RU2221170C1 - Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment - Google Patents
Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2221170C1 RU2221170C1 RU2002129158/06A RU2002129158A RU2221170C1 RU 2221170 C1 RU2221170 C1 RU 2221170C1 RU 2002129158/06 A RU2002129158/06 A RU 2002129158/06A RU 2002129158 A RU2002129158 A RU 2002129158A RU 2221170 C1 RU2221170 C1 RU 2221170C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- jet pump
- reservoir
- well
- nozzle
- zone
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 title 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 33
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims abstract description 18
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 12
- 230000009471 action Effects 0.000 claims abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims abstract description 10
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 claims abstract description 5
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims abstract description 5
- 230000035939 shock Effects 0.000 claims abstract description 4
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 32
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 17
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 11
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 claims description 2
- 239000000686 essence Substances 0.000 claims 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 5
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 description 1
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 230000000881 depressing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000001052 transient effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/44—Component parts, details, or accessories not provided for in, or of interest apart from, groups F04F5/02 - F04F5/42
- F04F5/46—Arrangements of nozzles
- F04F5/464—Arrangements of nozzles with inversion of the direction of flow
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/54—Installations characterised by use of jet pumps, e.g. combinations of two or more jet pumps of different type
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Heterocyclic Carbon Compounds Containing A Hetero Ring Having Nitrogen And Oxygen As The Only Ring Hetero Atoms (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области насосной техники, преимущественно к скважинным насосным установкам для добычи нефти из скважин. The invention relates to the field of pumping technology, mainly to downhole pumping units for oil production from wells.
Известен способ работы струйной скважинной установки, включающий подачу по колонне насосно-компресссрных труб активной жидкой среды в сопло струйного аппарата, увлечение ею пассивной среды и смешение с ней с подачей смеси сред из скважины на поверхность (см., SU 1668646 А1, Е 21 В 43/27, 07.08.1991). A known method of operating a jet downhole installation, comprising supplying an active liquid medium to a nozzle of a jet apparatus through a tubing string, dragging a passive medium with it and mixing with it to supply a mixture of media from the well to the surface (see, SU 1668646 A1, E 21 B 43/27, 08/07/1991).
Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить откачку из скважины различных добываемых сред, например нефти с одновременной обработкой добываемой среды и прискважинной зоны продуктивного пласта, однако отсутствие в данном способе режимов воздействия на прискажинную зону пласта в ряде случаев сужает область использования данного способа работы. This method of operating a well jet device allows pumping various produced media from a well, for example, oil, while simultaneously treating the produced environment and the borehole zone of the reservoir, however, the absence of modes of action on the borehole formation zone in this method narrows the scope of this method of work in some cases.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является способ работы скважинной струйной установки при воздействии на прискважинную зону пласта, включающий установку в скважине на колонне насосно-компрессорных труб струйного насоса, подачу по колонне труб в сопло струйного насоса рабочей среды и создание за счет этого в подпакерной зоне регулируемого давления с возможностью проведения дренирования пласта (см. патент RU 2176336 С1, кл. F 04 F 5/02, 27.11.2001). The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a method of operating a well jet device when exposed to a borehole formation zone, including installing a jet pump in a well on a string of pump tubing, supplying a working medium through the pipe string to the nozzle of the jet pump and creating this in the sub-packer zone of controlled pressure with the possibility of draining the formation (see patent RU 2176336 C1, CL F 04 F 5/02, 11/27/2001).
Данный способ работы скважинной струйной установки позволяет проводить в скважине ниже уровня установки струйного насоса обработку пласта, в том числе с созданием перепада давлений над и под герметизирующим узлом. Однако данный способ работы не позволяет в полной мере использовать возможности скважинной струйной установки, что связано с недостаточной глубиной депрессии и длительным временем восстановления давления, особенно при низкой проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта. This method of operation of a downhole jet installation allows the formation to be processed in a well below the level of the jet pump installation, including creating a pressure differential above and below the sealing unit. However, this method of operation does not allow the full use of the capabilities of a downhole jet installation, which is associated with insufficient depth of depression and a long time to restore pressure, especially with low permeability of the borehole zone of the reservoir.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение надежности работы и производительности при проведении обработки продуктивного пласта и таким образом увеличение дебитов добывающих и приемистости нагнетательных скважин за счет восстановления проницаемости прискважинной зоны пласта. The problem to which the present invention is directed, is to increase the reliability and productivity during the processing of a productive formation and thus increase the production rates and injectivity of injection wells by restoring the permeability of the borehole formation zone.
Указанная задача решается за счет того, что способ работы скважинной струйной установки при гидродинамическом воздействии на прискважинную зону пласта заключается в том, что спускают в скважину установленные на колонне насосно-компрессорных труб хвостовик, пакер и струйный насос, устанавливают пакер и струйный насос над кровлей продуктивного пласта и производят распакеровку пакера, после чего с помощью насосного агрегата периодически подают рабочий агент в сопло струйного насоса (например, воду или нефть), причем работу струйного насоса осуществляют в следующем режиме: резко подают рабочий агент в сопло струйного насоса при заданном давлении насосного агрегата (Ра) и в течение нескольких секунд создают требуемую депрессию на продуктивный пласт (ΔP), поддерживают действие этой депрессии на пласт в течение от 2 до 20 мин (Δτд) путем постоянной подачи рабочего агента в сопло струйного насоса при заданном давлении насосного агрегата, затем скачкообразно восстанавливают гидростатическое давление столба жидкости, находящейся в скважине (Рг), за счет ее перетока через диффузор и канал подвода откачиваемого флюида в подпакерное пространство и организуют гидроудар, направленный в сторону продуктивного пласта, и срыв с места частиц кольтамонта, которые застряли в поровых каналах продуктивного пласта при движении в сторону скважины, путем резкого прекращения подачи рабочего агента в сопло струйного насоса, при этом устанавливают давление столба жидкости (Рг) больше пластового давления (Рпл), устанавливают время действия на прискважинную зону продуктивного пласта гидростатического давления столба жидкости (Δτг) не менее чем в 2 раза меньше времени депрессии, затем снова резко подают в сопло струйного насоса рабочий агент и повторяют описанный выше цикл воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта депрессии и гидростатического давления столба жидкости, причем количество циклов "депрессия + восстановление гидростатического давления" определяют по степени восстановления проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта путем периодического проведения контрольных замеров дебита скважины до и в процессе циклического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта, при этом если за два последних контрольных замера производительность скважины не увеличилась, то работу прекращают. This problem is solved due to the fact that the method of operating a well jet device with hydrodynamic effects on the borehole zone of a formation consists in lowering a liner, a packer and an jet pump installed on a tubing string, and installing a packer and an jet pump over the productive roof formation and unpacking the packer, then using the pump unit periodically serves the working agent in the nozzle of the jet pump (for example, water or oil), and the operation of the jet pump CAs are carried out in the following mode: the working agent is sharply fed into the nozzle of the jet pump at a given pressure of the pump unit (Ra) and within several seconds the required depression on the reservoir (ΔP) is created, the effect of this depression on the formation is maintained for 2 to 20 minutes (Δτd) by continuously supplying the working agent to the nozzle of the jet pump at a given pressure of the pumping unit, then the hydrostatic pressure of the column of fluid in the well (Rg) is abruptly restored due to its flow through the diffuser and the channel for supplying the pumped fluid into the under-packer space and organize a hydraulic shock directed towards the reservoir, and disruption of coltamont particles that are stuck in the pore channels of the reservoir while moving towards the well, by abruptly stopping the supply of the working agent to the jet pump nozzle, when this sets the pressure of the liquid column (Rg) greater than the reservoir pressure (Rpl), sets the time of action on the borehole zone of the reservoir of the hydrostatic pressure of the liquid column (Δτg) at least 2 times less than the depression time, then the working agent is again sharply fed into the nozzle of the jet pump and the above cycle of exposure of the borehole zone of the producing reservoir of depression and hydrostatic pressure of the liquid column is repeated, and the number of cycles "depression + restoration of hydrostatic pressure" is determined by the degree of restoration of permeability of the borehole zone of the reservoir by periodically conducting control measurements of the flow rate of the well before and during cyclic exposure to the near-well zone of the reservoir, while if the well productivity has not increased over the last two control measurements, then the work is stopped.
Наиболее оптимальное время контрольного замера (Δτк) составляет от 20 мин до 1 ч, контрольные замеры целесообразно проводить через каждые 10-30 циклов "депрессия + восстановление гидростатического давления " в зависимости от динамики восстановления производительности скважины. При необходимости возможно до и после гидродинамического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта проводить исследование профиля притока и состава поступающего из продуктивного плата флюида с помощью комплексного геофизического прибора, спускаемого на каротажном кабеле в зону продуктивного пласта через струйный насос, а также гидродинамические исследования в установившихся и неустановившихся режимах с помощью специальной функциональной вставки, установленной в проходном канале насоса. В пластах с высокой степенью загрязнения их прискважинной зоны совместно с гидродинамическим воздействием целесообразно проводить воздействие акустическими полями разной частоты и интенсивности с помощью излучателя ультразвука, спускаемого на каротажном кабеле через струйный насос в зону продуктивного пласта. В ряде случаев целесообразно после гидродинамического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта проводить его кислотную обработку путем закачки кислоты в продуктивный пласт через струйный насос, а потом снова повторить гидродинамическое воздействие. The most optimal time of control measurement (Δτк) is from 20 minutes to 1 hour, it is advisable to carry out control measurements every 10-30 cycles of "depression + restoration of hydrostatic pressure" depending on the dynamics of restoration of well productivity. If necessary, it is possible, before and after hydrodynamic impact on the borehole zone of the reservoir, to conduct an investigation of the inflow profile and composition of the fluid coming from the reservoir using a complex geophysical instrument, lowered through a wireline cable into the reservoir zone through a jet pump, as well as hydrodynamic studies in steady and unsteady modes using a special functional insert installed in the pump passage. In formations with a high degree of contamination of their near-wellbore zone together with hydrodynamic effects, it is advisable to conduct acoustic fields of different frequencies and intensities using an ultrasonic emitter, lowered on a wireline through a jet pump into the zone of the productive formation. In some cases, it is advisable after hydrodynamic impact on the borehole zone of the reservoir to carry out its acid treatment by pumping acid into the reservoir through the jet pump, and then repeat the hydrodynamic effect.
Анализ работы скважинной струйной установки показал, что надежность и эффективность работы установки можно повысить путем оптимизации последовательности действий при очистке прискважинной зоны пласта в скважинах. Analysis of the operation of a well jet installation showed that the reliability and efficiency of the installation can be improved by optimizing the sequence of actions when cleaning the borehole zone of a formation in wells.
Было выявлено, что указанная выше последовательность действий позволяет наиболее эффективно использовать скважинную струйную установку при обработке продуктивного пласта в ходе проведения работ по интенсификации притока нефти из продуктивного пласта путем повышения проницаемости неработающих и плохо работающих пропластков продуктивного пласта. Путем проведения контрольных замеров как перед проведением, так и в процессе проведения обработки можно вначале оценить техническое состояние скважины, свойства флюида, который добывают из скважины, состояние прискважинной зоны продуктивного пласта и выбрать режим обработки продуктивного пласта. По результатам изучения притока представляется возможность оценить качество обработки прискважинной зоны продуктивного пласта и выбрать режим эксплуатации скважины. Знакопеременное гидродинамическое воздействие на пласт с формированием гидравлического удара позволяет увеличить радиус и качество обработки прискважинной зоны пласта. При созданной депрессии струйный насос своевременно удаляет из продуктивного пласта засоряющие продуктивный пласт кольматирующие частицы, которые по затрубному пространству колонны труб с высокой скоростью выносятся на поверхность. Сочетание регулируемого, описанного выше, ступенчатого знакопеременного режима откачки путем изменения давления жидкой рабочей среды, подаваемой в сопло струйного насоса позволяет подобрать такой режим работы, при котором не только восстанавливается проницаемость ранее не работавших пропластков, но и повышается проницаемость ранее работавших пропластков, а следовательно, и приток добываемой среды (флюида) из продуктивных пропластков пласта. Было выявлено, что существенными для эффективного воздействия на пласт являются скачкообразный переход от депрессии на пласт к восстановлению гидростатического давления с циклическим повторением этой операции и превышение времени поддерживания депрессии на пласт по сравнению с временем гидростатического давления на пласт столба жидкой среды в скважине не менее чем в 2 раза, а время депрессии должно составлять от 2 до 20 мин. Также было выявлено, что количество указанных циклов гидродинамического воздействия на продуктивный пласт может быть определено по результатам контрольных замеров, что и определило возможность достижения качественной очистки прискважинной зоны пласта и своевременного прекращения работ. Таким образом данный способ работы позволяет эффективно проводить мероприятия по интенсификации дебита скважины, проводя при этом исследование и испытание скважины в различных режимах. В результате удалось в 1,5-2 раза увеличить коэффициент действующей толщины пласта за счет разрушения зоны кольматации в неработающих пропластках продуктивного пласта и, как следствие, в 1,2-1,6 раза ускорить проведение работ по повышению продуктивности скважины, причем существенно выравнивается профиль притока за счет полного охвата продуктивного пласта гидродинамическим воздействием по его толщине. Необходимо отметить, что описанная в изобретении последовательность действий позволяет постоянно контролировать ход работ по интенсификации притока добываемой из продуктивного пласта среды. В частности, полученные данные контрольных замеров позволяют получить объективную картину состояния прискважинной зоны продуктивного пласта в зависимости от проведенных работ по повышению ее проницаемости. It was revealed that the above sequence of actions allows the most efficient use of a downhole jet unit when treating a reservoir during work to intensify the influx of oil from the reservoir by increasing the permeability of idle and poorly functioning layers of the reservoir. By carrying out control measurements both before and during the treatment, it is possible to first assess the technical condition of the well, the properties of the fluid that is produced from the well, the condition of the borehole zone of the reservoir and select the mode of processing the reservoir. Based on the results of studying the inflow, it is possible to assess the quality of processing the near-wellbore zone of the reservoir and to select the mode of operation of the well. The alternating hydrodynamic effect on the formation with the formation of a hydraulic shock allows to increase the radius and quality of processing the borehole zone of the formation. With the created depression, the jet pump promptly removes clogging particles from the producing formation, which are clogged by the annular space of the pipe string and are brought to the surface at high speed. The combination of the regulated, described above, alternating pumping mode by changing the pressure of the liquid working medium supplied to the nozzle of the jet pump allows you to choose a mode of operation that not only restores the permeability of previously not working layers, but also increases the permeability of previously worked layers, and therefore and the influx of the produced medium (fluid) from the productive layers of the formation. It was found that a step-by-step transition from depression to the formation to the restoration of hydrostatic pressure with the cyclic repetition of this operation and the excess of the time of maintaining the depression on the formation in comparison with the time of hydrostatic pressure on the formation of a column of liquid medium in the well are not less than 2 times, and the time of depression should be from 2 to 20 minutes. It was also revealed that the number of indicated cycles of hydrodynamic effects on the reservoir can be determined by the results of control measurements, which determined the possibility of achieving high-quality cleaning of the borehole zone of the formation and timely termination of work. Thus, this method of work allows you to effectively carry out activities to intensify the flow rate of the well, while conducting research and testing of the well in various modes. As a result, it was possible to increase the coefficient of the effective thickness of the reservoir by a factor of 1.5–2 due to the destruction of the zone of clogging in idle layers of the productive formation and, as a result, to speed up the work to increase the productivity of the well by 1.2–1.6 times, and substantially equalizes inflow profile due to the full coverage of the reservoir by hydrodynamic effects along its thickness. It should be noted that the sequence of actions described in the invention allows you to constantly monitor the progress of work to intensify the influx of the environment extracted from the reservoir. In particular, the obtained control measurements provide an objective picture of the state of the borehole zone of the reservoir, depending on the work carried out to increase its permeability.
Таким образом, достигнуто выполнение поставленной задачи - повышение надежности работы и производительности при проведении обработки прискважинной зоны продуктивного пласта. Thus, the accomplishment of the task has been achieved - improving the reliability of work and productivity during the processing of the borehole zone of the reservoir.
На чертеже представлен продольный разрез скважинной струйной установки для реализации описываемого способа работы. Скважинная струйная установка содержит смонтированные на колонне труб 1 снизу-вверх входную воронку 2 с хвостовиком 3, пакер 4 с выполненным в нем центральным каналом 5 и струйный насос 6, в корпусе 7 которого установлены активное сопло 8 и камера смешения с диффузором 9, а также выполнены канал подвода рабочего агента 10, канал 11 подвода откачиваемого из скважины флюида и ступенчатый проходной канал 12 с посадочным местом 13 между ступенями. При этом в ступенчатом проходном канале 12 предусмотрена возможность установки герметизирующего узла 14, который подвижно размещен на каротажном кабеле или проволоке 15 выше наконечника 16 для подсоединения приемника-преобразователя физических полей 17. Выход струйного насоса 6 подключен к затрубному пространству скважины (колонны труб 1). Сопло 8 струйного насоса 6 через канал подвода рабочего агента 10 подключено к внутренней полости колонны труб 1 выше герметизирующего узла 14 и канал 11 для подвода откачиваемого из скважины флюида подключен к внутренней полости колонны труб 1 ниже герметизирующего узла 14. The drawing shows a longitudinal section of a downhole jet unit for implementing the described method of operation. The downhole jet installation comprises an inlet funnel 2 with a liner 3 mounted on a pipe string 1 from bottom to top, a packer 4 with a central channel 5 formed therein, and a jet pump 6, in the housing 7 of which an active nozzle 8 and a mixing chamber with a diffuser 9 are installed, and a supply channel for the working agent 10, a channel 11 for supplying the fluid pumped out of the well, and a step-through passage channel 12 with a seat 13 between the steps are made. At the same time, in the stepped passage channel 12, it is possible to install a sealing assembly 14, which is movably placed on the wireline or wire 15 above the tip 16 for connecting the receiver-transducer of the physical fields 17. The output of the jet pump 6 is connected to the annulus of the well (pipe string 1). The nozzle 8 of the jet pump 6 through the supply channel of the working agent 10 is connected to the inner cavity of the pipe string 1 above the sealing unit 14 and the channel 11 for supplying the fluid pumped out of the well is connected to the internal cavity of the pipe string 1 below the sealing unit 14.
Способ работы скважинной струйной установки при воздействии на прискважинную зону пласта заключается в том, что спускают в скважину установленные на колонне насосно-компрессоных труб 1 воронку 2 с хвостовиком 3, пакер 4 и струйный насос 6. Устанавливают пакер 4 и струйный насос 6 над кровлей продуктивного пласта 18 и производят распакеровку пакера 4. После чего с помощью насосного агрегата (не показан) периодически подают рабочий агент в сопло 8 струйного насоса 6 (например, воду или нефть), причем работу струйного насоса 6 осуществляют в следующем режиме: резко подают рабочий агент в сопло 8 струйного насоса 6 при заданном давлении насосного агрегата (Ра) и в течение нескольких секунд создают требуемую депрессию на продуктивный пласт 18 (ΔP=Рпл-Рз, где Рз - забойное давление и Рпл - пластовое давление). Путем постоянной подачи рабочего агента в сопло 8 струйного насоса 6 при заданном давлении насосного агрегата поддерживают действие этой депрессии на продуктивный пласт 18 в течение от 2 до 20 мин (Δτд). Затем резко прекращают подачу рабочего агента в сопло 8 струйного насоса 6, что приводит к скачкообразному восстановлению гидростатического давления столба жидкости, находящейся в скважине (Рг), за счет ее перетока через диффузор 9 и канал 11 подвода откачиваемого флюида в подпакерное пространство. При этом устанавливают давление столба жидкости (Рг) больше пластового давления (Рпл), и таким образом, организуют гидроудар, направленный в сторону продуктивного пласта 18 (ΔR=Рг-Рпл, где ΔR - величина репрессии на пласт рабочей жидкости), и срыв с места частиц кольтамонта, которые застряли в поровых каналах продуктивного пласта 18 при движении в сторону скважины. Время действия на прискважинную зону продуктивного пласта 18 гидростатического давления столба жидкости (Δτг) не менее чем в 2 раза меньше времени депрессии. Затем снова резко подают в сопло 8 струйного насоса 6 рабочий агент и повторяют описанный выше цикл воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта 18 депрессии и гидростатического давления столба жидкости, причем количество циклов "депрессия + восстановление гидростатического давления" определяют по степени восстановления проницаемости прискважинной зоны продуктивного пласта 18 путем периодического проведения контрольных замеров дебита скважины до и в процессе циклического воздействия на прискважинную зону продуктивного пласта 18. При этом, если за два последних контрольных замера производительность скважины не увеличилась, то работу прекращают. The method of operation of a well jet device when acting on the near-wellbore zone of the formation consists in lowering a funnel 2 with a liner 3, a packer 4 and a jet pump 6 installed on a column of tubing 1, a packer 4 and an jet pump 6. Install the packer 4 and the jet pump 6 above the productive roof formation 18 and unpack the packer 4. Then, using a pumping unit (not shown), the working agent is periodically fed into the nozzle 8 of the jet pump 6 (for example, water or oil), and the operation of the jet pump 6 is carried out in the following m mode: sharply feed the working agent into the nozzle 8 of the jet pump 6 at a given pressure of the pump unit (Ra) and within a few seconds create the required depression on the reservoir 18 (ΔP = Rpl-Rz, where Rz is the bottomhole pressure and Rpl is the reservoir pressure ) By continuously supplying the working agent to the nozzle 8 of the jet pump 6 at a given pressure of the pump unit, the effect of this depression on the reservoir 18 is maintained for 2 to 20 minutes (Δτd). Then, the supply of the working agent to the nozzle 8 of the jet pump 6 is sharply stopped, which leads to an abrupt restoration of the hydrostatic pressure of the liquid column in the well (Pr) due to its flow through the diffuser 9 and the channel 11 for supplying the pumped fluid into the under-packer space. In this case, the pressure of the liquid column (Rg) is greater than the reservoir pressure (Rpl), and thus, a water hammer is directed towards the reservoir 18 (ΔR = Rg-Rpl, where ΔR is the amount of repression on the reservoir of the working fluid) and places coltamont particles that are stuck in the pore channels of the reservoir 18 when moving towards the well. The time of action on the borehole zone of the reservoir 18 of the hydrostatic pressure of the liquid column (Δτg) is not less than 2 times less than the time of depression. Then, the working agent is again sharply fed into the nozzle 8 of the jet pump 6 and the above-described cycle of depressing the depression and hydrostatic pressure of the liquid column on the borehole zone of the productive formation 18 is repeated, and the number of “depression + hydrostatic pressure recovery” cycles is determined by the degree of restoration of the permeability of the borehole zone of the producing formation 18 by periodically conducting control measurements of the flow rate of the well before and during cyclic impact on the borehole zone of the productive reservoir 18. At the same time that, if well productivity has not increased over the last two control measurements, the work stopped.
Если возникает необходимость в дополнительном обследовании скважины предусмотрена возможность размещения в скважине ниже струйного насоса 6 приемника-преобразователя физических полей 17. Для этого герметизирующий узел 14 подвижно размещен на каротажном кабеле или проволоке 15 выше наконечника 16 для подсоединения комплексного геофизического прибора, например, приемника-преобразователя физических полей 17 или функциональной вставки (на чертеже не показана) для гидродинамических исследований пласта в неустановившихся режимах. If there is a need for additional inspection of the well, it is possible to place physical fields 17 in the well below the jet pump 6 of the transducer-receiver. For this, the sealing unit 14 is movably placed on the wireline or wire 15 above the tip 16 for connecting a complex geophysical device, for example, a transducer physical fields 17 or a functional insert (not shown in the drawing) for hydrodynamic studies of the formation in transient modes.
Если возникает необходимость комплексного воздействия на прискважинную зону пласта, на каротажном кабеле в скважину вместе с герметизирующим узлом 14 спускают излучатель ультразвука, а также возможна закачка в продуктивный пласт кислотного раствора через струйный насос 6, что позволяет в сочетании с гидродинамическим воздействием усилить воздействие на продуктивный пласт 18. If there is a need for a complex effect on the borehole zone of the formation, the ultrasonic emitter is lowered along with the sealing unit 14 on the well cable and the acid solution can be injected into the reservoir through the jet pump 6, which, in combination with hydrodynamic action, can enhance the effect on the reservoir 18.
Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности при освоении скважин после бурения или при их подземном ремонте с целью интенсификации дебитов углеводородов или увеличения приемистости нагнетательных скважин. The present invention can be used in the oil and gas industry for well development after drilling or for their underground repair in order to intensify hydrocarbon production or increase the injectivity of injection wells.
Claims (5)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002129158/06A RU2221170C1 (en) | 2002-10-31 | 2002-10-31 | Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment |
| AU2003257741A AU2003257741A1 (en) | 2002-10-31 | 2003-07-22 | Well jet device operating method associated with hydrodynamic action performed on a well bore zone |
| PCT/RU2003/000323 WO2004040146A1 (en) | 2002-10-31 | 2003-07-22 | Well jet device operating method associated with hydrodynamic action performed on a well bore zone |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2002129158/06A RU2221170C1 (en) | 2002-10-31 | 2002-10-31 | Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2221170C1 true RU2221170C1 (en) | 2004-01-10 |
| RU2002129158A RU2002129158A (en) | 2004-04-27 |
Family
ID=32091792
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2002129158/06A RU2221170C1 (en) | 2002-10-31 | 2002-10-31 | Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU2003257741A1 (en) |
| RU (1) | RU2221170C1 (en) |
| WO (1) | WO2004040146A1 (en) |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4293283A (en) * | 1977-06-06 | 1981-10-06 | Roeder George K | Jet with variable throat areas using a deflector |
| US4744730A (en) * | 1986-03-27 | 1988-05-17 | Roeder George K | Downhole jet pump with multiple nozzles axially aligned with venturi for producing fluid from boreholes |
| SU1668646A1 (en) * | 1988-10-18 | 1991-08-07 | Ивано-Франковский Институт Нефти И Газа | Acid treatment of producing formation |
| RU2176336C1 (en) * | 2000-10-30 | 2001-11-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method for operation of pump-ejector well unit |
-
2002
- 2002-10-31 RU RU2002129158/06A patent/RU2221170C1/en not_active IP Right Cessation
-
2003
- 2003-07-22 WO PCT/RU2003/000323 patent/WO2004040146A1/en not_active Application Discontinuation
- 2003-07-22 AU AU2003257741A patent/AU2003257741A1/en not_active Abandoned
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2003257741A1 (en) | 2004-05-25 |
| WO2004040146A1 (en) | 2004-05-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2588916C (en) | Method for operating a well jet device in the conditions of a formation hydraulic fracturing | |
| US20080264634A1 (en) | Well Jet Device and the Operating Method Thereof | |
| RU2303172C1 (en) | Well jet plant and its operation method | |
| EA015740B1 (en) | Well jet device | |
| RU2310103C1 (en) | Method for operation of well jet plant during hydro-fracturing of multi-bed formations of hydrocarbons | |
| EA005687B1 (en) | Method for operating a well jet device during cleaning of the downhole area of a formation and device for carrying out said method | |
| RU2473821C1 (en) | Borehole jetting unit for hydrofrac and well tests | |
| RU2246049C1 (en) | Well pumping unit for operation in horizontal wells | |
| CA2410267C (en) | Operation mode of an oil well pumping unit for well development and device for performing said operation mode | |
| RU2221170C1 (en) | Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment | |
| RU2222717C1 (en) | Well jet plant for alternating hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
| RU2222716C1 (en) | Method of operation of well jet plant at hydrodynamic bottom hole zone treatment | |
| EA005510B1 (en) | Well jet device for testing and studying formations and the operating method thereof | |
| RU2213277C1 (en) | Method of operation of well jet pumping unit in formation perforation | |
| US7549478B2 (en) | Well jet device and the operating method thereof | |
| CA2545395A1 (en) | Well jet device for logging horizontal wells and the operating method thereof | |
| RU2181167C1 (en) | Jet plant for completion of wells and postcompletion tests | |
| RU2222713C1 (en) | Method of operation of pump-ejector impulse well plant | |
| RU2205993C1 (en) | Method of operation of oil-well jet plant at hydraulic fracturing of formation | |
| RU2260717C1 (en) | Method of operation of well jet plant at hydrodynamic tests of wells | |
| RU2206801C1 (en) | Way of operation of down-hole jet-type plant in process of acidic treatment of formation | |
| RU2205992C1 (en) | Oil-well jet plant for hydraulic fracturing of formation | |
| RU2089755C1 (en) | Oil-well jet pumping unit | |
| RU2206802C1 (en) | Method of operation of bottom-hole plant of jet type in process of cleaning of formation zone near well by ultrasound | |
| RU2206803C1 (en) | Bottom-hole jet-type plant for ultrasound stimulation of bed |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20051118 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20091101 |