RU2123106C1 - Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment - Google Patents
Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2123106C1 RU2123106C1 RU97108745A RU97108745A RU2123106C1 RU 2123106 C1 RU2123106 C1 RU 2123106C1 RU 97108745 A RU97108745 A RU 97108745A RU 97108745 A RU97108745 A RU 97108745A RU 2123106 C1 RU2123106 C1 RU 2123106C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- formation
- perforator
- valve ball
- nozzles
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и может быть использовано для повышения производительности как вновь вводимых, так и действующих добывающих и нагнетательных скважин. The invention relates to the oil and gas industry and can be used to increase productivity of both newly commissioned and existing production and injection wells.
Известен способ создания трещины гидроразрыва в заданном интервале продуктивного пласта посредством временного перекрытия намеченного интервала сверху пакером, а снизу песчаной пробкой (Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта.- М.: Недра, 1986, с. 102). There is a method of creating a hydraulic fracture in a given interval of a productive formation by temporarily blocking the intended interval from above with a packer and bottom with a sand plug (Usachev P.M. Hydraulic fracturing.- M .: Nedra, 1986, p. 102).
Указанный способ не во всех случаях может быть успешно реализован. Этот способ неприменим для локализации трещин в середине или нижней части фильтра скважины. Кроме того, он неэффективен в случае некачественной перфорации обрабатываемого интервала, что приводит к прорыву созданных барьеров и развитию трещины за пределами выбранного интервала воздействия. The indicated method may not be successfully implemented in all cases. This method is not applicable for localization of cracks in the middle or lower part of the well filter. In addition, it is ineffective in the case of poor-quality perforation of the treated interval, which leads to a breakthrough of the created barriers and the development of cracks outside the selected exposure interval.
Наиболее близким аналогом является способ создания трещины гидроразрыва в заданном интервале пласта, заключающийся в том, что в скважину спускают гидроабразивный перфоратор с насадками и шаровым клапаном, устанавливают клапанный шар, опрессовывают колонну насосно-компрессорных труб, проводят прорезание перфорационных каналов, извлекают клапанный шар, спускают в скважину пакер, производят его посадку над пластом и затем - гидроразрыв пласта (Временная инструкция по гидропескоструйному методу перфорации и вскрытию пласта, М., ВНИИ, 1967, с.2 12-15). The closest analogue is a method of creating a hydraulic fracture in a predetermined interval of the formation, which consists in placing a waterjet perforator with nozzles and a ball valve in the well, installing a valve ball, crimping the tubing string, cutting the perforation channels, removing the valve ball, and lowering in the packer well, it is planted above the formation and then hydraulic fracturing (Temporary instruction for the hydro-sandblasting method of perforation and opening of the formation, M., VNII, 1967, p .2 12-15).
Известный способ более надежно осуществляет локализацию трещины гидроразрыва в заданном интервале продуктивного пласта, однако требует существенных дополнительных затрат на проведение предварительной гидроабразивной перфорации, что значительно удорожает комплекс подготовительных работ к проведению гидроразрыва пласта. The known method more reliably localizes hydraulic fractures in a given interval of the reservoir, however, requires significant additional costs for preliminary hydroabrasive perforation, which significantly increases the cost of the preparatory work for hydraulic fracturing.
Известно устройство - пескоструйный перфоратор, состоящий из корпуса, узла насадок, в который входят насадка, держатель насадки и стопорное кольцо, хвостовик, заглушки, клапан перфоратора и клапан опрессовки труб (Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта.- М.: Недра, 1986, с.64). A device is known - a sandblasting punch consisting of a body, a nozzle assembly, which includes a nozzle, a nozzle holder and a retaining ring, a shank, plugs, a perforator valve and a pipe crimping valve (Usachev P.M. Hydraulic fracturing.- M .: Nedra, 1986, p. 64).
Недостатком известного перфоратора является сложность его изготовления, кроме того, необходимость смены клапанных шаров для проведения опрессовки колонны насосно-компрессорных труб и перфорации. A disadvantage of the known perforator is the complexity of its manufacture, in addition, the need to change valve balls for crimping the tubing string and perforation.
Наиболее близким аналогом устройства для создания трещины гидроразрыва является гидроабразивный перфоратор, содержащий полый цилиндрический корпус с насадками и втулку, размещенную в полости корпуса, со сквозным осевым каналом, седлом под клапанный шар и уплотнениями (SU, авт. св. 564409, кл. E 21 B 43/114, 1977). The closest analogue of the device for creating a hydraulic fracture is a waterjet perforator containing a hollow cylindrical body with nozzles and a sleeve located in the body cavity, with a through axial channel, a valve seat and seals (SU, ed. St. 564409, class E 21 B 43/114, 1977).
Известное устройство используется для многократного срабатывания, однако оно не позволяет исключить часть промежуточных операций при подготовке и проведении гидроразрыва пласта. Кроме того, известный гидроабразивный перфоратор имеет сложную конструкцию. The known device is used for multiple operations, however, it does not allow to exclude part of the intermediate operations in the preparation and conduct of hydraulic fracturing. In addition, the known waterjet perforator has a complex structure.
Технической задачей изобретения является существенное снижение затрат при создании в пласте локализованных по разрезу трещин гидроразрыва, в результате чего возможно интенсифицировать выработку отдельных интервалов и пропластков. An object of the invention is to significantly reduce costs when creating fractured localized fracture cracks in the formation, as a result of which it is possible to intensify the production of individual intervals and interlayers.
Снижение затрат достигается за счет исключения повторных спуско-подъемных и опрессовочных операций, а также промежуточных установок и извлечений клапанных шаров. Cost reduction is achieved by eliminating repeated tripping and crimping operations, as well as intermediate installations and valve ball retrievals.
Техническая задача решается в заявленном изобретении за счет применения гидроабразивного перфоратора специальной телескопической конструкции, который работает как перфоратор при свободной подвеске колонны насосно-компрессорных труб, а при ее частичной разгрузке на якоре пакера - как герметичный патрубок. The technical problem is solved in the claimed invention through the use of a waterjet puncher of a special telescopic design, which works as a punch with a free suspension of the tubing string, and when it is partially unloaded at the packer anchor, as a sealed pipe.
Поставленная техническая задача достигается тем, что в способе создания трещины гидроразрыва в заданном интервале пласта, заключающемся в том, что в скважину спускают гидроабразивный перфоратор с насадками и шаровым клапаном, устанавливают клапанный шар, опрессовывают колонну насосно-компрессорных труб, проводят прорезание перфорационных каналов, извлекают клапанный шар, спускают в скважину пакер, производят его посадку над пластом и затем - гидроразрыв пласта, спуск в скважину перфоратора и пакера осуществляют одновременно, при этом опрессовку колонны насосно-компрессорных труб проводят на давление гидроразрыва. The stated technical problem is achieved by the fact that in the method of creating a hydraulic fracture in a predetermined interval of the formation, namely, that a waterjet perforator with nozzles and a ball valve is lowered into the well, a valve ball is installed, the tubing string is pressed, the perforation channels are cut, the perforation channels are cut, removed valve ball, lower the packer into the well, make it land above the formation and then fracture the formation, lower the perforator and packer into the well at the same time, while the pressure testing of the tubing string is carried out at the fracturing pressure.
Это позволяет отказаться от промежуточных операций: установки опрессовочного клапанного шара в седло под насадками перфоратора, опрессовку колонны насосно-компрессорных труб на давление перфорации и извлечение опрессовочного клапанного шара. This eliminates the need for intermediate operations: installing a pressure testing valve ball in the seat under the perforator nozzles, crimping the tubing string to the perforation pressure and removing the pressure testing valve ball.
Задача решается также тем, что перфоратор размещают под пакером. The problem is also solved by the fact that the punch is placed under the packer.
Кроме того, возможен и другой вариант установки перфоратора для осуществления поставленной задачи. Он заключается в том, что перфоратор размещают над пакером. При этом пакер предварительно сажают над пластом для проведения опрессовки колонны насосно-компрессорных труб, затем срывают пакер, допускают перфоратор в заданный интервал пласта, после прорезания перфорационных каналов приподнимают пакер над пластом и повторно его сажают, в результате чего герметизируют насадки перфоратора для последующего проведения гидроразрыва пласта. In addition, there is another option for installing a hammer for the implementation of the task. It consists in the fact that the hammer is placed above the packer. In this case, the packer is preliminarily planted over the formation for crimping the tubing string, then the packer is torn off, a perforator is allowed at a predetermined interval of the formation, after cutting the perforation channels, the packer is lifted over the formation and re-planted, as a result of which the perforator nozzles are sealed for subsequent hydraulic fracturing layer.
Поставленная задача реализуется за счет того, что в устройство для создания трещины гидроразрыва в заданном интервале пласта, содержащем цилиндрический корпус с насадками и втулку, размещенную в полости корпуса, со сквозным осевым каналом, седлом под клапанный шар и уплотнениями, втулка выполнена с хвостовиком, выступающим за пределы корпуса и соединенным с пакером, при этом корпус и втулка связаны между собой шпоночным соединением для обеспечения поворота пакера при вращении колонны насосно-компрессорных труб. The task is realized due to the fact that the sleeve is made with a shank protruding into the device for creating a hydraulic fracture in a predetermined interval of the formation, containing a cylindrical body with nozzles and a sleeve located in the body cavity, with a through axial channel, a seat for the valve ball and seals outside the housing and connected to the packer, while the housing and the sleeve are interconnected by a key connection to ensure the rotation of the packer during rotation of the tubing string.
На фиг. 1 показан гидроабразивный перфоратор - устройство для создания трещины гидроразрыва в положении для прорезания перфорационных каналов; на фиг. 2 - при подготовке его к гидроразрыву в момент герметизации насадок. In FIG. 1 shows a waterjet perforator — a device for creating a fracture in a position for cutting perforation channels; in FIG. 2 - when preparing it for hydraulic fracturing at the time of sealing nozzles.
Гидроабразивный перфоратор-устройство для создания трещины гидроразрыва содержит полый цилиндрический корпус 1 с насадками 2, втулку 3, размещенную в полости корпуса 1, со сквозным осевым каналом 4, седлом 5 под клапанный шар 6 и уплотнениями 7. Втулка 3 выполнена с хвостовиком 8, выступающим за пределы корпуса 1 и снабженным соединительным элементом, например резьбой 9, для крепления пакера (на чертеже не показан). В корпусе 1 с противоположной от хвостовика 8 стороны выполнена резьба 11 для соединения перфоратора с колонной насосно-компрессорных труб. Hydroabrasive punch-device for creating hydraulic fractures contains a hollow cylindrical body 1 with nozzles 2, a sleeve 3 located in the cavity of the housing 1, with a through axial channel 4, a seat 5 for the valve ball 6 and seals 7. The sleeve 3 is made with a shank 8, protruding outside the housing 1 and provided with a connecting element, for example a thread 9, for mounting the packer (not shown). In the housing 1, on the opposite side from the shank 8, a thread 11 is made for connecting a perforator with a tubing string.
Корпус 1 и втулка 3 связаны между собой шпоночным соединением, шпоночный паз 12 которого выполнен, например, на боковой поверхности втулки 3, а шпонка 13 установлена в корпусе 1. The housing 1 and the sleeve 3 are interconnected by a keyway, the keyway 12 of which is made, for example, on the side surface of the sleeve 3, and the key 13 is installed in the housing 1.
Такое соединение обеспечивает свободное, возвратно-поступательное перемещение втулки 3 в полости корпуса 1 и поворот пакера при вращении колонны насосно-компрессорных труб за счет упора шпонки 13 в боковую поверхность паза 12. This connection provides free, reciprocating movement of the sleeve 3 in the cavity of the housing 1 and the rotation of the packer during rotation of the tubing string due to the stop key 13 in the side surface of the groove 12.
Способ осуществляется следующим образом. The method is as follows.
В скважину на насосно-компрессорных трубах спускают гидроабразивный перфоратор и пакер с якорем. Пакер соединен резьбовым соединением с хвостовиком 8 втулки 3 перфоратора. При этом перфоратор размещен над пакером. Пакер предварительно устанавливают над пластом и производят его посадку посредством частичной разгрузки колонны насосно-компрессорных труб на якоре пакера за счет ее вращения. A waterjet perforator and a packer with an anchor are lowered into the well on tubing. The packer is connected by a threaded connection to the shank 8 of the sleeve 3 of the hammer drill. In this case, the punch is located above the packer. The packer is pre-installed over the formation and planted by partially unloading the tubing string at the anchor of the packer due to its rotation.
Устанавливают универсальный клапанный шар 6 в седло 5 перфоратора и производят опрессовку колонны насосно-компрессорных труб на расчетное давление гидроразрыва с учетом запаса прочности. При опрессовке колонны насосно-компрессорных труб втулка 3 находится в крайнем верхнем положении, а клапанный шар 6 выполняет назначение опрессовочного. Install the universal valve ball 6 in the saddle 5 of the perforator and pressure test the string of tubing for the design fracture pressure, taking into account the margin of safety. When crimping a string of tubing, the sleeve 3 is in its highest position, and the valve ball 6 performs the purpose of the crimping.
После опрессовки срывают пакер, допускают перфоратор в заданный интервал продуктивного пласта и производят гидроабразивную перфорацию. При этом жидкость с абразивом (песком) под необходимым давлением поступает по насосно-компрессорным трубам в корпус 1 и прижимает клапанный шар 6 к каналу 4, перекрывая его. Втулка 3 при этом находится в крайнем нижнем положении и жидкость выходит через насадки 2, вскрывая продуктивный пласт. After crimping, the packer is torn off, a perforator is allowed in a predetermined interval of the reservoir and hydroabrasive perforation is performed. In this case, the liquid with the abrasive (sand) under the necessary pressure enters through the tubing into the housing 1 and presses the valve ball 6 to the channel 4, blocking it. The sleeve 3 is in its lowest position and the fluid exits through the nozzles 2, revealing the reservoir.
После прорезания перфорационных каналов обратной промывкой, извлекают клапанный шар 6. Приподнимают колонну насосно-компрессорных труб вместе с перфоратором и пакером до установки последнего над пластом и повторно сажают пакер. При этом втулка 3 перемещается в полости корпуса 1 вверх до упора шпонки 13 в торец паза 12 герметично перекрывая насадки 2. After cutting the perforation channels by backwashing, the valve ball is removed 6. The tubing string is lifted together with the perforator and packer until the latter is installed above the formation and the packer is re-planted. When this sleeve 3 moves in the cavity of the housing 1 up to the stop of the dowel 13 in the end of the groove 12 hermetically blocking the nozzle 2.
После проведения гидроразрыва закрывают устье скважины для деструкции геля, перераспределения давления в пласте и трещине и ее смыкания. After hydraulic fracturing, the wellhead is closed for gel destruction, pressure redistribution in the formation and fracture and its closure.
При установке перфоратора под пакером предварительную посадку пакера не производят. Такое размещение перфоратора относительно пакера применяют при достаточном для циркуляции зазоре между уплотнительными элементами пакера и обсадной колонной. When installing a perforator under the packer, the packer is not pre-planted. This placement of the punch relative to the packer is used with sufficient clearance for circulation between the packing elements of the packer and the casing.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108745A RU2123106C1 (en) | 1997-06-02 | 1997-06-02 | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU97108745A RU2123106C1 (en) | 1997-06-02 | 1997-06-02 | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2123106C1 true RU2123106C1 (en) | 1998-12-10 |
| RU97108745A RU97108745A (en) | 1999-05-20 |
Family
ID=20193400
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU97108745A RU2123106C1 (en) | 1997-06-02 | 1997-06-02 | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2123106C1 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7516792B2 (en) | 2002-09-23 | 2009-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remote intervention logic valving method and apparatus |
| CN101881150A (en) * | 2010-06-17 | 2010-11-10 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司 | Hydraulic cutting nozzle with residue filer device |
| CN102352746A (en) * | 2011-10-17 | 2012-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Diameter-reducing sleeve sliding sleeve |
| RU2455479C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for pressure test of tubing string |
| US8322422B2 (en) | 2006-06-26 | 2012-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of removing a device in an annulus |
| RU2638673C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for interval hydraulic fracturing of formation |
-
1997
- 1997-06-02 RU RU97108745A patent/RU2123106C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Временная инструкция по гидропескоструйному методу перфорации. - М.: ВНИИ, 1967, с. 2, 12 - 15. * |
| Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта. - М.: Недра, 1986, с. 64, 102. * |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7516792B2 (en) | 2002-09-23 | 2009-04-14 | Exxonmobil Upstream Research Company | Remote intervention logic valving method and apparatus |
| US8322422B2 (en) | 2006-06-26 | 2012-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of removing a device in an annulus |
| CN101881150A (en) * | 2010-06-17 | 2010-11-10 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司 | Hydraulic cutting nozzle with residue filer device |
| CN101881150B (en) * | 2010-06-17 | 2013-04-17 | 山西潞安环保能源开发股份有限公司 | Hydraulic cutting nozzle with residue filer device |
| RU2455479C1 (en) * | 2011-09-06 | 2012-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for pressure test of tubing string |
| CN102352746A (en) * | 2011-10-17 | 2012-02-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | Diameter-reducing sleeve sliding sleeve |
| CN102352746B (en) * | 2011-10-17 | 2014-06-04 | 中国石油天然气股份有限公司 | Diameter-reducing sleeve sliding sleeve |
| RU2638673C1 (en) * | 2016-11-10 | 2017-12-15 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for interval hydraulic fracturing of formation |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5103911A (en) | Method and apparatus for perforating a well liner and for fracturing a surrounding formation | |
| US5540282A (en) | Apparatus and method for completing/recompleting production wells | |
| US4951751A (en) | Diverting technique to stage fracturing treatments in horizontal wellbores | |
| RU2318116C2 (en) | Method and device for fissure creation in uncased wells | |
| US4498543A (en) | Method for placing a liner in a pressurized well | |
| US9970257B2 (en) | One-trip method of plugging a borehole for well abandonment | |
| US4813481A (en) | Expendable flapper valve | |
| US4484625A (en) | Well casing perforated zone washing apparatus | |
| US6186236B1 (en) | Multi-zone screenless well fracturing method and apparatus | |
| US2913051A (en) | Method and apparatus for completing oil wells and the like | |
| EA034040B1 (en) | Pressure equalization valve for a treatment tool | |
| US20090056951A1 (en) | Fluid loss control flapper valve | |
| GB2255794A (en) | Perforating and fracturing method for wells | |
| US7165611B2 (en) | Single trip perforation/packing method | |
| US3111988A (en) | Method for treating selected formations penetrated by a well | |
| RU2123106C1 (en) | Method of producing fissure by hydraulic fracture within preset interval of formation and device for its embodiment | |
| CA3159589A1 (en) | Method for treating intervals of a producing formation | |
| US7128157B2 (en) | Method and apparatus for treating a well | |
| CN113404458B (en) | Floating sealing device and pressurized workover treatment method for starting openable tool | |
| RU2196880C1 (en) | Method of well two-stage cementing | |
| RU2164290C2 (en) | Process of hydraulic seam fracture | |
| RU6836U1 (en) | DEVICE FOR CREATING A HYDRAULIC FRACTURE CRACK IN A SPECIFIED LAYER INTERVAL | |
| RU2055172C1 (en) | Method for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2165516C1 (en) | Process of termination of construction of wells and gear for its implementation | |
| RU2722750C1 (en) | Downhole filter with soluble element |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20070603 |