly, it does not allow accelerated well development immediately after the secondary opening of the formation, since it does not have a packing element installed above the roof of the mastered formation;

- во-вторых, низкая надежность оборудования, связанная с тем, что возможен незапланированный срез стаканов торцами разрушающих элементов в процессе спуска оборудования или заклинивания устройства в скважине, так как срез стаканов ведется снизу вверх, что может привести к аварийной ситуации в скважине.- secondly, the low reliability of the equipment, due to the fact that an unplanned cut of glasses is possible with the ends of the destructive elements during the descent of the equipment or jamming of the device in the well, since the cut of the glasses is from the bottom up, which can lead to an emergency in the well.

Наиболее близким по технической сущности является «Способ освоения нефтяной скважины» (патент RU №2199658, МПК⁸ E21B 43/25, опубл. в бюл. №6 от 27.02.2003 г.), который осуществляется устройством, состоящим из штока, внутри которого в верхней части находится глухая поперечная перегородка, выше и ниже которой расположены радиальные каналы, в нижней части штока выполнен вертикально-горизонтальный направляющий паз, с наружной стороны штока в зоне радиальных каналов установлена втулка с цилиндрической выборкой внутри, верхним концом втулка выполнена с возможностью упора в пружину, которая сверху опирается на кольцевой выступ, а другим - в расширяющий конус, взаимодействующий сверху с уплотнительным элементом пакера, корпус которого соединен со штоком срезаемым элементом, предохраняющим от несанкционированного проворота их относительно друг друга, и снабжен перегородкой с продольными каналами, причем корпус пакера выполнен ступенчатым и соединен с перфорированным патрубком, на уступе соединения которых находится шаровой клапан, на нижнем конце перфорированного патрубка установлена срезающая воронка с гребенкой, расширяющий конус соединен со штоком срезаемым элементом, в корпус пакера ввернуты стопорные винты (не менее двух), свободные концы которых расположены в транспортном положении в горизонтальной части направляющих пазов.The closest in technical essence is the "Method for the development of an oil well" (patent RU No. 2199658, IPC ⁸ E21B 43/25, published in Bulletin No. 6 of 02.27.2003), which is carried out by a device consisting of a rod, inside of which in the upper part there is a blind transverse baffle, above and below which there are radial channels, a vertical-horizontal guide groove is made in the lower part of the rod, a sleeve with a cylindrical inside is installed on the outside of the rod in the area of the radial channels, the upper end of the sleeve is made with the abutment in the spring, which rests on top of the annular protrusion, and the other in the expansion cone, interacting from above with the sealing element of the packer, the housing of which is connected to the rod by a shear element that protects them from unauthorized rotation relative to each other, and is equipped with a partition with longitudinal channels, moreover, the packer housing is stepped and connected to a perforated nozzle, on the step of the connection of which there is a ball valve, a medium is installed on the lower end of the perforated nozzle a funnel with a comb, an expanding cone connected to the stem by a shear element, locking screws (at least two) are screwed into the packer body, the free ends of which are located in the transport position in the horizontal part of the guide grooves.

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей, а также дороговизна конструкции, связанная с наличием в конструкции устройства деталей, дорогих в изготовлении, таких как расширяющий конус, гребенка и т.д.;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts, as well as the high cost of the design associated with the presence in the design of the device parts that are expensive to manufacture, such as an expanding cone, comb, etc .;

- во-вторых, полые срезаемые заглушки падают на забой скважины, что засоряет забой, что влечет за собой дополнительные спуско-подъемные операции, например, с ловильным инструментом по удалению этих стаканов из скважины;- secondly, the hollow cut-off plugs fall on the bottom of the well, which clogs the bottom, which entails additional round-trip operations, for example, with a fishing tool to remove these glasses from the well;

- в-третьих, не позволяет произвести промывку забоя скважины после вторичного вскрытия пласта и освоения скважины;- thirdly, it does not allow washing the bottom of the well after the secondary opening of the formation and development of the well;

- в-четвертых, не позволяет расхаживать колонну труб в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска, кроме того, уплотнительная манжета может повредиться (порваться) в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска и следствием чего будет негерметичная посадка пакера.- fourthly, it does not allow to walk around the pipe string if the device is stuck in the well during the descent, in addition, the sealing sleeve may be damaged (torn) if the device is stuck in the well during the descent and the packer will be sealed tight.

Задачей изобретения является упрощение конструкции, снижение себестоимости изготовления, а также исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины с возможностью промывки забоя после срезки стаканов и после освоения нефтяной скважины, а также расхаживания колонны труб в случае прихвата устройства при его спуске в скважину.The objective of the invention is to simplify the design, reduce the cost of manufacture, as well as eliminating the fall of hollow cut-off cups on the bottom of the well with the possibility of washing the bottom after cutting the cups and after the development of the oil well, as well as pacing the pipe string if the device is stuck when it is lowered into the well.

Поставленная задача решается устройством для освоения нефтяной скважины, оборудованным полыми срезаемыми заглушками, включающим шток, соединенный сверху с колонной труб, срезную воронку, расположенную снизу, пакер, состоящий из уплотнительного элемента, корпуса, который сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом, а изнутри надет с возможностью продольного перемещения вверх на шток, оснащенный на наружной поверхности втулкой, которая размещена выше уплотнительного элемента.The problem is solved by a device for the development of an oil well equipped with hollow cut-off plugs, including a rod connected from above with a pipe string, a shear funnel located at the bottom, a packer consisting of a sealing element, a housing that is configured to interact with the sealing element from above, and from the inside is put with the possibility of longitudinal movement upwards on a rod equipped with an sleeve on the outer surface, which is placed above the sealing element.

Новым является то, что втулка жестко соединена со штоком и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент, который размещен снаружи штока, корпус выполнен в виде конуса, сужающегося сверху вниз, а на штоке между корпусом и срезной воронкой выполнен фигурный паз в виде продольных короткого и длинного участков, соединенных между собой фигурным участком, причем ниже срезной воронки расположен полый стакан с цанговым центратором сверху, соединенный полой штангой со срезной воронкой так, чтобы расстояние между нижней кромкой воронки и верхней кромкой цангового центратора было не менее диаметра заглушки, при этом на конце полой штанги установлено перо, а на штоке напротив фигурного паза размещена обойма с поджатыми внутрь шлипсами, подпружиненными наружу центраторами и направляющим штифтом, размещенным в фигурном пазе с возможностью перемещения по фигурному пазу вместе с обоймой, причем шлипсы выполнены с возможностью взаимодействия изнутри с конусом при перемещении штифта вверх по длинному продольному участку фигурного паза вместе с обоймой - рабочее положение, и выхода из взаимодействия при расположении штифта в коротком продольном участке фигурного паза - транспортное положение.What is new is that the sleeve is rigidly connected to the stem and made with the possibility of support from above on the sealing element, which is located outside the stem, the body is made in the form of a cone, tapering from top to bottom, and a curly groove is made in the form of a longitudinal short groove between the body and the shear funnel. and long sections interconnected by a figured section, and below the sheath funnel there is a hollow cup with a collet centralizer on top, connected by a hollow bar with a shear funnel so that the distance between the lower edge the funnel and the top edge of the collet centralizer was not less than the diameter of the plug, while a feather was installed on the end of the hollow rod, and on the rod opposite the figured groove there was a clip with inwardly pressed clips, spring-loaded centralizers and a guide pin placed in the figured groove with the ability to move along the figured the groove along with the clip, and the slips are made to interact from the inside with the cone when moving the pin up the long longitudinal section of the curly groove together with the clip — the working floor voltage, and the output of interaction with the pin arrangement in a short longitudinal portion of the slot figure - for transport position.

На фиг.1 в продольном разрезе показано предлагаемое устройство для освоения нефтяного пласта.Figure 1 in longitudinal section shows the proposed device for the development of the oil reservoir.

На фиг.2 изображено поперечное сечение цангового центратора.Figure 2 shows a cross section of a collet centralizer.

На фиг.3 изображена развертка фигурного паза.Figure 3 shows a scan of the curly groove.

Устройство для освоения нефтяной скважины 1, (см. фиг.1) оборудованной полыми срезаемыми заглушками 2; 2'…2'', включает в себя шток 3, соединенный сверху с колонной труб 4, например, колонной насосно-компрессорных труб (НКТ). На нижнем конце штока 3 установлена срезная воронка 5. На штоке 3 установлен пакер 6, состоящий из уплотнительного элемента 7, корпуса 8, который сверху выполнен с возможностью взаимодействия с уплотнительным элементом 7, а изнутри надет с возможностью продольного перемещения вверх на шток 3, оснащенный на наружной поверхности втулкой 9, которая размещена выше уплотнительного элемента 7. Втулка 9 жестко соединена со штоком 3 и выполнена с возможностью опоры сверху на уплотнительный элемент 7, который размещен снаружи штока 3. Корпус 8 выполнен в виде конуса 10, сужающегося сверху вниз, а на штоке 3 между корпусом 8 и срезной воронкой 5 выполнен фигурный паз 11 (см. фиг.1 и 3) в виде продольных короткого 12 и длинного 13 участков, соединенных между собой фигурным участком 14.A device for developing an oil well 1, (see figure 1) equipped with hollow cut-off plugs 2; 2 '... 2' 'includes a rod 3 connected from above to a string of pipes 4, for example, a string of tubing. A shear funnel 5 is installed at the lower end of the stem 3. A packer 6 is installed on the stem 3, consisting of a sealing element 7, a housing 8, which is configured to interact with the sealing element 7 from above and is worn longitudinally upward on a rod 3 equipped with on the outer surface, a sleeve 9, which is located above the sealing element 7. The sleeve 9 is rigidly connected to the rod 3 and is made with the possibility of support from above on the sealing element 7, which is placed outside the rod 3. The housing 8 is made in ide cone 10, tapering from top to bottom, and on the rod 3 between the housing 8 and the shear funnel 5, a shaped groove 11 is made (see Figs. 1 and 3) in the form of longitudinal short 12 and long 13 sections connected by a figured section 14.

Ниже срезной воронки 5 (см. фиг.1) расположен полый стакан 15 с цанговым центратором 16 (см. фиг.1 и 2) сверху, соединенный полой штангой 17 со срезной воронкой 5 так, чтобы расстояние между нижней кромкой 18 срезной воронки 5 и верхней кромкой 19 цангового центратора 16 было не менее диаметра D полой заглушки 2.Below the shear funnel 5 (see Fig. 1) there is a hollow cup 15 with a collet centralizer 16 (see Figs. 1 and 2) on top, connected by a hollow rod 17 with a shear funnel 5 so that the distance between the lower edge 18 of the shear funnel 5 and the upper edge 19 of the collet centralizer 16 was not less than the diameter D of the hollow plug 2.

На штоке 3 напротив фигурного паза 11 размещена обойма 20 с поджатыми пружинами 21 внутрь шлипсами 22, подпружиненными наружу центраторами 23 и направляющим штифтом 24, размещенным в фигурном пазе 11 с возможностью перемещения по фигурному пазу 11 вместе с обоймой 20.On the rod 3, opposite the figured groove 11, a ferrule 20 is placed with the spring loaded 21 inward by slips 22, spring-loaded centralizers 23 and a guide pin 24 placed in the curly groove 11 with the ability to move along the curly groove 11 together with the ferrule 20.

Шлипсы 22 выполнены с возможностью взаимодействия изнутри с конусом 10 при перемещении штифта 24 вверх по длинному продольному участку 13 фигурного паза 11 вместе с обоймой 21 - рабочее положение, и выхода из взаимодействия при расположении штифта 24 в коротком продольном участке 12 фигурного паза 11 - транспортное положение. На конце полой штанги 17 установлено перо 25.Slips 22 are configured to interact from the inside with the cone 10 when moving the pin 24 upwards along the long longitudinal section 13 of the figured groove 11 together with the clip 21 — the working position, and exit from the interaction when the pin 24 is located in the short longitudinal section 12 of the figured groove 11 — transport position . At the end of the hollow rod 17, a feather 25 is installed.

Устройство для освоения скважины работает следующим образом.A device for well development works as follows.

На устье скважины 1 собирают компоновку устройства таким образом, чтобы при взаимодействии пера 25 с забоем скважины 1 пакер 6 в любом случае находился выше крайней верхней полой срезаемой заглушки 2.At the wellhead 1, the arrangement of the device is assembled in such a way that when the pen 25 interacts with the bottom of the well 1, the packer 6 in any case is higher than the extreme upper hollow shear plug 2.

В скважину устройство спускают на колонне труб 4, как показано на фиг.1. В процессе спуска устройства находящаяся в скважине жидкость свободно перетекает снизу вверх через центральные каналы: пера 25, полой штанги 17, штока 3 в пространство 26 колонны труб 4, заполняя его.The device is lowered into the well on a pipe string 4, as shown in FIG. During the descent of the device, the fluid located in the well flows freely from the bottom up through the central channels: pen 25, hollow rod 17, rod 3 into the space 26 of the pipe string 4, filling it.

В процессе спуска пакера 6 возможны его прихваты в скважине вследствие сужения проходного сечения скважины 1. В этом случае необходимо приподнять пакер 6 на величину, превышающую длину L, то есть более 1 метра (например, если L=1 м), при этом перемещение направляющего штифта 24 (см. фиг.1 и 3) происходит от верхней кромки продольного короткого участка 12 фигурного паза 11 через верхнюю часть фигурного участка 14 до низа длинного продольного участка 13, и далее направляющий штифт 24 попадает в нижнюю часть короткого продольного участка 12 фигурного паза 11, вследствие чего обойма 10 остается в транспортном положении, при последующем спуске пакера направляющий штифт 24 поднимается вверх по короткому продольному участку 12 и занимает начальное положение. Это позволяет производить расхаживание пакера (одним или несколькими спуск - подъемами пакера 6 на величину более длины L, то есть 1 м), в случае его прихвата в скважине в процессе спуска.During the descent of the packer 6, it may be caught in the well due to the narrowing of the bore of the well 1. In this case, it is necessary to raise the packer 6 by an amount exceeding the length L, i.e. more than 1 meter (for example, if L = 1 m), while moving the guide the pin 24 (see figures 1 and 3) comes from the upper edge of the longitudinal short section 12 of the figured groove 11 through the upper part of the figured section 14 to the bottom of the long longitudinal section 13, and then the guide pin 24 falls into the lower part of the short longitudinal section 12 of the figured groove eleven, as a result, the cage 10 remains in the transport position, with the subsequent descent of the packer, the guide pin 24 rises up along the short longitudinal section 12 and occupies the initial position. This allows you to walk the packer (one or more descent - raises the packer 6 by an amount greater than the length L, that is, 1 m), if it is stuck in the well during the descent.

В процессе спуска устройства в скважину 1 при прохождении цанговых центраторов 16 через полые срезаемые заглушки 2 цанговые центраторы 16 сжимаются и свободно проходят вниз, после чего вновь раскрываются (см. фиг.1 и 2) и прижимаются к внутренним стенкам скважины 1.During the descent of the device into the well 1 during the passage of the collet centralizers 16 through the hollow cut-off plugs 2, the collet centralizers 16 are compressed and freely pass downwards, then again open (see Figs. 1 and 2) and are pressed against the inner walls of the well 1.

Благодаря тому, что расстояние S между нижней кромкой 18 срезной воронки 5 и верхней кромкой 19 цангового центратора больше диаметра D полой срезаемой заглушки 2, последняя оказывается между нижней кромкой 18 срезной воронки 5 и верхней кромкой 19 цангового центратора 16.Due to the fact that the distance S between the lower edge 18 of the shear funnel 5 and the upper edge 19 of the collet centralizer is larger than the diameter D of the hollow shear plug 2, the latter is between the lower edge 18 of the shear funnel 5 and the upper edge 19 of the collet centralizer 16.

Спуск колонны труб 4 продолжают и срезная воронка 5 нижней кромкой 18 упирается в головку 27 полой срезаемой заглушки 2, выступающую внутрь, и производится разгрузка колонны труб 4 на полую срезаемую заглушку 2, при этом ее головка 27 по кольцевой проточке 28 срезается от полой срезаемой заглушки 2.The descent of the pipe string 4 is continued and the shear funnel 5 with the lower edge 18 rests against the head 27 of the hollow shear plug 2, which protrudes inward, and the pipe string 4 is unloaded to the hollow shear plug 2, while its head 27 is cut off from the hollow shear plug along the annular groove 28 2.

Вязкопластичное вещество 29 (например, гудрон) остается в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.Viscoplastic substance 29 (for example, tar) remains in the body of the destroyed hollow shear plug 2, that is, a "conditional" secondary opening of the reservoir occurs.

Головка 27 полой срезаемой заглушки 2 под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 30 полого стакана 15.The head 27 of the hollow cut-off plug 2 under the action of its own gravity falls into the inner cavity 30 of the hollow glass 15.

Спуск устройства продолжают и аналогичным образом разрушают полую срезаемую заглушку 2' (см. фиг.1) и все последующие полые срезаемые заглушки 2ⁿ (на фиг.1, 2 и 3 не показано), при этом головка 27 полой срезаемой заглушки 2' под действием собственной силы тяжести падает во внутреннюю полость 30 полого стакана 15.The descent of the device is continued and in a similar way destroy the hollow cut-off plug 2 '(see Fig. 1) and all subsequent hollow cut-off plugs 2 ⁿ (not shown in Figs. 1, 2 and 3), while the head 27 of the hollow cut-off plug 2' under the action of its own gravity falls into the inner cavity 30 of the hollow glass 15.

Срезанные головки 27; 27'…27ⁿ полых срезаемых заглушек 2; 2'…2ⁿ падают во внутреннюю полость 30 полого стакана 15 устройства и скапливаются там, причем вязкопластичные вещества 29; 29'; 29''…29ⁿ остаются в теле разрушенной полой срезаемой заглушки 2; 2; 2'…2ⁿ, то есть происходит «условное» вторичное вскрытие продуктивного пласта.Cut heads 27; 27 '... 27 ⁿ hollow cut-off caps 2; 2 '... 2 ⁿ fall into the internal cavity 30 of the hollow glass 15 of the device and accumulate there, and the visco-plastic substances 29; 29 '; 29 '' ... 29 ⁿ remain in the body of the destroyed hollow cut-off plug 2; 2; 2 '... 2 ⁿ , that is, there is a “conditional" secondary opening of the reservoir.

По окончании разрушения всех полых срезаемых заглушек 2; 2'…2ⁿ пакер 6 располагается выше верхней полой срезаемой заглушки 2.At the end of the destruction of all hollow cut-off caps 2; 2 '... 2 ⁿ packer 6 is located above the upper hollow cut-off plugs 2.

Производят посадку пакера 6 в скважине 1, при этом центраторы 23 взаимодействуют с внутренними стенками скважины 1. Для этого приподнимают колонну труб 4 на величину, не превышающую длину L, то есть менее 1 метра, при этом перемещение направляющего штифта 24 происходит от верхней кромки короткой продольной проточки 12 фигурного паза 11 через верхнюю часть фигурного участка 14 в длинный продольный участок 13, при этом направляющий штифт 24 не попадает в нижнюю часть короткого продольного участка 12 и при последующем спуске пакера 6 направляющий штифт 24 поднимается вверх (в верхнюю часть) до конца по длинному продольному участку 13 фигурного паза 11. Вследствие этого обойма 20 занимает рабочее положение и вступает во взаимодействие своими подпружиненными пружинами 21 шлипсами 22 сначала с конусом 10, а затем с внутренними стенками скважины 1.Packer 6 is planted in well 1, while centralizers 23 interact with the inner walls of well 1. To do this, lift the pipe string 4 by an amount not exceeding the length L, that is, less than 1 meter, while the movement of the guide pin 24 is from the upper edge of the short the longitudinal groove 12 of the figured groove 11 through the upper part of the figured section 14 into a long longitudinal section 13, while the guide pin 24 does not fall into the lower part of the short longitudinal section 12 and the subsequent lowering of the packer 6 guide pin 2 4 rises upward (to the upper part) to the end along the long longitudinal section 13 of the figured groove 11. As a result, the cage 20 occupies a working position and interacts with its spring-loaded springs 21 by the slips 22, first with the cone 10, and then with the inner walls of the well 1.

В итоге все детали пакера 6, за исключением деталей 20, 21, 22, 23, 24, остающихся на месте, благодаря контакту подпружиненных шлипсов 22 (см. фиг.1) с внутренней стенкой скважины 1 совершают возвратно-поступательное перемещение, при этом конус 10, сужающийся сверху вниз, входит в подпружиненные шлипсы 22, раздвигая их наружу в радиальном направлении и прижимая их зубчатую часть к внутренней стенке скважины (на фиг.1, 2 и 3 не показано). Колонну труб 4 разгружают на пакер 6, который подпружиненными шлипсами 22 уже зафиксировался на внутренней стенке скважины 1, при этом втулка 9 сжимает уплотнительный элемент 7, герметично прижимая его к внутренней стенке скважины 1. Далее производят освоение скважины 1 путем спуска свабирующего устройства на кабеле-канате в колонну труб 4 (на фиг.1, 2, 3 не показано), при этом снижают уровень жидкости в колонне труб 4, при этом создается гидравлический канал перетока между пластом (на фиг.1, 2, 3 не показано) и внутренним пространством скважины 1, вскрывая тем самым продуктивный пласт. Свабирование по колонне труб 4 производят требуемое количество раз до появления ожидаемого притока нефти.As a result, all the details of the packer 6, with the exception of the parts 20, 21, 22, 23, 24, remaining in place, due to the contact of the spring-loaded slips 22 (see Fig. 1) with the inner wall of the well 1, make a reciprocating movement, while 10, tapering from top to bottom, enters the spring-loaded slips 22, pushing them outward in the radial direction and pressing their toothed part to the inner wall of the well (not shown in FIGS. 1, 2 and 3). The pipe string 4 is unloaded onto the packer 6, which spring-loaded slips 22 are already fixed on the inner wall of the well 1, while the sleeve 9 compresses the sealing element 7, tightly pressing it to the inner wall of the well 1. Next, the well 1 is mastered by lowering the swab device on the cable- the rope into the pipe string 4 (not shown in FIGS. 1, 2, 3), while reducing the liquid level in the pipe string 4, thereby creating a hydraulic flow channel between the formation (not shown in FIGS. 1, 2, 3) and the internal well space 1, open Vai thereby producing formation. Swabbing on the pipe string 4 is carried out the required number of times until the expected flow of oil appears.

После чего свабирующее устройство с кабель-канатом извлекают на поверхность и производят распакеровку пакера. Для этого приподнимают колонну труб 4, при этом уплотнительный элемент 7 пакера 6 освобождается от осевой нагрузки, создаваемой втулкой 9 и, сжимаясь радиально внутрь, отходит от внутренней стенки скважины 1, в результате чего происходит разгерметизация пакера.Then the swabbing device with a cable rope is removed to the surface and the packer is unpacked. To do this, lift the pipe string 4, while the sealing element 7 of the packer 6 is released from the axial load created by the sleeve 9 and, compressing radially inward, moves away from the inner wall of the well 1, as a result of which the packer is depressurized.

Далее продолжают подъем колонны труб 4 с пакером, при этом шток 3 поднимается вверх относительно обоймы 20 с направляющим штифтом 24 и подпружиненными пружинами 21 шлипсами 22, остающимися на месте вследствие контакта центраторов 23 с внутренней стенкой скважины 1, при этом направляющий штифт 24 перемещается вниз по продольному длинному участку 13 (см. фиг.3) и попадает в нижнюю часть короткого продольного участка 12 фигурного паза 11, при этом величина подъема колонны труб 4 должна быть более длины L для того, чтобы направляющий штифт 24 оказался в нижней части короткого продольного участка 12 фигурного паза 11.Further, the pipe string 4 with the packer continues to rise, while the rod 3 rises upward relative to the cage 20 with the guide pin 24 and the spring-loaded springs 21 with slips 22 remaining in place due to the contact of the centralizers 23 with the inner wall of the well 1, while the guide pin 24 moves downward longitudinal long section 13 (see figure 3) and falls into the lower part of the short longitudinal section 12 of the figured groove 11, while the lifting amount of the pipe string 4 should be longer than the length L so that the guide pin 24 is in the lower parts of the short longitudinal section 12 of the figured groove 11.

Подъем колонны труб 4 с пакером 6 продолжают и при этом подпружиненные внутрь шлипсы 22 (см. фиг.1) выходят из взаимодействия с конусом 10, а затем своей зубчатой частью выходят из взаимодействия с внутренней стенкой скважины 1. В результате пакер распакерован.The rise of the pipe string 4 with the packer 6 is continued, while the spring-loaded slips 22 (see FIG. 1) come out of interaction with the cone 10, and then go out of their interaction with the inner wall of the borehole 1. As a result, the packer is unpacked.

Далее устройство извлекают на поверхность, а скважину 1 оснащают глубиннонасосным оборудованием.Next, the device is removed to the surface, and the well 1 is equipped with a deep pump equipment.

Устройство для освоения нефтяной скважины имеет простую конструкцию и низкую стоимость, поскольку не имеет сложных деталей в изготовлении, а исключение падения полых срезаемых стаканов на забой скважины позволяет избежать дополнительных спуско-подъемных операций по их удалению (извлечению) с забоя скважины. Кроме того, возможность промывки забоя после срезки стаканов, а также освоения скважины с предварительным отключением межтрубного пространства пакером позволяет ускорить процесс освоения нефтяной скважины. Возможность расхаживания колонны труб в случае прихвата устройства в скважине в процессе спуска позволяет доставить устройство в интервал вторичного вскрытия пласта без повреждения уплотнительной манжеты.The device for developing an oil well has a simple design and low cost, since it does not have complex parts to manufacture, and the exclusion of falling hollow cut-off glasses on the bottom of the well avoids additional tripping operations to remove (remove) them from the bottom of the well. In addition, the ability to flush the face after cutting the cups, as well as the development of the well with a preliminary shut-off of the annulus by the packer, accelerates the development of the oil well. The possibility of pacing the pipe string in the event of a device sticking in the well during the descent process allows the device to be delivered in the interval of the secondary opening of the formation without damaging the sealing collar.

Claims

A device for developing an oil well equipped with hollow cut-off plugs, including a rod connected from above to a pipe string, a shear funnel located below, a packer consisting of a sealing element, a housing that is configured to interact with the sealing element from above and is worn inside with longitudinal movement up to the rod, equipped on the outer surface with a sleeve, which is placed above the sealing element, characterized in that the sleeve is rigidly connected to the rod and filled with the possibility of support from above on the sealing element, which is located outside the stem, the body is made in the form of a cone, tapering from top to bottom, and on the rod between the body and the shear funnel, a shaped groove is made in the form of longitudinal short and long sections interconnected by a shaped section, moreover below the sheath funnel is a hollow cup with a collet centralizer on top, connected by a hollow bar with a shear funnel so that the distance between the lower edge of the funnel and the upper edge of the collet centralizer the diameter of the plug, while a feather is installed on the end of the hollow rod, and on the rod opposite the figured groove there is a clip with inwardly pressed clips, spring-loaded centralizers and a guide pin placed in the figured groove with the ability to move along the figured groove together with the clip, and the slips are made with the possibility of interaction from the inside with the cone when moving the pin up along the long longitudinal section of the figured groove together with the clip - the working position, and exit from the interaction when the pin is in a short longitudinal section of a figured groove - transport position.