RU2097535C1

RU2097535C1 - Installation for hydraulically affecting formation

Info

Publication number: RU2097535C1
Application number: RU94021153A
Authority: RU
Inventors: Тимофей Сергеевич Левшин
Original assignee: Тимофей Сергеевич Левшин
Priority date: 1994-06-07
Filing date: 1994-06-07
Publication date: 1997-11-27

Abstract

FIELD: oil and gas production. SUBSTANCE: invention deals with oil-field equipment for treatment and hydraulic fracturing of productive formation in bottom zone. Installation contains tubing string connected to external connecting pipe executed with radial holes opposite packaging units. Pump-compressor pipe string is also available with guide ways for balls and piston with channel. Guide ways are made such as to enclose pump-compressor pipe string in tubing string. Pump-compressor pipe string enables reciprocation of piston in the internal connecting pipe. Packaging units are made in the form of elastic members with conical ends and conical cavities forming annular cavities with external connecting pipe. Piston has spring-loaded valve to prevent too high pressure in the hollow of pump-compressor pipe string. This hollow, through piston channel, radial ports of external and internal connecting pipes, communicates with hollow of production string between external connecting pipe and packaging units. EFFECT: enhanced efficiency in affecting formation.

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к технике нефтепромыслового оборудования для обработки и гидравлического разрыва продуктивного пласта призабойной зоны. The invention relates to the oil industry, and in particular to the technique of oilfield equipment for processing and hydraulic fracturing of the bottom hole formation zone.

Известно устройство для воздействия на призабойную зону скважины [1] содержащее соединенную с колонной труб камеру с мембраной в верхней части и плунжером в нижней и связанный с камерой патрубок с окнами, при этом над камерой установлен обратный клапан, связывающий полость труб с затрубным пространством, а патрубок установлен под плунжером и выполнен с направляющими элементами. A device is known for influencing the bottom-hole zone of a well [1] comprising a chamber connected to the pipe string with a membrane in the upper part and a plunger in the lower and a pipe connection with windows connected to the camera, while a check valve is installed above the camera connecting the pipe cavity with the annulus, and the pipe is installed under the plunger and is made with guide elements.

Недостатком известного устройства является низкая эффективность воздействия на призабойную зону из-за малой мощности создаваемого гидравлического удара, что обусловлено утечками жидкости в зоне над и под патрубком ввиду того, что последний не имеет уплотнений. Кроме того, после каждой операции, связанной с разрывом мембраны, необходим подъем устройства на поверхность для ее замены. A disadvantage of the known device is the low efficiency of the impact on the bottom-hole zone due to the low power of the generated hydraulic shock, which is caused by fluid leaks in the area above and below the pipe due to the fact that the latter does not have seals. In addition, after each operation associated with rupture of the membrane, it is necessary to lift the device to the surface to replace it.

Известно устройство для гидравлического воздействия на пласт [2] содержащее поршень, шток, концентрично расположенный его стакан, выполненный с кольцевым выступом и взаимодействующий с поршнем. A device for hydraulic impact on the reservoir [2] containing a piston, a rod concentrically located its glass, made with an annular protrusion and interacting with the piston.

Недостатком известного устройства является низкая эффективность работы, обусловленная тем что эксплуатационная колонна по своей длине имеет непостоянный внутренний диаметр: от устья к забою он увеличивается потому, что трубы от забоя к устью устанавливают с соответствующим увеличением толщины стенок, вследствие чего при спуске поршня в колонну труб его диаметр оказывается всегда меньше внутреннего диаметра труб в интервале продуктивного пласта. Поэтому при перемещении поршня вниз происходит переток жидкости по кольцевому зазору между поршнем и эксплуатационной колонной из-под поршня в надпоршневую зону. Тем самым, становится невозможным создать под поршнем давление выше гидростатического и выполнить многократное гидравлическое воздействие на пласт. По этой же причине невозможно осуществить закачку химреагентов в пласт. A disadvantage of the known device is the low efficiency of operation, due to the fact that the production casing along its length has an unstable inner diameter: from the mouth to the bottom, it increases because the pipes from the bottom to the mouth are installed with a corresponding increase in wall thickness, as a result of which the piston is lowered into the pipe string its diameter is always less than the inner diameter of the pipes in the interval of the reservoir. Therefore, when the piston moves downward, fluid flows along the annular gap between the piston and the production string from under the piston into the over-piston zone. Thus, it becomes impossible to create a pressure above the hydrostatic pressure under the piston and to perform multiple hydraulic effects on the reservoir. For the same reason, it is impossible to pump chemicals into the reservoir.

Известно устройство для воздействия на пласт [3] принятое в качественно наиболее близкого аналога, спускаемое в скважину на насосно-компрессорных трубах (НКТ) и содержащее корпус в виде жестко и концентрично связанных между собой внешнего и внутреннего патрубков (двустенный цилиндр) с радиальными отверстиями, сообщающими полость внутреннего патрубка со скважиной, цилиндр с окнами, размещенными в нижней части внешнего патрубка, клапан, размещенный в полости внутреннего патрубка, и пакерующие узлы. A device for stimulating a formation [3] is known, which is adopted as the closest analogue, lowered into a well on tubing and containing tubing in the form of rigidly and concentrically connected external and internal pipes (double-walled cylinder) with radial holes, communicating the cavity of the inner pipe with a well, a cylinder with windows located in the lower part of the external pipe, a valve located in the cavity of the internal pipe, and packing units.

Основным недостатком известного устройства является то, что его схемное решение, изображенное на фиг. 1 и 2, не может быть воплощено в реальное изделие. Это объясняется следующим:
а) верхний пакер и нижний пакер-якорь, герметично разобщая полости скважины, должны быть неподвижны относительно эксплуатационной колонны, с которой взаимодействуют их эластичные элементы, верхний пакер и пакер-якорь и установлены на определенном расстоянии друг от друга, что обусловлено их взаимодействием с перемещающимися патрубками; в таком случае пакер и пакер-якорь должны быть жестко связаны как между собой, так и с колонной НКТ, на которой производится спуск устройства в скважину и которая также должна быть неподвижна во время его работы, однако в схеме устройства такие связи отсутствуют и не могут быть конструктивно реализованы ввиду размещения пакерами подвижных патрубков, совершающих во время работы непрерывные возвратно-поступательные перемещения;
б) перед началом работы эластичные элементы пакеров должны войти в контакт со стенкой эксплуатационной колонны для герметичного разобщения ее полостей, а плашки якоря должны врезаться в ее стенку и обеспечить неподвижность пакеров и цилиндра относительно подвижных патрубков; для этого к пакерам должна быть подведена какая-то энергия (гидравлическая, электрическая, механическая и т. п.) и от срабатывания каких-либо приводных механизмов какие-то исполнительные органы пакеров должны осуществить перемещение, чего схема известного устройства не предусматривает, так как конструктивно это выполнить невозможно по следующим причинам:
подвод гидравлической энергии к гидроцилиндрам или гидромоторам, которые могли бы использоваться для привода пакеров, возможен только по колонне НКТ, но через нее уже осуществляется нагнетание рабочей жидкости в полость внутреннего патрубка для перфорации или гидравлического воздействия;
подвод электроэнергии был бы возможен через электрокабель, однако, учитывая ограниченные диаметральные габариты внутрискважинного пространства, необходимость размещения над устройством специального глубинного двигателя и возможность подвода кабеля к приводу пакера-якоря только через верхний пакер, это по конструктивным соображениям выполнить невозможно;
передача механической энергии при постановке пакеров в рабочее положение возможна только через колонну НКТ, которая в этом случае должна осуществлять продольные (вверх-вниз) или вращательные перемещения. Однако в схеме известного устройства колонна НКТ будучи соединенной через специальный глубинный двигатель с патрубками, подвижными относительно пакеров, не сможет передать на них исполнительные органы никаких перемещений;
в) выполнение известным устройством своего функционального назначения возможно только во взаимодействии со специальным глубинным двигателем, который в состав устройства не входит, и должен находиться в компоновке колонны НКТ над устройством, чтобы своим исполнительным органом соединяться с патрубками для передачи им непрерывных возвратно-поступательных перемещений.The main disadvantage of the known device is that its circuit design depicted in FIG. 1 and 2, cannot be embodied in a real product. This is explained by the following:
a) the upper packer and the lower anchor packer, hermetically separating the well cavities, must be stationary relative to the production string with which their elastic elements interact, the upper packer and the anchor packer and installed at a certain distance from each other, due to their interaction with moving branch pipes; in this case, the packer and the anchor packer must be rigidly connected both with each other and with the tubing string, on which the device is lowered into the well and which must also be stationary during its operation, however, such connections are absent and cannot be in the device diagram be structurally implemented due to the placement of movable nozzles by the packers making continuous reciprocating movements during operation;
b) before starting work, the elastic elements of the packers must come into contact with the wall of the production casing for a tight separation of its cavities, and the dies of the anchor must cut into its wall and ensure the immobility of the packers and cylinder relative to the movable nozzles; for this, some energy (hydraulic, electrical, mechanical, etc.) must be supplied to the packers, and some actuators of the packers must move from the operation of any drive mechanisms, which the scheme of the known device does not provide, since constructively, this cannot be done for the following reasons:
the supply of hydraulic energy to the hydraulic cylinders or hydraulic motors that could be used to drive the packers is possible only through the tubing string, but through it the working fluid is already pumped into the cavity of the inner pipe for perforation or hydraulic impact;
electric power supply would be possible through an electric cable, however, taking into account the limited diametrical dimensions of the downhole space, the need to place a special deep engine above the device and the possibility of supplying the cable to the packer-armature drive only through the upper packer, this is not possible for structural reasons;
the transfer of mechanical energy when setting the packers in working position is possible only through the tubing string, which in this case must carry out longitudinal (up-down) or rotational movements. However, in the scheme of the known device, the tubing string, being connected through a special deep engine with nozzles movable relative to the packers, will not be able to transmit any movements to them;
c) the implementation of its functional purpose by a known device is possible only in cooperation with a special deep engine, which is not part of the device, and must be in the tubing string arrangement above the device so that it can be connected to the branch pipes by its actuator to transmit continuous reciprocating movements to them.

Однако как в отечественной, так и в зарубежной практике до сих пор не разработаны и в настоящее время не применяются скважинные двигатели, которые могли бы осуществлять в скважине такие перемещения исполнительного органа, необходимые для проведения или гидравлического воздействия известным устройством. However, both in domestic and in foreign practice, downhole motors have not yet been developed and are not currently used that could carry out such actuator movements in the well that are necessary for carrying out or hydraulically acting a known device.

Если этот двигатель имеет гидравлический привод (что наиболее предпочтительно), то циркуляция нагнетаемой с поверхности жидкости к нему производится по отдельному, независимому от колонны НКТ, каналу, так как из внутреннего патрубка необходимо вымывать на поверхность посыльные шары и, следовательно, канал НКТ до устья должен быть свободным. Таким образом, в скважину в этом случае необходимо спускать две параллельные колонны труб. If this engine has a hydraulic drive (which is most preferable), then the liquid pumped from the surface is circulated to it through a separate channel independent of the tubing string, since it is necessary to flush messenger balls from the inner pipe and, therefore, the tubing channel to the mouth should be free. Thus, in this case, it is necessary to lower two parallel pipe columns into the well.

В свою очередь, двигатель с электроприводом требует подвода кабеля с поверхности и весьма сложных механизмов, преобразующих вращение вала в непрерывные возвратно-поступательные перемещения исполнительного органа, соединенного с патрубками, что в ограниченных диаметральных габаритах скважины осуществить непросто. In turn, an electric motor requires supplying a cable from the surface and very complex mechanisms that transform the rotation of the shaft into continuous reciprocating movements of the actuator connected to the nozzles, which is difficult to carry out in the limited diametric dimensions of the well.

Схемное решение известного устройства не может обеспечить надежной и эффективной работы ввиду того, что при проведении перфорации невозможно осуществление перемещений патрубков для мгновенного создания высоких давлений. Это обусловлено тем, что жидкости практически несжимаемы, и поэтому при перемещении патрубка вниз с целью увеличения давления жидкости ее запертый между пакерами и колонной объем не позволит осуществить это перемещение. В результате при недостаточной мощности специального глубинного двигателя произойдет остановка движения патрубков, а при большой мощности двигателя произойдет поломка двигателя или передаточных механизмов от двигателя к патрубкам. The circuit of the known device cannot provide reliable and efficient operation due to the fact that during the perforation it is impossible to move the nozzles to instantly create high pressures. This is due to the fact that the liquids are practically incompressible, and therefore, when the nozzle is moved down to increase the pressure of the liquid, its volume locked between the packers and the column will not allow this movement. As a result, with insufficient power of the special deep engine, the movement of the nozzles will stop, and with high engine power, the engine or gears from the engine to the nozzles will break.

В обоих случаях устройство будет ненадежным и неэффективным. In both cases, the device will be unreliable and inefficient.

Целью изобретения является повышение эффективности и надежности гидравлического воздействия на продуктивную часть пласта, сосредоточенно-направленного многократного проведения процесса обработки призабойной зоны пласта, создания давления, необходимого для гидроразрыва пласта, за счет
исключения специального глубинного двигателя из компоновки труб, на которой производится спуск устройства в скважину, и дополнительного оснащения колонной насосно-компрессорных труб НКТ, расположенной внутри лифтовой колонны труб, что позволяет осуществлять возвратно-поступательные перемещения исполнительного органа для мгновенного создания высоких давлений с целью усиления гидравлического воздействия на пласт; устройство обеспечивается надежным, принудительно управляемым, только по команде с поверхности в необходимый момент, достаточно мощным (за счет веса колонны НКТ, который может исчисляться десятками тонн) приводом;
дополнительного оснащения устройства поршнем с осевым каналом и подпружиненным клапаном, и установленным с возможностью перемещения в расточке, выполненной во внутреннем патрубке, используемого в качестве исполнительного органа, соединенного с колонной НКТ и осуществляющего возвратно-поступательные перемещения для мгновенного создания высоких давлений;
выполнения пакерующих узлов в виде эластичных полых элементов, установленных на наружной поверхности внешнего патрубка, срабатывание которых производится от давления, создаваемого в лифтовой колонне труб.The aim of the invention is to increase the efficiency and reliability of the hydraulic impact on the productive part of the formation, focused directional multiple conducting the process of processing the bottom-hole formation zone, creating the pressure necessary for hydraulic fracturing, due to
elimination of a special deep engine from the pipe layout on which the device is lowered into the well, and additional equipment of the tubing tubing string located inside the tubing string, which allows for reciprocating movements of the actuator to instantly create high pressures in order to increase hydraulic impact on the reservoir; the device is provided with a reliable, force-controlled, only by command from the surface at the right time, powerful enough (due to the weight of the tubing string, which can be tens of tons) drive;
additional equipment of the device with a piston with an axial channel and a spring-loaded valve, and installed with the possibility of movement in a bore, made in the inner pipe, used as an actuator connected to the tubing string and performing reciprocating movements for instantaneous creation of high pressures;
execution of packer assemblies in the form of elastic hollow elements mounted on the outer surface of the external pipe, the operation of which is made from the pressure created in the pipe lift string.

Указанная цель достигается тем, что устройство для гидравлического воздействия на пласт, содержащее корпус в виде внешнего патрубка с пакерующими узлами и внутреннего патрубка, образующих между собой полость и выполненных с радиальными отверстиями, клапан и окна, отличающееся тем, что оно снабжено лифтовой колонной труб для соединения с внешним патрубком, выполненным с радиальными отверстиями против пакерующих узлов, и колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), имеющей направляющие дорожки под шарики и поршень с каналом, выполненными с возможностью размещения колонны НКТ в лифтовой колонне труб, образования одной и другой полости и выполнения колонной НКТ возвратно-поступательных перемещений с перемещением поршня во внутреннем патрубке, который над его радиальными окнами выполнен с расточкой, а пакерующие узлы выполнены в виде эластичных элементов с конусными торцами и пазами, образующими с внешним патрубком кольцевые полости, сообщенные с полостью между внутренним и внешним патрубками через радиальные отверстия последнего, прижимных и промежуточных колец с конусными торцами, при этом клапан помещен в поршне, подпружинен и выполнен с возможностью его открытия от повышения давления в полости колонны НКТ, которая через канал поршня, радиальные окна внешнего и внутреннего патрубков в рабочем положении устройства сообщается с полостью эксплуатационной колонны скважины между внешним патрубком и пакерующими узлами. This goal is achieved in that the device for hydraulic impact on the reservoir, comprising a housing in the form of an external pipe with packer units and an internal pipe forming a cavity with each other and made with radial holes, a valve and windows, characterized in that it is equipped with an elevator pipe string for connection with an external nozzle made with radial openings against the packer assemblies and a tubing string (tubing) having guide tracks for balls and a piston with a channel made with the possibility of placing the tubing string in the tubing string, forming one and the other cavity and performing reciprocating tubing with the piston moving in the inner pipe, which is bored above its radial windows, and the packer units are made in the form of elastic elements with conical ends and grooves forming annular cavities with an external nozzle communicating with the cavity between the internal and external nozzles through the radial holes of the latter, clamping and intermediate rings with taper ends, while the valve is placed in the piston, spring-loaded and made with the possibility of its opening from increasing pressure in the cavity of the tubing string, which through the piston channel, the radial windows of the external and internal pipes in the working position of the device communicates with the cavity of the production casing of the well between the external pipe and packer nodes.

Такое выполнение устройства значительно повышает эффективность и надежность гидравлического воздействия на продуктивную часть пласта, обеспечивает выполнение сосредоточенно-направленного многократного проведения процесса обработки призабойной зоны, создания давления, необходимого для гидроразрыва пласта. This embodiment of the device significantly increases the efficiency and reliability of the hydraulic impact on the productive part of the formation, provides a focused focused multiple process of processing the bottom-hole zone, creating the pressure necessary for hydraulic fracturing.

На фиг. 1 изображено предлагаемое устройство; на фиг. 2 разрез А-А на фиг. 1; на фиг. 3 разрез Б-Б на фиг. 1. In FIG. 1 shows the proposed device; in FIG. 2, section AA in FIG. one; in FIG. 3 section BB in FIG. one.

Устройство для гидравлического воздействия на пласт содержит корпус, выполненный в виде двустенного цилиндра, состоящего из внешнего патрубка 1 и внутреннего патрубка 2, лифтовую колонну труб 3 для соединения с внешним патрубком 1, выполненным с радиальными отверстиями 4, пакерующие узлы 5, колонну НКТ 6, имеющую направляющие дорожки 7 под шарики 8, поршень 9 с осевым каналом 10, выполненным с возможностью размещения колонны НКТ 6 в лифтовой колонне труб 3. Образования полости 11 в лифтовой колонне труб 3 и другой полости 12 в колонне НКТ 6 и выполнения колонной НКТ 6 возвратно-поступательных перемещений с перемещением поршня 9 во внутреннем патрубке 2, который над его радиальными окнами 13 выполнен с расточкой. Пакерующие узлы 5, выполненные в виде эластичных элементов с конусными торцами 14 и пазами 15, образующими с внешним патрубком кольцевые полости 16, сообщенные с полостью 11 между внешним патрубком 1 и внутренним патрубком 2 через радиальные отверстия 4, а прижимные кольца 17 и промежуточные кольца 18 также выполнены с конусными торцами. Клапан 19, помещенный в поршне 9, подпружинен 20 и выполнен с возможностью его открытия от повышения давления жидкости в полости 12 колонны НКТ 6, которая через канал 10 в поршне 9, радиальные окна 13 сообщается с полостью 21 эксплуатационной колонны 22 скважины между внешним патрубком 1 и пакерующими узлами 5. Внешний 1 и внутренний 2 патрубки расположены концентрично относительно друг к другу и имеют жесткое крепление посредством заглушки 23 в нижней части и распорок 24 в верхней части патрубков 1 и 2, которые также соединены посредством рамок 25, выполненных по периметру радиальных окон 13. На заглушке 23 закреплена опора 26, выполненная из упругого материала. Направляющие дорожки 7 выполнены на половине длины каждой НКТ 6, причем на концах и по середине дорожки перекрываются. Число эластичных элементов пакерующих узлов 5 устанавливается от одного до четырех с каждой стороны радиальных окон 13. The device for hydraulic stimulation of the formation comprises a housing made in the form of a double-walled cylinder, consisting of an external pipe 1 and an internal pipe 2, an elevator pipe string 3 for connecting to an external pipe 1 made with radial holes 4, packer units 5, a tubing string 6, having guide tracks 7 for balls 8, a piston 9 with an axial channel 10 configured to place the tubing string 6 in the tubing string 3. The cavity 11 is formed in the tubing string 3 and another cavity 12 in the tubing string 6 and is made I'm the tubing 6 reciprocating movement to the movement of the piston 9 in the inner pipe 2, which is on its radial windows 13 is provided with the bore. Packing units 5, made in the form of elastic elements with conical ends 14 and grooves 15, forming annular cavities 16 with the outer pipe, in communication with the cavity 11 between the outer pipe 1 and the inner pipe 2 through radial holes 4, and the pressure rings 17 and the intermediate rings 18 also made with conical ends. The valve 19, placed in the piston 9, is spring-loaded 20 and made with the possibility of opening it from increasing the fluid pressure in the cavity 12 of the tubing string 6, which through the channel 10 in the piston 9, the radial windows 13 communicates with the cavity 21 of the production casing 22 of the well between the external pipe 1 and packer units 5. The outer 1 and inner 2 nozzles are concentrically relative to each other and are rigidly fixed by means of a plug 23 at the bottom and spacers 24 in the upper part of the nozzles 1 and 2, which are also connected by means of frames 25, made centered around the perimeter of the radial windows 13. A support 26 is made of elastic material fixed to the plug 23. Guide tracks 7 are made at half the length of each tubing 6, and at the ends and in the middle of the track overlap. The number of elastic elements of the packer nodes 5 is set from one to four on each side of the radial windows 13.

Устройство для гидравлического воздействия на пласт работает следующим образом. A device for hydraulic stimulation of the reservoir works as follows.

На лифтовой колонне труб 3, соединенной с внешним патрубком 1 корпуса устройства без поршня 9 и колонны НКТ 6, спускают в скважину. При этом заполнение лифтовой колонны труб 3 раствором из скважины осуществляется через радиальные окна 13. On the tubing string 3, connected to the external pipe 1 of the device body without a piston 9 and tubing string 6, is lowered into the well. In this case, the filling of the tubing string 3 with the solution from the well is carried out through the radial windows 13.

После спуска устройства в необходимый интервал продуктивного пласта, предназначенный для гидравлического воздействия, в лифтовую колонну труб 3 спускают на колонну НКТ 6 поршень 9 с подпружиненным 20 клапаном 19. Поскольку осевой канал 10 перекрыт клапаном 19, периодически производят по мере спуска долив раствора в НКТ 6 с целью их заполнения. Спуск колонны НКТ 6 прекращают после захода поршня 9 в расточку внутреннего патрубка 2 и его посадки на опору 26, что регистрируется на поверхности уменьшением показаний индикатора веса. По мере спуска НКТ 6 в их направляющие дорожки 7 устанавливают шарики 8, чем обеспечивается концентричность труб колонн 6 и 3, уменьшение трения и беспрепятственное перемещение колонны НКТ 6 в лифтовой колонне труб 3. After the device is lowered into the required interval of the reservoir, intended for hydraulic action, the piston 9 with spring 20 valve 19 is lowered into the tubing string 3 to the tubing string 6. Since the axial channel 10 is closed by the valve 19, periodically topping up the solution into the tubing 6 in order to fill them. The descent of the tubing string 6 is stopped after the piston 9 enters the bore of the inner pipe 2 and its landing on the support 26, which is recorded on the surface by a decrease in the weight indicator. As the tubing 6 is lowered, balls 8 are installed in their guide tracks 7, which ensures the concentricity of the pipes of columns 6 and 3, reduced friction and unimpeded movement of the tubing string 6 in the lift pipe string 3.

К лифтовой колонне труб 3 на поверхности присоединяют насос (известный в технике нефтепромыслового оборудования) и производят закачку жидкости, за счет повышения давления которой передаваемое через полость 11 и радиальные отверстия 4 на кольцевые полости 16 образующих пазами 15 в пакерующих узлах 5 осуществляется расширение последних до контакта с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны 22 и ее герметичное разобщение с образованием полости 21 между пакерующими узлами 5, сообщающейся через перфорационные отверстия 27, выполненные в стенке колонны 22, с обрабатываемым интервалом продуктивного пласта скважины. При этом за счет выполнения торцев 14 пакерующих узлов 5 конусными и их взаимодействием с соответствующими поверхностями колец 17 и 18 обеспечивается герметизация стыкующихся поверхностей и, следовательно, полостей 16 пакерующих узлов 5, предотвращается возможное смещение по внутренней поверхности эксплуатационной колонны 22, повышается надежность герметизации полости 21 между верхними и нижними пакерующими узлами 5. Нагнетание жидкости в полость 16 производят до повышения давления в ней не менее ожидаемого давления, при котором будет производиться гидравлическое воздействие на пласт, после чего насос выключают и включают при снижении давления в полости 11 лифтовой колонны 3. A pump (known in the field of oilfield equipment) is connected to an elevator string of pipes 3 and a fluid is injected, by increasing the pressure of which is transmitted through the cavity 11 and radial holes 4 to the annular cavities 16, which form grooves 15 in the packer units 5 and expand them to contact with the inner surface of the production casing 22 and its tight separation with the formation of the cavity 21 between the packing nodes 5, communicating through perforations 27 made in Tenke column 22, with the cutting interval productive formation of the well. Moreover, due to the ends 14 of the packer assemblies 5 being tapered and their interaction with the respective surfaces of the rings 17 and 18, sealing of the mating surfaces and, consequently, the cavities 16 of the packer assemblies 5 is ensured, possible displacement along the inner surface of the production string 22 is prevented, and the reliability of sealing the cavity 21 is increased between the upper and lower packer nodes 5. The injection of fluid into the cavity 16 is carried out until the pressure in it is at least the expected pressure at which Hydraulic action on the formation occurs, after which the pump is turned off and turned on when the pressure in the cavity 11 of the elevator column 3 decreases.

Колонной НКТ поднимают поршень 9 порядка двадцати сантиметров выше опоры 26 и в полость 12 колонны НКТ 6 насосом (также известным в технике нефтепромыслового оборудования) производят закачку жидкости с расклинивающим материалом, которая, отжимая за счет повышения давления подпружиненный 20 клапан 19, нагнетается через осевой канал 10 и окна 13 в полость 21 и далее через перфорационные отверстия 27 задавливается в интервал продуктивного пласта скважины, предназначенный для гидравлического воздействия. Создают давление в полости 12 выше гидростатического давления, при этом происходит разрыв пласта путем образования трещин в направлениях от скважины вглубь пласта, куда поступает нагнетаемая жидкость с расклинивающим материалом, обеспечивающим удержание трещин в раскрытом состоянии после прекращения закачки жидкости, тем самым увеличивается проницаемость околоствольной зоны пласта и его нефтеотдача. The column tubing is raised by a piston 9 of the order of twenty centimeters above the support 26 and into the cavity 12 of the tubing string 6 with a pump (also known in the art of oilfield equipment) they pump liquid with a proppant, which, by compressing the spring-loaded valve 20 by squeezing pressure, is pumped through the axial channel 10 and the window 13 into the cavity 21 and further through the perforations 27 is pressed into the interval of the productive formation of the well, designed for hydraulic impact. The pressure in the cavity 12 is created above the hydrostatic pressure, with this, the formation ruptures by cracking in the direction from the well into the formation, where the injected fluid enters with the proppant, which keeps the cracks in the open state after the termination of the fluid injection, thereby increasing the permeability of the borehole formation zone and its oil recovery.

Для увеличения эффекта гидравлического воздействия на пласт производят подъем колонны НКТ 6 с поршнем 9, вследствие чего давление над поршнем 9 в лифтовой колонне труб 3 будет повышаться и, не выключая насос, нагнетающий рабочую жидкость в полость 12 колонны НКТ 6, последнюю с поршнем 9 опускают. Суммарное воздействие веса колонны НКТ 6, который может исчисляться десятками тонн, и повышенного давления в лифтовой колонне 3 над поршнем 9 обеспечивает ускоренное перемещение его вниз, что значительно увеличивает давление и производительность закачки жидкости в пласт. В результате дросселирующего эффекта из-за сопротивления пласта закачке жидкости давления в полости 21 и, следовательно, в подпоршневой полости внутреннего патрубка 2, сообщающейся радиальными окнами 13 с полостью 21, резко возрастает, благодаря чему увеличивается перепад давлений над и под поршнем 9, воздействующий на клапан 19 и перемещающий его вверх. Поскольку клапан 19 одновременно поджимается пружиной 20 также вверх к седлу, суммарное воздействие этих факторов закрывает клапаном 19 канал 10 в поршне 9, чем производится полное запирание полости 21 между пакерующими узлами 5 и поршнем 9. Дальнейшее перемещение с ускорением колонны НКТ 6 вызывает еще большее возрастание давления жидкости в полости 21, значительно превышающее пластовое давление, что обеспечивает усиление гидравлического воздействия на пласт, в результате чего в нем образуются как новые, так и происходит расширение и углубление ранее образованных трещин, увеличивающих проницаемость околоствольной зоны продуктивного пласта, что значительно повышает нефтеотдачу. To increase the effect of hydraulic action on the formation, the tubing string 6 is raised with the piston 9, as a result of which the pressure above the piston 9 in the tubing string 3 will increase and, without turning off the pump, which injects the working fluid into the cavity 12 of the tubing string 6, the last with the piston 9 is lowered . The total impact of the weight of the tubing string 6, which can be tens of tons, and the increased pressure in the elevator string 3 above the piston 9 provides for its accelerated downward movement, which significantly increases the pressure and productivity of pumping fluid into the formation. As a result of the throttling effect, due to the formation resistance to pressure fluid injection in the cavity 21 and, therefore, in the sub-piston cavity of the inner pipe 2, which communicates with the radial windows 13 with the cavity 21, it increases sharply, as a result of which the pressure drop above and below the piston 9, acting on valve 19 and moving it up. Since the valve 19 is simultaneously pressed by the spring 20 also up to the seat, the total effect of these factors closes the channel 10 in the piston 9 by the valve 19, thereby completely locking the cavity 21 between the packing units 5 and the piston 9. Further movement with acceleration of the tubing string 6 causes an even greater increase the fluid pressure in the cavity 21, significantly exceeding the reservoir pressure, which provides increased hydraulic pressure on the reservoir, as a result of which both new ones are formed, and expansion and deepening occur e previously formed cracks that increase the permeability of the producing formation zone near barrel, which greatly improves the recovery of oil.

Благодаря оснащению колонны НКТ 6 направляющими дорожками 7 и шариками 8 обеспечивается концентричность труб колонн 3 и 6 и беспрепятственное перемещение НКТ 6 в колонне 3, вследствие чего значительно уменьшается трение и сопротивление перемещению колонны НКТ 6, снижающее воздействие веса колонны НКТ 6 на поршень 9. Due to the equipment of the tubing string 6 with guide tracks 7 and balls 8, the concentricity of the pipes of the columns 3 and 6 and the unimpeded movement of the tubing 6 in the column 3 are ensured, as a result of which friction and resistance to movement of the tubing string 6 are significantly reduced, which reduces the effect of the weight of the tubing string 6 on the piston 9.

По мере перемещения колонны НКТ 6 вниз давление жидкости в полости 11 над поршнем 9 уменьшается, что также будет уменьшать и скорость перемещения колонны НКТ 6 с поршнем 9 и предотвращать их дальнейший разгон. В конце хода колонны НКТ 6 производят ее торможение и после посадки поршня 9 на опору 26 перемещение колонны НКТ 6 прекращается. Данный цикл может быть повторен неоднократно до закачки в пласт необходимого объема рабочей жидкости. As the tubing string 6 moves down, the fluid pressure in the cavity 11 above the piston 9 decreases, which will also reduce the speed of the tubing string 6 with the piston 9 and prevent their further acceleration. At the end of the stroke of the tubing string 6, it is decelerated, and after the piston 9 is planted on the support 26, the tubing string 6 is stopped moving. This cycle can be repeated repeatedly until the required volume of working fluid is injected into the formation.

По окончании процесса обработки пласта выключают насосы и снижают давление в лифтовой колонне труб 3 и колонне НКТ 6. Пакерующие узлы 5 благодаря своей эластичности возвращаются в исходное состояние, после чего производят подъем устройства на лифтовой колонне труб 3 в другой интервал для его обработки или производят подъем устройства на поверхность. At the end of the formation process, the pumps are turned off and the pressure in the pipe lift string 3 and tubing string 6 is reduced. The packer units 5, due to their elasticity, return to their original state, after which the device is lifted on the pipe lift string 3 to another interval for processing or lift devices to the surface.

В период спуска колонны НКТ 6 в лифтовую колонну труб 3 поршень 9 помещают в специальный цилиндр с целью предотвращения повреждения поршня стенками труб, при заходе поршня 9 в патрубок 2 указанный цилиндр остается неподвижным на верхнем торце этого патрубка, при подъеме колонны НКТ 6 на поверхность поршень 9 опять входит в этот цилиндр (не показано, это ноу-хау автора). During the descent of the tubing string 6 into the pipe lift string 3, the piston 9 is placed in a special cylinder to prevent damage to the piston by the pipe walls, when the piston 9 enters the nozzle 2, the specified cylinder remains stationary at the upper end of this nozzle, while the tubing string 6 is lifted to the piston surface 9 again enters this cylinder (not shown, this is the know-how of the author).

Таким образом, изобретение в сравнении с прототипом обеспечивает работоспособность и возможность выполнения устройством своего функционального назначения. При этом повышается надежность его работы, интенсификация, нефтеотдача скважины, эффективность капитальных вложений и улучшается использование производственных основных фондов. Все эти факторы значительно снижают себестоимость добычи нефти. Thus, the invention in comparison with the prototype provides the availability and the ability to perform the device its functional purpose. At the same time, the reliability of its operation, the stimulation, oil recovery of the well, the efficiency of capital investments are increased, and the use of production fixed assets is improved. All these factors significantly reduce the cost of oil production.

Claims

A device for hydraulically acting on a formation, comprising a body in the form of an external pipe with packer units and an internal pipe forming a cavity with each other and made with radial holes, and a valve, characterized in that it is equipped with an elevator pipe string for connecting to an external pipe made with radial holes opposite the packer nodes, and a tubing string (tubing) having guide tracks for balls and a piston with a channel configured to place the tubing string in l ift pipe string, the formation of one in the other cavity and the execution of the tubing string with reciprocating movement of the piston in the inner pipe, which is made with a bore above its radial windows, and the packing units are made in the form of elastic elements with conical ends and grooves forming with an external annular cavities communicated with the cavity between the inner and outer nozzles through the radial holes of the latter, clamping and intermediate rings with conical ends, the valve is placed in rshne, is spring-loaded and configured to open it from pressurizing the cavity tubing, which through the piston channel, the radial holes outer and inner pipes in the working position of the device communicates with the cavity of the production tubing of the well between the outer pipe and a packer nodes.