RU2485299C1 - Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation - Google Patents
Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2485299C1 RU2485299C1 RU2011152236/03A RU2011152236A RU2485299C1 RU 2485299 C1 RU2485299 C1 RU 2485299C1 RU 2011152236/03 A RU2011152236/03 A RU 2011152236/03A RU 2011152236 A RU2011152236 A RU 2011152236A RU 2485299 C1 RU2485299 C1 RU 2485299C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- support sleeve
- housing
- jet pump
- channel
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 68
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 72
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 34
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 19
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 16
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 27
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 14
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 11
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 230000009471 action Effects 0.000 claims description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 3
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 claims description 2
- 238000004078 waterproofing Methods 0.000 claims description 2
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 claims 2
- 239000004568 cement Substances 0.000 claims 1
- 239000002002 slurry Substances 0.000 claims 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 abstract 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 abstract 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000007792 addition Methods 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000026058 directional locomotion Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000004080 punching Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для восстановления и увеличения производительности призабойной зоны пласта с использованием специального гидродинамического оборудования.The invention relates to the oil industry and can be used to restore and increase the productivity of the bottomhole formation zone using special hydrodynamic equipment.
Известен способ работы струйной установки при проведении скважинных работ (RU №2287095, 10.11.2006), согласно которому в скважину на колонне насосно-компрессорных труб опускают корпус с перепускными окнами и установленной в ней подпружиненной опорной втулкой. Изолируют межтрубное пространство выше кровли продуктивного пласта. Затем с помощью канатной техники опускают струйный насос в опорную втулку совместно с приборами регистрации. Через межтрубное пространство подают рабочую жидкость в перепускные окна, смещают вниз опорную втулку и открывают вход в сопло струйного насоса. Создают регулируемую депрессию на забое скважины и откачивают пластовую среду с регистрацией физических параметров. Извлекают струйный насос из скважины, проводят акустическое воздействие, закачивают химические реагенты и другие технологические жидкости в пласт.A known method of operation of an inkjet installation during downhole operations (RU No. 2287095, 10.11.2006), according to which a housing with bypass windows and a spring loaded support sleeve installed in it is lowered into the well on the tubing string. The annulus above the roof of the reservoir is isolated. Then, using the cable technique, the jet pump is lowered into the support sleeve together with the registration devices. Through the annular space serves the working fluid in the bypass windows, shift the support sleeve down and open the entrance to the nozzle of the jet pump. Create an adjustable depression at the bottom of the well and pump out the reservoir medium with the registration of physical parameters. The jet pump is removed from the well, the acoustic effect is carried out, chemical reagents and other technological fluids are pumped into the formation.
Из этого же патента известно устройство скважинной струйной установки, содержащей колонну насосно-компрессорных труб с установленным на ней корпусом с перепускными окнами и подпружиненной опорной втулкой с перепускными отверстиями, фланцем и седлом для установки вкладыша со струйным насосом. Вкладыш со струйным насосом снабжен каналом подвода активной среды в сопло струйного насоса и каналом подвода откачиваемой среды. В нижнем положении опорной втулки канал подвода активной среды сообщен с окружающим корпус пространством через перепускные отверстия и перепускные окна, а в верхнем положении перепускные окна корпуса перекрыты стенкой опорной втулки.From the same patent, a well jet device is known, comprising a tubing string with a body mounted on it with bypass windows and a spring-loaded support sleeve with bypass holes, a flange and a saddle for installing a liner with a jet pump. The liner with the jet pump is equipped with a channel for supplying an active medium to the nozzle of the jet pump and a channel for supplying a pumped medium. In the lower position of the support sleeve, the active medium supply channel is in communication with the space surrounding the housing through the bypass holes and the bypass windows, and in the upper position, the bypass windows of the housing are blocked by the wall of the support sleeve.
Способ и устройство для его осуществления позволяют проводить измерения на забое в режиме регулируемой депрессии и проводить различные исследовательские работы, ремонт и освоение скважин. К недостаткам при ремонте и освоении можно отнести ненадежную фиксацию опорной втулки в корпусе и неэффективную герметизацию межтрубного пространства перепускными окнами от избыточного давления при закачке жидкости в пласт. Подача рабочей жидкости через межтрубное пространство в сопло струйного насоса ограничивает способ применения установки по давлению, действующего на обсадную колонну, что снижает величину производительности по откачиванию пластовой среды.The method and device for its implementation allow to measure on the face in a controlled depression mode and carry out various research work, repair and development of wells. The disadvantages in the repair and development include the unreliable fixation of the support sleeve in the housing and the inefficient sealing of the annulus by overflow windows from excessive pressure when injecting fluid into the reservoir. The supply of working fluid through the annulus to the nozzle of the jet pump limits the method of applying a pressure installation acting on the casing, which reduces the productivity of pumping the formation fluid.
В наиболее близком изобретении (RU №2287723, 20.11.2006) указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в способе обработки продуктивного пласта с помощью скважинной струйной установки на колонне труб спускают в скважину корпус с выходным каналом, в котором установлен струйный насос и который закрыт опорной втулкой с седлом, изоляцию межтрубного пространства от внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб выше кровли продуктивного пласта, закачку химических реагентов в продуктивный пласт. Устанавливают в седло опорной втулки технологическую вставку, смещают ее и проводят дренирование скважины с удалением из пласта продуктов реакции при регулируемой с помощью струйного насоса депрессией и периодическим замером дебитов и непрерывной регистрацией забойного давления. Вновь меняют вставку, проводят повторное дренирование и регистрируют кривую восстановления забойного давления.In the closest invention (RU No. 2287723, 11/20/2006) this problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that in the method of processing a productive formation using a downhole jet installation on a pipe string, a housing with an outlet channel in which it is installed is lowered a jet pump and which is closed by a support sleeve with a saddle, isolation of the annular space from the internal volume of the tubing string above the roof of the reservoir, injection of chemicals into the reservoir. A technological insert is installed in the saddle of the support sleeve, it is displaced, and the well is drained to remove reaction products from the formation with depression controlled by a jet pump and periodically measuring flow rates and continuously recording bottom-hole pressure. The insert is again changed, repeated drainage is carried out, and the bottomhole pressure recovery curve is recorded.
Наиболее близкой к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинная струйная установка из того же патента, содержащая спускаемые в скважину пакер и корпус со струйным насосом, каналом подвода откачиваемой среды, канал подвода рабочей среды в сопло и выходом из диффузора в межтрубное пространство. В корпусе установлена опорная втулка, подпружиненная относительно корпуса, с седлом для сменных вставок и перепускными отверстиями. В верхнем положении опорной втулки каналы подвода рабочей и откачиваемой среды перекрыты последней, а в нижнем положении опорной втулки ее верхний торец расположен ниже входного отверстия в канал подвода рабочей среды, при этом перепускные отверстия опорной втулки сообщены с входом в канал откачиваемой из скважины среды.The closest to the invention in technical essence and the achieved result is a downhole jet installation from the same patent, containing a packer lowered into the well with a jet pump, a channel for supplying a pumped medium, a channel for supplying a working medium to the nozzle and exit from the diffuser into the annulus. A support sleeve is installed in the housing, spring loaded relative to the housing, with a saddle for interchangeable inserts and bypass holes. In the upper position of the support sleeve, the channels for supplying the working and pumped medium are blocked by the latter, and in the lower position of the supporting sleeve its upper end is located below the inlet to the channel for supplying the working medium, while the bypass holes of the supporting sleeve are in communication with the entrance to the channel of the medium pumped out of the well.
Способ обработки продуктивного пласта и устройство для его осуществления предназначены для интенсивного воздействия за счет подачи под большим давлением химических реагентов по колонне труб и закачке их в пласт, а также возможности осуществления высоких напорных режимов при работе струйного насоса, что обеспечивает достижение значительной производительности по откачке пластовой жидкости. Однако процесс дренирования с откачкой жидкости из пласта приостанавливается для замены технологических вставок, выполняющих ограниченные технологические операции. Выполнение струйного насоса в теле корпуса, который спускают в скважину, увеличивает геометрические параметры установки и ограничивает применение в скважинах, имеющих небольшие диаметры, а использование каротажного кабеля ограничивает ее применение в наклонных и горизонтальных скважинах. Неустойчивое положение опорной втулки вверху при движении жидкости через нее приводит к непроизвольной разгерметизации межтрубного пространства и воздействию избыточного давления на обсадную колонну.The method of treating a productive formation and a device for its implementation are intended for intensive exposure due to the supply of chemical reagents through a pipe string and pumping them into the formation under high pressure, as well as the possibility of implementing high pressure modes during the operation of a jet pump, which ensures significant productivity in pumping a formation liquids. However, the drainage process with pumping fluid from the reservoir is suspended to replace technological inserts that perform limited technological operations. The execution of a jet pump in the body of the body, which is lowered into the well, increases the geometric parameters of the installation and limits its use in wells with small diameters, and the use of a wireline limits its use in deviated and horizontal wells. The unstable position of the support sleeve at the top when the fluid moves through it leads to involuntary leakage of the annulus and the effect of excessive pressure on the casing.
Задачей изобретения является повышение эффективности работы устройства при увеличении надежности, а также расширение технологических возможностей и условий эксплуатации установки в различных типах скважин с целью освоения, восстановления и увеличения производительности.The objective of the invention is to increase the efficiency of the device while increasing reliability, as well as expanding the technological capabilities and operating conditions of the installation in various types of wells in order to develop, restore and increase productivity.
В части способа обработки призабойной зоны пласта решение задачи достигается тем, что в известном способе, включающем спуск в скважину корпуса с каналом для сообщения с межтрубным пространством, закрытым опорной втулкой, изоляцию межтрубного пространства от внутреннего объема колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) выше кровли продуктивного пласта, закачку технологических жидкостей в продуктивный пласт, создание депрессии и откачку пластовой среды при регулируемом с помощью струйного насоса забойном давлении, согласно изобретению, ниже корпуса устанавливают регулятор расхода, рабочую жидкость закачивают через опорную втулку и регулятор расхода, регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой определяют объем рабочей жидкости для продавки в пласт технологических жидкостей, затем через опорную втулку и регулятор расхода закачивают технологические жидкости в пласт и продавливают вышеопределенным объемом рабочей жидкости, при этом регистрируют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой устанавливают диаметры сопла и камеры смешения струйного насоса для достижения оптимальной производительности при откачке пластовой среды, затем спускают в скважину струйный насос и откачивают жидкость из пласта.In terms of the method of processing the bottom-hole zone of the formation, the problem is achieved by the fact that in the known method, including the descent into the well of the body with a channel for communication with the annular space closed by the support sleeve, isolation of the annular space from the internal volume of the tubing string above the roof reservoir, pumping process fluids into the reservoir, creating depression and pumping the reservoir fluid with a bottomhole pressure controlled by a jet pump, according to the invention, The flow regulator is installed next to the housing, the working fluid is pumped through the support sleeve and the flow control, the injectivity of the bottomhole formation zone is recorded, the volume of which is used to determine the volume of the working fluid for transferring the process fluids into the formation, then the process fluids are pumped into the formation through the support sleeve and the flow regulator and forced the predetermined volume of the working fluid, while the injectivity of the bottom-hole formation zone is recorded, the magnitude of which sets the diameters of the nozzle and chamber mixing the jet pump to achieve optimal performance when pumping the formation medium, then lower the jet pump into the well and pump out the fluid from the formation.
При недостаточной приемистости призабойной зоны пласта, необходимой для закачки технологических жидкостей, целесообразно, с целью разрушения кольматанта, заполняемого поровое пространство призабойной зоны и снижающего его проницаемость, произвести упругое воздействие в интервале продуктивного пласта.With insufficient injectivity of the bottomhole formation zone, which is necessary for pumping process fluids, it is advisable, with the aim of destroying the mud, filling the pore space of the bottomhole zone and reducing its permeability, to produce an elastic effect in the interval of the reservoir.
Депрессию возможно регулировать напором, создаваемым при подаче рабочей жидкости насосным агрегатом в сопло струйного насоса, а также при прекращении ее подачи. В некоторых случаях при прекращении подачи рабочей жидкости на сопло струйного насоса можно регистрировать восстановление забойного давления.Depression can be regulated by the pressure created when the pumping fluid was pumped into the nozzle of the jet pump, as well as when it was stopped. In some cases, when the supply of the working fluid to the nozzle of the jet pump is stopped, the recovery of bottomhole pressure can be recorded.
Иногда окончание обработки целесообразно проводить в режиме регулируемой депрессии с помощью снижения уровня жидкости в скважине.Sometimes it is advisable to complete the treatment in a controlled depression mode by lowering the level of fluid in the well.
В качестве технологических жидкостей можно использовать тампонажные составы для проведения водоизоляционных работ, жидкости глушения для поглощающих интервалов продуктивного пласта или жидкость гидроразрыва, кислотные растворы, нефтекислотные эмульсии и газожидкостные смеси, а в качестве рабочей жидкости использовать пластовую воду или товарную нефть.As technological fluids, grouting compositions for waterproofing, killing fluids for absorbing intervals of a productive formation or hydraulic fracturing fluid, acid solutions, oil-acid emulsions and gas-liquid mixtures can be used, and formation water or marketable oil can be used as a working fluid.
При недостаточно эффективном воздействии на призабойную зону пласта с помощью технологических жидкостей или пошаговом увеличении радиуса воздействия, или при переходах на другие интервалы пласта целесообразно закачку, а также извлечение пластовой среды, сформированной в процессе этого воздействия, производить в два и более цикла.In case of insufficiently effective impact on the bottom-hole zone of the formation using technological fluids or a step-by-step increase in the radius of the impact, or when switching to other intervals of the formation, it is advisable to inject, as well as extract the formation medium formed during this action in two or more cycles.
Спуск в скважину струйного насоса возможно производить с помощью канатной техники или в режиме свободного падения.It is possible to launch a jet pump into a well using cable technology or in the free fall mode.
Целесообразно ограничивать снижение забойного давления до определенной величины, при которой сохраняются эффективное сечение поровых каналов для дренирования пластовой среды и целостность обсадной колонны. При этом давление регулируют с помощью производительности струйного насоса и регулятора давления.It is advisable to limit the decrease in bottomhole pressure to a certain value at which the effective cross section of the pore channels for drainage of the reservoir medium and the integrity of the casing string are preserved. In this case, the pressure is regulated using the performance of the jet pump and pressure regulator.
В части устройства указанная задача решается тем, что в известной скважинной установке, содержащей спускаемые в скважину струйный насос и смонтированные на НКТ снизу вверх пакер и корпус с каналами для откачивания среды и для сообщения с межтрубным пространством, а также с установленной с возможностью осевого перемещения опорной втулкой с седлом и проходным каналом, при этом вход в канал для сообщения с межтрубным пространством перекрыт стенками опорной втулки в ее исходном верхнем положении, согласно изобретению, корпус дополнительно снабжен центральным каналом переменного диаметра с седлом в его верхней части, выполненным на меньшем диаметре, а на входе в корпус установлено седло корпуса, между этими седлами выполнена приемная камера, вход в канал для сообщения с межтрубным пространством выполнен в верхней части большего диаметра, а в его нижней части установлен стопор для ограничения хода опорной втулки вниз и дроссель для регулирования ее скорости, опорная втулка снабжена цилиндрической поверхностью переменного диаметра, соразмерной центральному каналу, с установленными на ней уплотнительными кольцами и седлом в верхней части, приемная камера и пространство под корпусом сообщены каналом для откачивания среды, спускаемый струйный насос состоит из корпуса, с установленными внутри соплом, камерой смешения и диффузором, а снаружи снабженного клапаном для седла корпуса, клапаном для седла центрального канала и клапаном для седла проходного канала, со стороны сопла корпус струйного насоса соединен с фильтром, в корпусе струйного насоса выполнены приемные окна между соплом и камерой смешения и выходные окна, сообщенные с диффузором, по крайней мере, один из трех клапанов выполнен неподвижным в осевом направление, ниже пакера с якорем установлен хвостовик с регулятором расхода с площадью проходного сечения меньшей, чем площадь сечения проходного канала.In the part of the device, this problem is solved by the fact that in a well-known well installation containing a jet pump lowered into the well and mounted on the tubing from bottom to top, a packer and a housing with channels for pumping out the medium and for communicating with the annulus, as well as with a support axial mounted a sleeve with a saddle and a passage channel, while the entrance to the channel for communication with the annular space is blocked by the walls of the support sleeve in its initial upper position, according to the invention, the housing is additionally equipped with a central channel of variable diameter with a saddle in its upper part made on a smaller diameter, and a body saddle is installed at the entrance to the body, a receiving chamber is made between these saddles, the channel entrance for communication with the annular space is made in the upper part of a larger diameter, and in a stopper is installed on its lower part to limit the support sleeve downward stroke and a throttle to control its speed; the support sleeve is provided with a cylindrical surface of variable diameter commensurate with the central channel, with O-rings and a saddle in the upper part mounted on it, the receiving chamber and the space under the casing are communicated with a channel for pumping out the medium, the descent jet pump consists of a casing with a nozzle, a mixing chamber and a diffuser installed inside, and a valve for the casing saddle, a valve for the seat of the central channel and the valve for the seat of the passage channel, from the nozzle side the jet pump housing is connected to the filter, receiving windows are made in the jet pump housing between the nozzle and the mixing chamber and the outlet At least one of the three valves is made stationary in the axial direction, below the packer with an anchor a shank with a flow regulator with a passage area smaller than the cross-sectional area of the passage channel is installed.
Для изоляции межтрубного пространства от внутреннего пространства НКТ опорную втулку фиксируют в верхнем положении с помощью срезаемой шпильки, установленной одновременно в корпусе и теле опорной втулки, при этом срезаемая часть шпильки может быть расположена в опорной втулке. Опорную втулку целесообразно удерживать с помощью пружины, установленной под опорной втулкой, в случае повторения режимов закачки и откачки. При повторении режимов откачки и закачки в пласт жидкостей перемещать опорную втулку с установленным в ней струйным насосом возможно с помощью изменения направления рабочего потока. Для этого целесообразно в проходном канале опорной втулки установить обратный клапан, при этом фиксировать опорную втулку в верхнем положении желательно с помощью шарикового фиксатора, когда шарик подпружинен и установлен одновременно в теле опорной втулки и в корпусе. Возврат в верхнее исходное положение при этом возможно осуществить и с помощью дополнительной пружины, установленной ниже опорной втулки.To isolate the annular space from the inner tubing space, the support sleeve is fixed in the upper position using a shear pin installed simultaneously in the body and body of the support sleeve, while the shear part of the pin can be located in the support sleeve. It is advisable to hold the support sleeve with the help of a spring installed under the support sleeve in case of repeated pumping and pumping modes. When repeating the modes of pumping and pumping liquids into the reservoir, it is possible to move the support sleeve with the jet pump installed in it by changing the direction of the working flow. To do this, it is advisable to install a check valve in the passage channel of the support sleeve, while fixing the support sleeve in the upper position is desirable using a ball retainer when the ball is spring-loaded and installed simultaneously in the body of the support sleeve and in the housing. It is possible to return to the upper initial position with the help of an additional spring installed below the support sleeve.
Целесообразно, чтобы между пакером с якорем и корпусом был установлен регулятор давления для регулирования максимальной величины депрессии.It is advisable that between the packer with the anchor and the housing was installed pressure regulator to control the maximum value of depression.
При прекращении откачивания пластовой среды и во избежание попадания жидкости обратно в пласт целесообразно установить обратный клапан в приемной камере корпуса, перекрывающего канал откачивания среды. В том случае когда решение о необходимости установки обратного клапана принимается в ходе обработки призабойной зоны пласта, целесообразно выполнить его на корпусе спускаемого струйного насоса, а в корпусе предварительно установить дополнительное седло выше седла для центрального канала, при этом выход канала для откачивания среды в приемную камеру выполнить между этими седлами. Для предварительного уплотнения целесообразно обратные клапаны устанавливать совместно с пружинамиWhen the pumping-out of the formation medium is stopped and in order to avoid liquid getting back into the formation, it is advisable to install a non-return valve in the receiving chamber of the housing blocking the channel for pumping out the medium. In the event that the decision about the need to install a check valve is made during processing of the bottom-hole zone of the formation, it is advisable to make it on the body of the descent jet pump, and in the case, pre-install an additional seat above the seat for the central channel, with the channel output for pumping the medium into the receiving chamber run between these saddles. For pre-compaction it is advisable to install check valves together with springs
Для записи текущих гидродинамических параметров целесообразно использовать спускаемый струйный насос совместно с установленным внизу автономным регистрирующим прибором, который присоединен к клапану для проходного канала и выполнен с внешним диаметром меньшим, чем диаметр проходного канала.To record the current hydrodynamic parameters, it is advisable to use a descent jet pump together with an autonomous recording device installed below, which is connected to the valve for the passage channel and is made with an external diameter smaller than the diameter of the passage channel.
В случае когда по окончании работ необходимо предупредить попадание скважинной жидкости в обработанную призабойную зону, целесообразно выше корпуса на НКТ установить, по крайней мере, одну пусковую муфту с обратным клапаном и с помощью, например, компрессора удалить жидкость из скважины.In the case when, at the end of work, it is necessary to prevent the ingress of well fluid into the treated bottom-hole zone, it is advisable to install at least one starting clutch with a check valve above the body on the tubing and, using, for example, a compressor, remove fluid from the well.
Установленный в хвостовике регулятор расхода целесообразно выполнить в виде гидродинамического генератора колебаний расхода, для совмещения функций поддержания среднего расхода с генерацией упругих колебаний, энергию которых концентрируют в интервале продуктивного пласта для дополнительного воздействия.The flow regulator installed in the liner is expediently performed in the form of a hydrodynamic generator of flow fluctuations, to combine the functions of maintaining the average flow with the generation of elastic vibrations, the energy of which is concentrated in the interval of the reservoir for additional exposure.
Целесообразно, чтобы на фильтре струйного насоса были установлены центраторы и наконечник для направленного движения корпуса струйного насоса внутри НКТ и для соединения с устройством канатной техники.It is advisable that centralizers and a tip be installed on the jet pump filter for directional movement of the jet pump housing inside the tubing and for connection to a cable technology device.
Для регулируемого и плавного спуска струйного насоса внутри НКТ, осуществляемого в режиме свободного падения, целесообразно установить на наконечнике обратный клапан в виде, например, диска с отверстиями, которые перекрываются при спуске струйного насоса и которые открываются при подаче рабочей жидкости на сопло.For controlled and smooth descent of the jet pump inside the tubing, carried out in free fall mode, it is advisable to install a check valve on the tip in the form of, for example, a disk with holes that overlap during the descent of the jet pump and which open when the working fluid is supplied to the nozzle.
Принципиальные различия известного и заявляемого изобретения, а также преимущества последнего заключаются в том, что технологические жидкости продавливают в пласт определенным объемом рабочей жидкости, величина которого рассчитывается с помощью программы, учитывающей, в частности, такие параметры, как время активности в породе пласта закачиваемых компонентов технологической жидкости, закачиваемый объем на погонный метр толщины пласта, приемистость и др. Это обеспечивает возможность предварительного расчета радиуса проникновения технологических жидкостей в призабойную зону пласта с учетом предварительной регистрации ее приемистости. Повторное определение приемистости в конце продавливания позволяет рассчитать оптимальную производительность струйного насоса по откачке пластовой среды из объема призабойной зоны и установить для этого сопло и камеру смешения с соответствующими диаметрами. Использование опорной втулки с цилиндрической поверхностью разного диаметра и с установленными на них уплотнительными кольцами обеспечивает надежную изоляцию обсадной колонны в межтрубном пространстве от избыточного давления рабочей жидкости. При этом устойчивое положение опорной втулки обеспечивается результирующей силой от действия давления на разные диаметры, которое появляется при прохождении рабочей жидкости через регулятор расхода. Регулируется скорость движения опорной втулки при установке струйного насоса и открытия канала для сообщения с межтрубным пространством. При этом обеспечивается управляемая установка подвижных клапанов на корпусе струйного насоса в соответствующие седла, а также надежная изоляция замыкаемых ими пространств.The fundamental differences between the known and claimed invention, as well as the advantages of the latter, are that process fluids are forced into the formation by a certain volume of working fluid, the value of which is calculated using a program that takes into account, in particular, such parameters as the time of activity of the injected technological components in the formation rock fluid, injected volume per linear meter of formation thickness, injectivity, etc. This provides the possibility of preliminary calculation of the penetration radius t hnologicheskih liquids in bottomhole formation zone, taking into account of the provisional registration of its pickup. Re-determination of the injectivity at the end of the punching allows you to calculate the optimal performance of the jet pump for pumping the formation medium from the volume of the bottomhole zone and install for this a nozzle and a mixing chamber with the corresponding diameters. The use of a support sleeve with a cylindrical surface of different diameters and with sealing rings installed on them ensures reliable isolation of the casing in the annulus from overpressure of the working fluid. In this case, the stable position of the support sleeve is provided by the resulting force from the action of pressure on different diameters, which appears when the working fluid passes through the flow regulator. The speed of the support sleeve is regulated when installing the jet pump and opening the channel for communication with the annulus. This ensures the controlled installation of movable valves on the jet pump housing in the corresponding seats, as well as reliable insulation of the spaces they close.
Указанные преимущества, а также особенности настоящего изобретения поясняются вариантом его выполнения со ссылками на прилагаемые чертежи.These advantages, as well as features of the present invention are illustrated by a variant of its implementation with reference to the accompanying drawings.
На фиг.1 дана схема скважинной установки при выполнении с дополнениями по факультативным признакам во время спуска струйного насоса. На фиг.2 дана схема скважинной установки во время работы струйного насоса.Figure 1 shows a diagram of a well installation when executed with additions on optional features during the descent of the jet pump. Figure 2 is a diagram of the downhole installation during operation of the jet pump.
Скважинная установка (фиг.1) содержит установленные и спущенные в скважину на НКТ 1 хвостовик 2, пакер с якорем 3, регулятор давления 4, корпус 5 и пусковую муфту с обратным клапаном 6. Корпус 5 содержит на входе седло 7 корпуса, центральный канал 8 с седлом 9, приемную камеру 10. Внизу центрального канала 8 установлены стопор 11 и дроссель 12, приемная камера 10 сообщена с пространством под корпусом 13 каналом 14 для откачивания среды, выше седла 9 центрального канала установлено седло 15 для обратного клапана, а для сообщения с межтрубным пространством установлен канал 16. В корпусе 5 установлена в верхнем положении опорная втулка 17 с проходным каналом 18, седлом 19 и уплотнительными кольцами 20, 21 на внешней поверхности переменного диаметра. Спускаемый внутри НКТ 1 струйный насос содержит корпус 22, внутри которого установлены сопло 23, камера смешения 24 и диффузор 25, а снаружи - подвижные клапан 26 для седла 7 корпуса и клапан 27 для седла 19 проходного канала, а также неподвижный клапан 28 для седла 9 центрального канала. Между соплом 23 и камерой смешения 24 выполнены приемные окна 29 и сообщенные с диффузором 25 окна 30. Корпус 22 струйного насоса снабжен обратным клапаном 31 и соединен с фильтром 32, на котором установлены центраторы 33 и наконечник 34, снабженный обратным клапаном 35. В хвостовике 2 установлен регулятор расхода 36.The downhole installation (Fig. 1) comprises a
Поскольку заявленный способ реализуется при работе заявляемой скважинной установки, то описание осуществления способа приведено при изложении раздела описания работы скважинной установки с дополнениями по факультативным признакам.Since the claimed method is implemented during the operation of the claimed downhole installation, a description of the implementation of the method is given when setting out the section describing the operation of the downhole installation with additions to optional features.
Скважинная установка работает следующим образом.Downhole installation works as follows.
Перед спуском струйного насоса в скважину закрывают устьевую задвижку выхода из межтрубного пространства и насосным агрегатом подают рабочую жидкость в пласт через опорную втулку 17 и регулятор расхода 36 для определения приемистости призабойной зоны пласта с учетом расходно-напорной характеристики регулятора расхода 36. По величине приемистости определяют объем рабочей жидкости для продавки в пласт технологических жидкостей, которые закачивают в НКТ 1. Устанавливают пакер с якорем 3 в рабочее положение выше кровли продуктивного пласта и через втулку 17 и регулятор расхода 36 закачивают технологические жидкости в пласт, а затем продавливают их необходимым объемом продавочной жидкости. При этом определяют приемистость призабойной зоны пласта, по величине которой устанавливают диаметры сопла 23 и камеры смешения 24 струйного насоса для достижения необходимой производительности по откачке пластовой среды. При продавливании технологических жидкостей в пласт через регулятор расхода 36 и проходной канал 18 опорной втулки 17 межтрубное пространство скважины изолировано от воздействия избыточного давления с помощью уплотнительных колец 20 и 21 опорной втулки 17, которая надежно удерживается в верхнем положении за счет разницы площадей ее внешних диаметров и создаваемого давления при движении жидкости через проходное сечение регулятора расхода 36. Останавливают закачку и спускают струйный насос в режиме свободного падения, который с помощью центраторов 33 и обратного клапана 35 на наконечнике 34 плавно опускается в корпус 5 до упора в седло 19 клапаном 27. При подаче насосным агрегатом рабочей жидкости в НКТ 1 создают давление на струйном насосе, который сдвигает опорную втулку 18 вниз до стопора 11, открывая вход в канал 16, при этом скорость движения регулирует проходное сечение дросселя 12. Корпус 22 струйного насоса фиксируется в корпусе 5 неподвижно за счет посадки в седло 9 неподвижного клапана 28 (фиг.2). При этом клапаны 26 и 27 за счет своей подвижности устанавливаются в соответствующих седлах 7 и 19, надежно герметизируя замыкаемые ими пространства. При дальнейшей подаче рабочая жидкость через обратный клапан 35 на наконечнике 34 попадает в фильтр 32, затем на сопло 23, в камеру смешения 24 и через диффузор 25 и выходные окна 30 поступает в канал 16 и далее по межтрубному пространству движется на устье скважины. Струя, вытекающая из сопла 23 и поступающая в камеру смешения 24, создает снижение давления, которое передается через приемные окна 29 в приемную камеру 10, а с помощью канала для откачивания среды 14 создает понижение давления в пространстве 13 под корпусом до интервала продуктивного пласта, вызывая приток пластовой среды в скважину. Откачиваемая среда далее поступает в хвостовик 2 через проходное сечение регулятора расхода 36. Затем среда поступает через хвостовик 2, пакер с якорем 3 и регулятор давления 4 в пространство 13 под корпусом. Двигаясь через канал 14, откачиваемая среда отжимает обратный клапан 31 от седла 15 и поступает через приемную камеру 10 и приемные окна 29 в камеру смешения 24 и, смешиваясь с рабочей жидкостью, поднимается на устье скважины. В случае когда производительность струйного насоса превысит производительность призабойной зоны при откачке пластовой среды, величина максимально допустимой депрессии ограничивается регулятором давления 4, настроенного перед спуском в скважину на величину перепада давления, при которой происходит стравливание жидкости из межтрубного пространства выше пакера 3, под пакерное пространство. При остановке подачи рабочей жидкости на сопло 23 и прекращении притока из пласта обратный клапан 31 опускается в седло 15 и предупреждает попадание в призабойную зону пласта жидкости, расположенной выше корпуса 5, одновременно поддерживая депрессию. При этих условиях происходит восстановление забойного давления до величины пластового давления и при наличии регистрирующего прибора, спущенного совместно со струйным насосом или предварительно установленного в хвостовике, производят запись текущих параметром на забое скважины. При необходимости уменьшить депрессию под пакером 3 или произвести репрессию рабочую жидкость подают по межтрубному пространству на регулятор давления 4, проходное сечение которого открывается при достижении расчетного давления, и производят закачку рабочей жидкости под пакер 3. В случае когда по окончании обработки недопустимо попадание рабочей жидкости в призабойную зону пласта, используют пусковые муфты 6 с обратными клапанами для удаления жидкости с помощью, например, компрессора.Before the jet pump is lowered into the well, the wellhead shutoff valve is closed and the pump unit serves the working fluid into the reservoir through the
Эффективность предложенного изобретения подтверждена опытными работами на скважине №168 Северо-Покурского месторождения. Скважиной вскрыт нефтеносный пласт АВ1 с температурой на забое 72°С, представленный в интервале перфорации 1814,4-1823,5 м глинизированными песчаными и алевролитовыми пропластками со средней проницаемостью 0,049 мкм2. До проведения обработки призабойной зоны (ОПЗ) пласта скважина эксплуатировалась с дебитом жидкости 26,0 м3/сут и обводненностью 75%; коэффициент продуктивности составлял 0,475 м3/сут·атм, пластовое давление - 12,0 МПа.The effectiveness of the proposed invention is confirmed by experimental work on well No. 168 of the Severo-Pokursky field. An AB1 oil-bearing formation with a bottom temperature of 72 ° C, represented in the perforation interval of 1814.4-1823.5 m with clay sand and siltstone interlayers with an average permeability of 0.049 μm 2, was opened by a well. Before the treatment of the bottom-hole zone (BHP) of the formation, the well was operated with a fluid rate of 26.0 m 3 / day and a water cut of 75%; productivity coefficient was 0.475 m 3 / day · atm, reservoir pressure - 12.0 MPa.
Для ОПЗ в скважину спустили на НКТ компоновку оборудования, состоящую из:For the SCR, the equipment layout consisting of:
- корпуса с опорной втулкой и каналом для сообщения с межтрубным пространством;- housing with a support sleeve and a channel for communication with the annular space;
- пакера с якорем;- packer with an anchor;
- хвостовика с регулятором расхода.- Shank with flow control.
В качестве рабочей жидкости использовали пластовую воду плотностью 1,013×103 кг/м3. В качестве технологической жидкости использовали раствор соляной кислоты - НС1 12% + ПАВ 1%. Пакер с якорем установлен в транспортном положении на глубине 1759 м, а хвостовик - на глубине 1819 м.As the working fluid used formation water with a density of 1.013 × 10 3 kg / m 3 . As a process liquid, a solution of hydrochloric acid —
Насосным агрегатом закачали в пласт рабочую жидкость через опорную втулку и регулятор расхода. При этом зарегистрировали приемистость, которая составила Q=100 м3/сут, при Р=8,0 МПа. Для закачки в пласт 5,5 м3 технологической жидкости, по программе, имеющейся у авторов, определили объем рабочей жидкости для продавки в пласт, который составил 7 м3. Закачали в НКТ технологическую жидкость, установили пакер с якорем в рабочее положение выше кровли пласта и продавили объемом 7 м3 рабочей жидкости через опорную втулку и регулятор расхода в пласт. По окончании продавки зарегистрировали приемистость призабойной зоны, которая составила Q=200 м3/сут, при Р=8,0 МПа. По программе, имеющейся у авторов, определили производительность (55 м3/сут) струйного насоса по откачке пластовой среды и диаметры сопла с камерой смешения - 4,8×10-3 м и 7,5×10-3 м соответственно. Сбросили струйный насос в НКТ с посадкой в седло опорной втулки. Произвели подачу рабочей жидкости в НКТ и вызвали циркуляцию через межтрубное пространство. В режиме регулируемой депрессии вызвали приток пластовой среды из пласта и определили его производительность, которая составила 45-50 м3/сут.Pumping fluid was pumped into the reservoir through the support sleeve and flow regulator. In this case, the injectivity was recorded, which amounted to Q = 100 m 3 / day, at P = 8.0 MPa. For the injection of 5.5 m 3 of process fluid into the reservoir, according to the program available to the authors, we determined the volume of working fluid for transfer into the reservoir, which amounted to 7 m 3 . The process fluid was pumped into the tubing, the packer with the anchor was installed in the working position above the top of the formation and the volume of 7 m 3 of working fluid was pushed through the support sleeve and the flow regulator into the formation. At the end of the sale, the injectivity of the bottom-hole zone was recorded, which amounted to Q = 200 m 3 / day, at P = 8.0 MPa. According to the program available to the authors, we determined the productivity (55 m 3 / day) of the jet pump for pumping the formation medium and the diameters of the nozzle with the mixing chamber — 4.8 × 10 -3 m and 7.5 × 10 -3 m, respectively. Dropped the jet pump in the tubing with landing in the saddle of the support sleeve. They supplied the working fluid to the tubing and caused circulation through the annulus. In the regime of controlled depression, an influx of the reservoir medium from the reservoir was caused and its productivity was determined, which amounted to 45-50 m 3 / day.
После ОПЗ скважина была пущена в эксплуатацию с устойчивым дебитом 53 м3/сут и обводненностью 59%; коэффициент продуктивности составляет 0,97 м3/сут·атм.After the SCR, the well was put into operation with a stable flow rate of 53 m 3 / day and a water cut of 59%; the coefficient of productivity is 0.97 m 3 / day · atm.
Claims (23)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011152236/03A RU2485299C1 (en) | 2011-12-21 | 2011-12-21 | Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation |
| PCT/RU2012/001046 WO2013095196A1 (en) | 2011-12-21 | 2012-12-11 | Method for the treatment of the face of a formation and borehole apparatus for implementing same |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011152236/03A RU2485299C1 (en) | 2011-12-21 | 2011-12-21 | Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2485299C1 true RU2485299C1 (en) | 2013-06-20 |
Family
ID=48668910
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011152236/03A RU2485299C1 (en) | 2011-12-21 | 2011-12-21 | Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2485299C1 (en) |
| WO (1) | WO2013095196A1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553798C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation development device |
Citations (7)
| 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 |
| RU2175718C2 (en) * | 1997-04-28 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл-Инжиниринг" | Equipment to treat face zone of pool and hydrodynamic generator of flow rate variations for it |
| RU2176336C1 (en) * | 2000-10-30 | 2001-11-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method for operation of pump-ejector well unit |
| RU2206730C1 (en) * | 2002-07-18 | 2003-06-20 | Карсей Руслан Дмитриевич | Method of pulse-jet stimulation of well and producing formation and device for method embodiment |
| RU2206801C1 (en) * | 2002-03-01 | 2003-06-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Way of operation of down-hole jet-type plant in process of acidic treatment of formation |
| RU2213859C2 (en) * | 2001-06-15 | 2003-10-10 | Апасов Тимергалей Кабирович | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone |
| RU2287723C1 (en) * | 2005-11-25 | 2006-11-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Jet well pump installation |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4726420A (en) * | 1986-02-27 | 1988-02-23 | Petro-Lift Development Corp. | Oil well pumping system |
| RU2191896C2 (en) * | 2000-04-13 | 2002-10-27 | Дыбленко Валерий Петрович | Method of treating bottom-hole formation zone |
| RU2303172C1 (en) * | 2006-03-22 | 2007-07-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Well jet plant and its operation method |
| RU2350742C1 (en) * | 2007-05-21 | 2009-03-27 | Олег Марсович Гарипов | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well |
-
2011
- 2011-12-21 RU RU2011152236/03A patent/RU2485299C1/en not_active IP Right Cessation
-
2012
- 2012-12-11 WO PCT/RU2012/001046 patent/WO2013095196A1/en active Application Filing
Patent Citations (7)
| 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 |
| RU2175718C2 (en) * | 1997-04-28 | 2001-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Ойл-Инжиниринг" | Equipment to treat face zone of pool and hydrodynamic generator of flow rate variations for it |
| RU2176336C1 (en) * | 2000-10-30 | 2001-11-27 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Method for operation of pump-ejector well unit |
| RU2213859C2 (en) * | 2001-06-15 | 2003-10-10 | Апасов Тимергалей Кабирович | Device for stimulation and cleaning of bottomhole formation zone |
| RU2206801C1 (en) * | 2002-03-01 | 2003-06-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Way of operation of down-hole jet-type plant in process of acidic treatment of formation |
| RU2206730C1 (en) * | 2002-07-18 | 2003-06-20 | Карсей Руслан Дмитриевич | Method of pulse-jet stimulation of well and producing formation and device for method embodiment |
| RU2287723C1 (en) * | 2005-11-25 | 2006-11-20 | Зиновий Дмитриевич Хоминец | Jet well pump installation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2553798C1 (en) * | 2014-01-09 | 2015-06-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well formation development device |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2013095196A1 (en) | 2013-06-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2521573C2 (en) | Method and device to improve reliability of point stimulation | |
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2006119925A (en) | METHOD AND DEVICE FOR PUMPING A PROCESSING FLUID IN A WELL | |
| RU2303172C1 (en) | Well jet plant and its operation method | |
| US20090095467A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| US10337296B2 (en) | Gas lift assembly | |
| RU2334131C1 (en) | Well jet unit "эмпи-угис-(31-40)ш" | |
| US8191624B2 (en) | Bypass gas lift system for producing a well | |
| RU2273772C1 (en) | Method of operation of oil-well jet plant at hydraulic fracturing of formation | |
| RU2485299C1 (en) | Treatment method of bottom-hole formation zone, and downhole system for its implementation | |
| RU2334130C1 (en) | Well jet unit "эмпи-угис-(11-20)дш" and method of its operation | |
| WO2007126331A1 (en) | Method for operating a jet device for developing and operating oil- and-gas wells | |
| RU2114284C1 (en) | Method and device for removing liquid from gas-condensate well | |
| RU2303171C1 (en) | Well jet plant for logging operations and method for operating the same | |
| RU2229586C1 (en) | Controller valve | |
| RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
| US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
| RU2329409C1 (en) | Well-deep jet unit for hydraulic formation fracturing and well analysis | |
| RU73030U1 (en) | DEVICE FOR HYDRODYNAMIC IMPACT ON THE BOTTOM ZONE | |
| RU2525563C1 (en) | Processing of wellbore zone of formation | |
| RU2534291C1 (en) | Wet gas or gas condensate well recovery method and its drowning prevention during its further operation | |
| RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
| RU2460869C1 (en) | Down-hole installation for effect on bottomhole formation zone | |
| RU2782227C1 (en) | Method for processing the bottomhole formation zone and the device for its implementation |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181222 |