RU2495998C2

RU2495998C2 - Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions)

Info

Publication number: RU2495998C2
Application number: RU2011118834/03A
Authority: RU
Inventors: Минталип Мингалеевич Аглиуллин; Игорь Михайлович Новиков; Мунавир Хадеевич Мусабиров; Владимир Михайлович Акуляшин; Ринат Равильевич Яруллин; Расиль Мунирович Файзуллин
Original assignee: Минталип Мингалеевич Аглиуллин
Priority date: 2011-05-10
Filing date: 2011-05-10
Publication date: 2013-10-20
Also published as: RU2011118834A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: method includes formation isolation by packer, pumping of chemical reagents into bottom-hole zone of formation, waiting for reaction, steam soak of formation while waiting for reaction in impulse mode by creation of periodic pressure pulses of depression and repression on formation with pumping in and pumping out of formation fluid, pumping out of reaction products after reaction, and well development. According to invention during formation pressure treatment, intake capacity at repression and inflow at depression is controlled. Increase of repression impulse pressure is performed with low steepness 1÷6 MPa/min. When repression and depression impulse pressure is decreased, high steepness of 1÷6 MPa/s is provided. At that pressure impulse amplitudes do not exceed pressure allowed per formation. Duration of repression impulse, when intake capacity is not available, is restricted to achievement of maximum allowable pressure, and when intake capacity is available - to pumping of liquid in volume not exceeding volume of fluid in under-packer zone. Duration of depression impulse, when inflow is not available, is made equal to duration of repression impulse, when intake capacity is not available. And when inflow is available - to pumping out of fluid in volume equal to volume of fluid pumped during fluid repression.

EFFECT: higher efficiency of method and operating reliability of the device.

4 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к способам и устройствам для обработки призабойной зоны пластов (ОПЗ) и освоения скважин и может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности.The invention relates to methods and devices for processing bottom-hole formation zones (BHP) and well development and can be used in the oil and gas industry.

В нефтедобыче широко используется метод обработки призабойной зоны пластов химреагентами, растворяющими минеральный скелет пород или разрушающими твердые отложения и осадки, закупоривающие каналы и пористую среду пласта. Для этого в скважину спускают колонну труб до интервала перфорации с пакером или без пакера. Закачивают в трубы расчетный объем химреагента, закачкой технологической жидкости доводят химреагент до обрабатываемого интервала, изолируют интервал перфорации пакером или герметизируют на устье межтрубное пространство и продавливают химреагент в пласт. Выдерживают расчетное время на реагирование химреагента и тем или иным способом удаляют продукты реакции из пласта. Недостаток способа в том, что при закачке реагент проникает по наиболее проницаемым каналам, участки с меньшей проницаемостью, застойные зоны пласта остаются необработанными. При реагировании химреагент находится в неподвижном состоянии. Реакция происходит с замедлением скорости, большая доля реагента остается непрореагированной, увеличиваются затраты времени для обеспечения полного реагирования.In oil production, the method of treating the bottom-hole formation zone with chemicals that dissolve the mineral skeleton of rocks or destroy solid sediments and sediments, clogging channels and the porous formation environment is widely used. To do this, a pipe string is lowered into the well to the perforation interval with or without a packer. The calculated volume of the chemical reagent is pumped into the pipes, the chemical reagent is brought to the processing interval by injection of the process fluid, the perforation interval is isolated with a packer or the annulus is sealed at the mouth and the chemical recess is pushed into the formation. Maintain the estimated time for the reaction of the chemical and in one way or another remove the reaction products from the reservoir. The disadvantage of this method is that when injecting the reagent penetrates the most permeable channels, areas with lower permeability, stagnant zones of the formation remain untreated. When reacting, the chemical is stationary. The reaction occurs with a slowdown, a large proportion of the reagent remains unreacted, the time required to ensure a complete response is increased.

Для повышения эффективности ОПЗ одновременно с химической обработкой производят баровоздействие на пласт (виброволновое, импульсно-ударное, депрессия/репрессия и др.). Комплексирование методов повышает успешность ОПЗ за счет дополнительных воздействующих факторов и также синергетического эффекта.To increase the efficiency of the SCR simultaneously with chemical treatment, bar impact on the formation is performed (vibro-microwave, impulse-shock, depression / repression, etc.). The combination of methods increases the success of the SCR due to additional influencing factors and also a synergistic effect.

Известен метод импульсного воздействия пластоиспытателем (ИВП), принятый за прототип к способу / «Обработка ПЗП депрессией в импульсном режиме», Ю.В. Зубов, В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский и др., ж-л «Нефтяник», 1983, №9, с.14÷16. /. В скважину спускают пластоиспытательное оборудование, устанавливают пакер и открытием впускного клапана создают депрессию на пласт, последующим закрытием клапана и распакеровкой создают репрессию на пласт. Операции повторяются 10÷15 циклов или до заполнения труб пластовым флюидом с продуктами реакции. Импульсы давления имеют высокую крутизну фронтов, что обеспечивает эффективное разрушение отложений в призабойной зоне пласта. Основным фактором является депрессионная составляющая импульсного воздействия. Это позволяет одновременно с импульсным воздействием выполнить отбор из пласта продуктов реакции и выполнить очистку пласта от загрязнений. Метод ИВП широко применялся в комплексе с химическим воздействием /Применение испытателей пластов для повышения эффективности химических методов обработки прискважинной зоны., В.М. Воронцов, А.Г. Корженевский, Е.Б. Грунис, И.А. Ткаченко, Б.А. Лерман, А.М. Тахаутдинов, ж-л «Нефтяное хозяйство», 1985, №12, с.38-39/. Комплексирование методов позволяет повысить технологическую успешность ОПЗ в 1,5÷5 раз, увеличить длительность получаемых эффектов.The known method of pulsed stimulation by a reservoir tester (IWP), adopted as a prototype to the method / "Processing of PPP by depression in a pulsed mode", Yu.V. Zubov, V.M. Vorontsov, A.G. Korzhenevsky et al., Oil industry worker Neftyanik, 1983, No. 9, pp. 14–16. /. The formation testing equipment is lowered into the well, the packer is installed and the opening of the inlet valve creates a depression on the formation, then closing the valve and unpacking creates a repression on the formation. The operations are repeated 10-15 cycles or until the pipes are filled with reservoir fluid with reaction products. Pressure pulses have a high steepness of the fronts, which ensures effective destruction of deposits in the bottomhole formation zone. The main factor is the depression component of the impulse effect. This allows simultaneously with the pulse action to perform the selection of reaction products from the formation and to clean the formation from contamination. The IVP method was widely used in combination with chemical exposure / Application of formation testers to increase the efficiency of chemical methods for processing the borehole zone., V.M. Vorontsov, A.G. Korzhenevsky, E.B. Grunis, I.A. Tkachenko, B.A. Lerman, A.M. Takhautdinov, wf Oil Industry, 1985, No. 12, p. 38-39 /. The combination of methods allows to increase the technological success of the SCR by 1.5–5 times, and to increase the duration of the effects obtained.

Недостатком метода ИВП являются непроизводительные затраты времени на раздельные спуско-подъемные операции для закачки химреагентов и проведения ИВП. Отсутствует возможность регулирования депрессии и репрессии на пласт, что ограничивает его применение при близком расположении водоносного пласта, некачественном цементировании. Недостатком способа является низкое значение репрессионного импульса, определяемого гидростатическим давлением в скважине.The disadvantage of the IVP method is the unproductive time spent on separate tripping for pumping chemicals and carrying out the IVP. There is no possibility of regulating depression and repression on the reservoir, which limits its use in the proximity of the aquifer, poor cementing. The disadvantage of this method is the low value of the repression pulse, determined by hydrostatic pressure in the well.

Известна скважинная струйная установка для знакопеременного гидродинамического воздействия на прискважинную зону пласта (патент RU №2222717, опубл. 27.01.2004 г.).Known downhole jet installation for alternating hydrodynamic effects on the borehole zone of the reservoir (patent RU No. 2222717, publ. January 27, 2004).

Скважинная струйная установка содержит смонтированные на колонне труб снизу-вверх пакер с выполненным в нем центральным каналом и струйный насос, в корпусе которого установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, а также выполнены канал подвода рабочего агента, канал подвода откачиваемого из скважины флюида. В корпусе струйного насоса установлен переключатель направления потока рабочего агента, выполненный в виде сменной функциональной полой профилированной вставки в форме гильзы с отверстиями в ее боковой стенке, сообщенной со стороны выхода из нее с каналом подвода откачиваемого из скважины флюида, а в верхней своей части вставка снабжена подпружиненным относительно нее клапаном, выполненным в виде цилиндрической с отверстиями в ее стенке обечайки, охватывающей вставку. В верхнем положении клапана отверстия обечайки совмещены с отверстиями в боковой стенки гильзы и через последние полая вставка со стороны входа в нее подключена к внутренней полости колонны труб. Длина переключателя не меньше 1,2 его внешнего максимального диаметра. Выход струйного насоса подключен к межтрубному пространству колонны труб. Сопло струйного насоса через канал подвода рабочего агента подключено к внутренней полости колонны труб выше вставки и канал для подвода откачиваемого из скважины флюида подключен к внутренней полости колонны труб ниже пакера.The downhole jet installation comprises a packer mounted on the pipe string from bottom to top with a central channel made therein and a jet pump in the casing of which an active nozzle and a mixing chamber with a diffuser are installed, as well as a supply channel for the working agent and a channel for supplying fluid pumped from the well. A switch of the working agent flow direction is installed in the housing of the jet pump, made in the form of a replaceable functional hollow profiled insert in the form of a sleeve with holes in its side wall communicated from the outlet side with a supply channel for the fluid pumped out of the well, and the insert is provided at its upper part a valve spring-loaded relative to it, made in the form of a shell with holes in its wall, covering the insert. In the upper position of the valve, the holes of the shell are aligned with the holes in the side wall of the sleeve and through the last hollow insert from the input side is connected to the internal cavity of the pipe string. The length of the switch is not less than 1.2 of its external maximum diameter. The output of the jet pump is connected to the annulus of the pipe string. The nozzle of the jet pump through the supply channel of the working agent is connected to the internal cavity of the pipe string above the insert and the channel for supplying the fluid pumped out of the well is connected to the internal cavity of the pipe string below the packer.

Скважинная струйная установка позволяет создавать знакопеременные относительно пластового давления депрессионные и репрессионные импульсы давления путем закачки рабочего агента в колонну труб и переключения потока жидкости в пласт и в струйный насос. Переключение осуществляется перемещением вставки с использованием геофизического кабеля с ловильным устройством, спускаемым в колонну труб. Существенным является скачкообразный переход от депрессии к репрессии на пласт с циклическим повторением этой операции и, что особенно важно, резкий переход от репрессии к депрессии с формированием гидравлического удара. За счет такого резкого перехода от репрессии к депрессии усиливается воздействие рабочего агента на продуктивный пласт, что позволяет повысить проницаемость продуктивного пласта. При созданной депрессии струйный насос своевременно удаляет из продуктивного пласта засоряющие продуктивный пласт кольматирующие частицы, которые по межтрубному пространству колонны труб с высокой скоростью выносятся на поверхность. Установка позволяет проводить контрольные замеры приемистости пласта как перед проведением, так и в процессе проведения обработки, что позволяет оценить эффективность обработки пласта.The downhole jet installation allows you to create depressive and repressive pressure pulses alternating with respect to reservoir pressure by pumping a working agent into the pipe string and switching the fluid flow into the formation and into the jet pump. Switching is carried out by moving the insert using a geophysical cable with a fishing device lowered into the pipe string. An essential is the abrupt transition from depression to repression to the formation with a cyclic repetition of this operation and, most importantly, a sharp transition from repression to depression with the formation of water hammer. Due to such a sharp transition from repression to depression, the effect of the working agent on the reservoir is enhanced, which allows to increase the permeability of the reservoir. With the created depression, the jet pump promptly removes clogging particles from the producing formation, which are clogging particles that are transported to the surface with high speed along the annulus of the pipe string. The installation allows you to carry out control measurements of the injectivity of the reservoir both before and during the treatment, which allows you to evaluate the effectiveness of processing the formation.

Недостатком устройства является необходимость в дополнительной кабель-канатной технике для управления переключателем потока рабочего агента. Высокие требования предъявляются к сальниковому узлу на устье скважины, герметизирующему кабель-канат, находящемуся под большим давлением в колонне труб. Это усложняет технологические операции ОПЗ и снижает технико-экономическую эффективность работ.The disadvantage of this device is the need for additional cable-rope technology to control the flow switch of the working agent. High demands are made on the stuffing box at the wellhead, which seals the cable-rope, which is under high pressure in the pipe string. This complicates the technological operations of the SCR and reduces the technical and economic efficiency of the work.

Известны испытатели пластов на трубах (ИПТ), используемые для ОПЗ гидроударным воздействием на пласт (РД 153-39.0-062-00 "Техническая инструкция по испытанию пластов инструментами на трубах", с.10).Well-known formation testers on pipes (IPT), used for SCR impact on the formation (RD 153-39.0-062-00 "Technical Instructions for testing formations with tools on pipes", p.10).

Для этого применяют компоновку ИПТ, включающую, например, многоцикловую приставку ПМ-95 испытателя пластов КИИЗ-95 и секционный пакер ПЦП-95 с удерживающим устройством. Гидравлические удары на пласт создаются попеременным подсоединением подпакерной зоны скважины к воздухонаполненной полости колонны труб и межтрубному пространству, находящемуся под гидростатическим давлением столба жидкости в скважине. Призабойная зона пласта подвергается многоцикловому депрессионному и репрессионному воздействию. Переключение осуществляется с устья скважины вертикальным перемещением колонны труб. Удерживающее устройство пакера позволяет поддерживать герметичность пакерования в процессе многоциклового управления приставкой. Наличие гидравлической неуравновешенности в пакере обеспечивает герметичное пакерование при возвратно-поступательном движении труб с целью закрытия клапана многоцикловой приставки, когда нагрузка на пакер уменьшается до критической (минимальной для снятия резинового элемента).For this, the IPT layout is used, including, for example, the PM-95 multi-cycle attachment of the KIIZ-95 formation tester and the PTsP-95 sectional packer with a holding device. Hydraulic shock to the formation is created by alternately connecting the sub-packer zone of the well to the air-filled cavity of the pipe string and the annulus under hydrostatic pressure of the liquid column in the well. The bottomhole formation zone is subjected to a multi-cycle depressive and repression effect. Switching is carried out from the wellhead by vertical movement of the pipe string. The packer holding device allows for the tightness of the packer during multi-cycle control of the set-top box. The presence of hydraulic imbalance in the packer ensures tight packing during the reciprocating movement of the pipes in order to close the valve of the multi-cycle attachment, when the load on the packer is reduced to critical (minimum for removing the rubber element).

Недостатки использования испытателей пластов на трубах для гидроударного воздействия на пласт, на вышеприведенном примере с испытателем пластов КИИ3-95, следующие.The disadvantages of using formation testers on pipes for hydraulic impact on the formation, in the above example with the KII3-95 formation tester, are as follows.

a) Требуются специальные пакера с удерживающим устройством для обеспечения их герметичности при минимальной осевой нагрузки на уплотнительные элементы.a) Special packers with a holding device are required to ensure their tightness with minimal axial load on the sealing elements.

b) Высокие требования к герметичности труб и резьбовых соединений, а также к герметичности уплотнительных элементов испытателя пластов. При их нарушении во время спуска оборудования на забой происходит заполнение труб технологической жидкостью и отказ работы устройства.b) High requirements for the tightness of pipes and threaded joints, as well as for the tightness of the sealing elements of the formation tester. If they are violated during the descent of the equipment to the face, the pipes are filled with process fluid and the device fails.

c) Колонна труб имеет ограниченный объем, что не позволяет производить длительную обработку пласта и освоение скважины из-за заполнения труб пластовой жидкостью и потери депрессии на пласт.c) The pipe string has a limited volume, which does not allow long-term treatment of the formation and well development due to the filling of pipes with formation fluid and loss of depression on the formation.

d) Отсутствует возможность дистанционного регулирования депрессии на пласт. Первоначальная амплитуда депрессии имеет максимальное значение и в процессе заполнения труб снижается до нуля.d) There is no possibility of remote control of depression on the reservoir. The initial amplitude of depression has a maximum value and in the process of filling the pipes decreases to zero.

e) Отсутствие сквозного канала в испытателе пластов исключает возможность пропуска по трубам геофизических приборов на кабеле для исследования пласта, перфорации, физического воздействия на пласт.e) The absence of a through channel in the formation tester eliminates the possibility of passing through the pipes of geophysical instruments on the cable for study of the formation, perforation, physical impact on the formation.

f) Воздухонаполненная колонна труб не позволяет до гидроударной обработки пласта производить закачки химреагентов на забой скважины для комплексного ОПЗ. Для этого требуется отдельная спуско-подъемная операция труб.f) The air-filled pipe string does not allow, prior to hydraulic shock treatment of the formation, to pump chemicals to the bottom of the well for a comprehensive SCR. This requires a separate tripping operation of the pipes.

g) Неустановившийся режим притока из пласта, сложный для качественной интерпретации.g) Unsteady flow regime from the reservoir, difficult for a qualitative interpretation.

h) Низкие значения амплитуды репрессионного гидроударного импульса давления относительно пластового давления. Репрессионное давление ограничено величиной межтрубного давления столба жидкости в скважине. Для повышения давления репрессии при ОПЗ необходима подкачка технологической жидкости по межтрубному пространству насосным агрегатом.h) Low amplitudes of repression hydropercussion pressure impulse relative to reservoir pressure. Repression pressure is limited by the value of the annular pressure of the liquid column in the well. To increase the pressure of repression during an SCR, pumping of the process fluid along the annulus is required by the pump unit.

Известен забойный пульсатор давления, принятый за прототип (патент RU №2137900, опубл. 20.09.1999 г.), содержащий цилиндрический корпус с радиальными каналами, верхний и нижний переходники, полый шток с радиальными каналами, установленный в корпусе, и втулку с кольцевыми канавками на наружной и внутренней поверхностях, гидравлически связанными между собой радиальными каналами, расположенную между корпусом и полым штоком с возможностью гидравлической связи с их радиальными каналами, отличающийся тем, что полый шток и корпус снабжены дополнительными радиальными каналами, на штоке выполнены наружный поршень и внутренняя кольцевая перегородка, расположенная между его радиальными каналами и снабженная пробкой с хвостовиком, причем дополнительные радиальные каналы штока расположены над поршнем, а корпуса - под поршнем.Known downhole pressure pulsator adopted for the prototype (patent RU No. 2137900, publ. 09/20/1999), containing a cylindrical body with radial channels, upper and lower adapters, a hollow rod with radial channels mounted in the body, and a sleeve with annular grooves on the outer and inner surfaces hydraulically interconnected by radial channels, located between the housing and the hollow rod with the possibility of hydraulic communication with their radial channels, characterized in that the hollow rod and the housing are provided with additional radial channels, the piston has an external piston and an inner annular partition located between its radial channels and equipped with a plug with a shank, with additional radial channels of the rod located above the piston, and the body under the piston.

Пульсатор давления в комплексе с пакером и фильтром спускается на забой, устанавливается пакер и вертикальным перемещением колонны труб выполняется гидроударное воздействие на пласт попеременным подсоединением подпакерной зоны скважины к воздухонаполненной полости колонны труб и межтрубному пространству.The pressure pulser, in combination with the packer and filter, descends to the bottom, the packer is installed and vertical movement of the pipe string is carried out by hydropercussion on the formation by alternately connecting the sub-packer zone of the well to the air-filled cavity of the pipe string and the annulus.

Пульсатор давления имеет все недостатки вышеописанного аналога, кроме требования специальных пакеров с удерживающим устройством для обеспечения их герметичности при минимальной осевой нагрузке на уплотнительные элементы. Наличие в прототипе дифференциальной камеры с наружным поршнем на штоке обеспечивает необходимую гидравлическую неуравновешенность для герметизации пакера и позволяет использовать обычные пакера механического типа без удерживающего устройства.The pressure pulsator has all the disadvantages of the above analogue, except for the requirement of special packers with a holding device to ensure their tightness with minimal axial load on the sealing elements. The presence in the prototype of a differential chamber with an external piston on the rod provides the necessary hydraulic imbalance to seal the packer and allows the use of conventional mechanical packers without a holding device.

Повышение репрессионного давления с устья насосным агрегатом ограничено, т.к. при некотором его значении будет невозможным переключить пульсатор в нижнюю позицию из-за высокой гидравлической неуравновешенности и нехватки веса труб для его преодоления.The increase in repression pressure from the mouth of the pump unit is limited, because with a certain value, it will be impossible to switch the pulsator to the lower position due to high hydraulic imbalance and lack of weight of the pipes to overcome it.

Технической задачей изобретения является повышение технологической эффективности и успешности ОПЗ, надежности, безотказности работы устройства, информативности технологических процессов ОПЗ, комплексирования ОПЗ с другими скважинными операциями без дополнительных спуско-подъемов оборудования на забой скважины.An object of the invention is to increase the technological efficiency and success of the SCR, the reliability, uptime of the device, the information content of the SCR technological processes, the integration of SCR with other downhole operations without additional hoisting and lowering of the equipment to the bottom of the well.

Поставленная задача достигается тем, что в способе гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины, включающем изоляцию пласта пакером, закачку в призабойную зону пласта химреагентов, ожидание реакции, барообработку пласта в процессе ожидания реакции в импульсном режиме путем создания циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости, откачку продуктов реакции после реагирования и освоение скважины, в процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии, нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1÷6 МПа/мин, при снижении давления импульса репрессии и депрессии обеспечивают высокую крутизну 1÷6 МПа/с, причем амплитуды импульсов давления не превышают допустимое давление на пласт, длительность импульса репрессии при отсутствии приемистости ограничивают до достижения предельно - допустимого давления, при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне, длительность импульса депрессии при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, при наличии притока - до откачки объема жидкости равного объему закачанной при репрессии жидкости.The problem is achieved in that in the method of hydropercussion treatment of the bottom-hole zone of the formation and development of the well, including isolating the formation with a packer, injecting chemicals into the bottom-hole zone of the formation, waiting for the reaction, barotreating the formation while waiting for the reaction in a pulsed mode by creating cyclic pressure pulses of repression and depression on formation with injection and pumping out of formation fluid, pumping out reaction products after reaction and well development, during injection treatment of the formation, the injectivity is controlled at repression, influx during depression, increase in pressure of the repression pulse is performed with a low slope of 1 ÷ 6 MPa / min, while reducing the pressure of the pulse of repression and depression provide a high slope of 1 ÷ 6 MPa / s, and the amplitudes of the pressure pulses do not exceed the permissible pressure on the reservoir, duration repression impulse in the absence of injectivity is limited until the maximum permissible pressure is reached, in the presence of injectivity - until the fluid volume is pumped in an amount of not more than the fluid volume in the sub-packer zone, pulse duration and depression in the absence of an inflow is equal to the duration of the repression pulse in the absence of injectivity, in the presence of an inflow, until the volume of fluid is pumped out equal to the volume of fluid pumped during repression.

Также в вышеописанном способе откачку продуктов реакции проводят в импульсном режиме, а длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при этом продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки.Also in the above-described method, the pumping of reaction products is carried out in a pulsed mode, and the duration of the depression pulse is controlled so that the volume of pumped out reaction products is several times greater than the volume of injected liquid during the repression pulse to the formation, and the magnitude of the increase is increased from 2 to 10 during the process pumping out.

Отличительные признаки способа гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины позволяют осуществить химическую обработку пласта в динамическом режиме с подбором параметров импульсов, обеспечивающих наибольшую эффективность ОПЗ. Для этого в процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии, нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1÷6 МПа/мин, при снижении давления импульса репрессии и депрессии обеспечивают высокую крутизну 1÷6 МПа/с. Рост давления в радиальном направлении пласта позволяет увеличить сечение пор, каналов, трещин, в нагнетательных скважинах расклинить застрявшие при закачке твердые частицы и создать напряженное состояние породы в максимальном удалении от ствола скважины. Плавное нарастание репрессионного импульса и низкий градиент давления по пласту исключают гидроудар на пласт и проталкивание разрушенных твердых частиц и декольматированных веществ вглубь пласта. При резком снижении давления пласт подвергается импульсному гидроударному воздействию с амплитудой, равной сумме амплитуд репрессионного и депрессионного импульсов. Твердые частицы, закупоривавшие каналы пласта, подвергаются усиленному механическому воздействию, направленному на их вынос из пласта в скважину. Таким образом, плавный рост давления репрессии и сильный гидроудар при депрессии обеспечивают более эффективный вынос частиц из пласта и раскупорку пласта при сохранении разрушающего действия гидроудара.Distinctive features of the method of hydropercussion treatment of the bottom-hole zone of the formation and development of the well allow for the chemical treatment of the formation in dynamic mode with the selection of pulse parameters that provide the most effective SCR. To do this, during injection processing, the injectivity during repression is controlled, the inflow during depression, the pressure of the repression pulse is increased with a low slope of 1 ÷ 6 MPa / min, while the pressure of the repression and depression pulse is reduced, they provide a high slope of 1 ÷ 6 MPa / s. The increase in pressure in the radial direction of the formation allows to increase the cross section of pores, channels, cracks, in injection wells to wedge solid particles stuck during injection and create a stressed state of the rock at the maximum distance from the wellbore. A smooth increase in the repression impulse and a low pressure gradient across the formation exclude water hammer on the formation and pushing the destroyed solid particles and decolmatized substances deeper into the formation. With a sharp decrease in pressure, the formation is subjected to pulsed hydropercussion with an amplitude equal to the sum of the amplitudes of the repression and depression pulses. Solid particles clogging the channels of the formation are subjected to increased mechanical stress directed to their removal from the formation into the well. Thus, a smooth increase in the pressure of repression and a strong water hammer during depression provide a more efficient removal of particles from the formation and uncoupling of the formation while maintaining the destructive effect of water hammer.

При проведении операций контролируют и регулируют амплитуду импульсов давления для исключения превышения допустимого давления на пласт.During operations, the amplitude of the pressure pulses is monitored and adjusted to avoid exceeding the permissible pressure on the formation.

Обеспечение длительности импульса репрессии при отсутствии приемистости до достижения предельно допустимого давления, а длительности импульса депрессии при отсутствии притока равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости позволяет выполнить гидроударно-волновую обработку пласта с очисткой призабойной зоны пласта от загрязнений до получения приемистости или притока.Ensuring the duration of the repression pulse in the absence of injectivity until the maximum permissible pressure is reached, and the duration of the depression pulse in the absence of inflow equal to the duration of the repression pulse in the absence of injectivity allows the formation to be shock-wave treated to clean the bottom-hole zone of the formation from contamination to receive injectivity or inflow.

При наличии или достижении приемистости или притока производят закачку объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне и откачку объема жидкости равного объему закачанной при репрессии жидкости. При этом происходит «полоскание» пласта закачанным химреагентом, позволяющим более эффективно разрушать и растворять отложения в пласте или минеральный скелет слагающей породы. Динамическое знакопеременное воздействие также позволяет включить в работу низкопроницаемые участки пласта, повысить охват пласта воздействием.In the presence or achievement of injectivity or inflow, the volume of liquid is injected in an amount not exceeding the volume of liquid in the under-packer zone and the volume of liquid is pumped out equal to the volume pumped during repression. In this case, the “rinsing” of the formation by the injected chemical reagent, which allows more efficient to destroy and dissolve deposits in the formation or the mineral skeleton of the constituent rock, occurs. Dynamic alternating impact also allows you to include in the work low-permeable sections of the formation, to increase the coverage of the formation by the impact.

После ОПЗ осуществляют удаление из пласта продуктов реакции, разрушенных отложений. Эту операцию в изобретении проводят в импульсном режиме, обеспечивающем более полный вынос загрязнения. Для этого длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при это продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки. Создание кратковременных репрессионных импульсов давления при движении твердых частиц из дальней зоны пласта к стенке скважины снижает опасность повторной закупорки пласта.After HMO, reaction products and destroyed sediments are removed from the formation. This operation in the invention is carried out in a pulsed mode, providing a more complete removal of pollution. For this, the duration of the depression pulse is controlled so that the volume of reaction products pumped out during this is a multiple of the volume of pumped liquid during the repression pulse to the reservoir, and the magnitude of the multiplicity is increased from 2 to 10 during the pumping process. The creation of short-term repressive pressure pulses during the movement of solid particles from the far zone of the formation to the wall of the well reduces the risk of re-plugging the formation.

Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины реализуется в следующих вариантах устройства.The method of hydropercussion treatment of the bottomhole formation zone and well development is implemented in the following device variants.

В варианте 1 поставленная задача достигается тем, что в эжекторном устройстве, предназначенном для гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины (далее по тексту УЭГОС), включающем трубчатый составной корпус с нижней присоединительной резьбой, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком с верхней присоединительной резьбой, корпус и шток соединены между собой шпонками, размещенными в канавках на соприкасающихся поверхностях в верхней части устройства, причем шток выполнен с продольными канавками, обеспечивающими осевое перемещение штока относительно корпуса, ниппель, ввернутый между верхней и нижней составными частями корпуса, над ниппелем в корпусе выполнены дифференциальные камеры с поршнем на штоке и уплотнительными элементами, дифференциальные камеры содержат радиальные каналы на штоке и корпусе, полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием, радиальные каналы в дифференциальных камерах на штоке выполнены под поршнем, в корпусе выполнены над поршнем, ниппель выполнен с трехступенчатым осевым сквозным отверстием, верхнее отверстие имеет диаметр, равный наружному диаметру штока, содержит радиальные каналы и уплотнительные элементы, размещенные на ниппеле выше и ниже радиальных каналов ниппеля, среднее отверстие имеет диаметр, равный внутреннему диаметру полого штока, нижнее отверстие имеет диаметр, менее внутреннего диаметра полого штока, а длина продольной канавки и длина штока подобраны таким образом, что в верхнем положении штока обеспечивают вскрытие радиальных каналов в ниппеле, а в нижнем положении - их герметизацию, в сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос, выполненный в виде цилиндрического тела, диаметром, равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном канале штока, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в среднем отверстии ниппеля, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, а в верхней части цилиндрического тела струйного насоса к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%, в верхней части патрубка выполнен фильтр в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока, а в нижней части цилиндрического тела выполнен переходник для наворачивания автономного манометра.In option 1, the task is achieved in that in an ejector device designed for hydropercussion treatment of the bottomhole formation zone and well development (hereinafter referred to as UEGOS), including a tubular composite body with a lower connecting thread, a cylindrical hollow rod with a upper connecting thread, the housing and the rod are interconnected by dowels located in grooves on the contacting surfaces in the upper part of the device, the rod is made with longitudinal grooves, providing axial movement of the rod relative to the body, a nipple screwed between the upper and lower components of the body, differential chambers with a piston on the rod and sealing elements are made above the nipple in the body, differential chambers contain radial channels on the rod and body, the hollow rod is made with a through axial hole, the radial channels in the differential chambers on the rod are made under the piston, in the housing are made on the piston, the nipple is made with a three-stage axial through hole, the upper hole and it has a diameter equal to the outer diameter of the rod, contains radial channels and sealing elements located on the nipple above and below the radial channels of the nipple, the middle hole has a diameter equal to the internal diameter of the hollow rod, the lower hole has a diameter less than the internal diameter of the hollow rod, and the length is longitudinal grooves and stem length are selected in such a way that in the upper position of the rod they open the radial channels in the nipple, and in the lower position they are sealed in the through axial holes of the device A plug-in jet pump made in the form of a cylindrical body with a diameter equal to the inner diameter of the axial bore of the rod was installed, an active nozzle and a mixing chamber with a diffuser were installed in the cylindrical body, a channel for supplying working fluid to the jet pump was made in the upper part, and a channel for supplying from the liquid reservoir and in the middle part, a channel for removing the mixture of working and pumped fluids from the pump is made, with sealing elements between the channels on the outer surface of the cylindrical body, m the upper part of the jet pump with sealing elements is placed in the through channel of the rod, the lower part of the jet pump with sealing elements is placed in the middle hole of the nipple, the radial channel for discharging the mixture from the pump is aligned with the radial channels on the nipple, and in the upper part of the cylindrical body of the jet pump to the channel the supply of the working mixture is attached to the pipe, plugged from above, with cylindrical cuffs made of elastic material placed in it in the middle part, overlapping the inner diameter of the column tr ub in the well by 80 ... 90%, in the upper part of the nozzle a filter is made in the form of radial holes with a diameter less than the diameter of the jet pump nozzle and with a total area of at least the area of the through channel of the rod, and an adapter is made in the lower part of the cylindrical body for winding an autonomous pressure gauge.

В варианте 2 поставленная задача достигается тем, что в эжекторном устройстве, предназначенном для гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважин, включающем трубчатый составной корпус с осевыми отверстиями и присоединительными резьбами, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком с возможностью осевого перемещения, ниппель между верхней и нижней составными частями корпуса, ниппель выполнен с радиальными каналами, полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части, герметично размещен в осевом отверстии нижней части корпуса, поджат снизу пружиной с упорным патрубком, навернутым на нижнюю часть корпуса, шток прижат пружиной к кольцевой канавке с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса, и тем самым обеспечивает торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля, причем диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока, а диаметральные размеры штока: Д1-наружный диаметр штока, Д2-наружный диаметр штока в верхнем торце, Д3-внутренний диаметр штока в верхнем торце соотносятся таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3, верхняя часть корпуса содержит сквозное осевое отверстие, равное по диаметру сквозному осевому отверстию штока в сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос, выполненный в виде цилиндрического тела, диаметром равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии штока, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, а в верхней части цилиндрического тела струйного насоса к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%, в верхней части патрубка выполнен фильтр в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока, а в нижней части цилиндрического тела выполнен переходник для наворачивания автономного манометра.In option 2, the task is achieved in that in an ejector device designed for hydropercussion treatment of the bottom-hole formation zone and development of wells, including a tubular composite body with axial holes and connecting threads, a cylindrical hollow rod placed therein with the possibility of axial movement, a nipple between the upper and the lower parts of the body, the nipple is made with radial channels, the hollow rod is made with a through axial hole with a narrowing of the diameter in the lower part, hermetically sealed placed in the axial hole of the lower part of the casing, pressed by a spring from the bottom with a stop pipe screwed onto the lower part of the casing, the rod is pressed by a spring to an annular groove with a sealing element made on the lower end surface of the upper part of the casing, and thus provides mechanical sealing and sealing of the radial channel nipple, and the diametrical dimensions of the annular groove are equal to the diametrical dimensions of the upper end of the rod, and the diametrical dimensions of the rod: D1-outer diameter of the rod, D2-outer diameter of the rod in the upper end face, D3-inner diameter of the rod in the upper end face is correlated so that the cross-sectional area between diameters D1 and D2 is larger than the area between the diameters of the end surface D2 and D3, the upper part of the body contains a through axial hole equal in diameter to the through axial hole of the rod in through the axial holes of the device is installed plug-in jet pump made in the form of a cylindrical body with a diameter equal to the inner diameter of the axial hole of the rod, in the cylindrical body there is an active nozzle and a chamber mixed ia with a diffuser, in the upper part there is a channel for supplying working fluid to the jet pump, in the lower part there is a channel for supplying fluid pumped from the reservoir, and in the middle part there is a channel for draining the mixture of working and pumped fluids from the pump, with sealing elements between the channels on the outer surface of the cylindrical body moreover, the upper part of the jet pump with sealing elements is placed in the through axial hole of the upper part of the housing, the lower part of the jet pump with sealing elements is placed in through m of the axial bore of the rod, the radial channel for discharging the mixture from the pump is aligned with the radial channels on the nipple, and in the upper part of the cylindrical body of the jet pump, a nozzle plugged from above is attached to the channel for supplying the working mixture with cylindrical cuffs made of elastic material in the middle part, overlapping the inner diameter of the pipe string in the well by 80 ... 90%, in the upper part of the nozzle a filter is made in the form of radial holes with a diameter less than the diameter of the jet pump nozzle and a total area of at least p oschadi rod through channel, and the lower part of the cylindrical body is configured adapter HERZ-TS wireless transmitter.

Оба варианта устройств по изобретению содержит по два основных узла - клапанный узел и узел струйного насоса, конструктивное решение которых позволяет решать поставленные задачи. Основными рабочими элементами клапанного узла являются шток и ниппель с радиальным каналом между внутритрубным и межтрубным пространством.Both variants of the devices according to the invention contain two main nodes - a valve assembly and a jet pump assembly, the structural solution of which allows to solve the tasks. The main working elements of the valve assembly are a stem and a nipple with a radial channel between the in-tube and annular spaces.

В варианте 1 в верхнем положении штока радиальный канал открыт и при работе насосного агрегата на закачку в трубы осуществляется прямая циркуляция жидкости в скважине, в нижнем положении шток перекрывает радиальный канал и закачиваемая в трубы жидкость нагнетается в подпакерную зону и далее в пласт. Перемещение штока осуществляется механическим способом - с устья скважины через колонну труб присоединенную к штоку, а корпус присоединен к нижерасположенному пакеру.In option 1, in the upper position of the rod, the radial channel is open and during the operation of the pumping unit for injection into the pipes, the fluid is directly circulated in the well, in the lower position, the rod overlaps the radial channel and the fluid injected into the pipes is pumped into the sub-packer zone and further into the reservoir. The rod is moved mechanically - from the wellhead through a pipe string attached to the rod, and the body is attached to the downstream packer.

В варианте 2 эти операции осуществляются наоборот - в верхнем положении штока закачиваемая в трубы жидкость нагнетается в подпакерную зону и в пласт, в нижнем положении осуществляется прямая циркуляция жидкости в скважине. Перемещение штока осуществляется гидравлическим способом - подачей давления в трубы.In option 2, these operations are performed vice versa - in the upper position of the rod, the fluid injected into the pipes is pumped into the under-packer zone and into the reservoir, in the lower position, the fluid is directly circulated in the well. The rod is moved hydraulically by applying pressure to the pipes.

Сквозные осевые отверстия полого штока обеспечивают прохождение на забой геофизических приборов и проведение ими различных операций на забое при спущенном в скважину устройстве без струйного насоса. Наличие сквозного канала позволяет производить большеобъемные закачки химреагентов на забой скважины для комплексного ОПЗ на любом этапе технологических операций в скважине.Through axial openings of the hollow rod allow geophysical instruments to pass to the bottom and conduct various bottom operations with the device lowered into the well without a jet pump. The presence of a through channel allows large-volume injection of chemicals to the bottom of the well for a comprehensive SCR at any stage of technological operations in the well.

При спуске компоновки с устройством на забой колонна труб через радиальные и осевые каналы заполняется скважинной жидкостью. В сравнении с прототипом здесь нет высоких требований к герметичности труб и их резьбовых соединений.When launching the assembly with the bottomhole device, the pipe string is filled with borehole fluid through the radial and axial channels. In comparison with the prototype, there are no high requirements for the tightness of pipes and their threaded joints.

Струйный насос выполнен вставным и при необходимости в процессе работы может извлекаться/устанавливаться на место обратной/прямой циркуляцией жидкости по колонне труб. В сравнении с аналогами здесь не требуется кабель-канатная техника, что значительно удешевляет скважинные работы.The jet pump is plug-in and, if necessary, during operation, it can be removed / installed in place by reverse / direct circulation of fluid through the pipe string. In comparison with analogues, cable-rope equipment is not required here, which significantly reduces the cost of downhole work.

Использование струйного насоса в изобретении позволяет исключить ряд недостатков, присущих прототипу. Струйный насос работает от наземного насосного агрегата большой мощности и позволяет создавать глубокие депрессии на пласт, обеспечивает длительную откачку пластовой жидкости в режиме освоения скважины.The use of a jet pump in the invention eliminates a number of disadvantages inherent in the prototype. The jet pump works from a large-capacity ground-based pumping unit and allows you to create deep depressions on the formation, provides long-term pumping of formation fluid in the well development mode.

Режим работы струйного насоса - производительность и давление депрессии - легко регулируются с поверхности изменением режима работы насосного агрегата. При этом производительность струйного насоса контролируется по изменению уровня жидкости в желобной емкости при замкнутой циркуляции жидкости. Давление депрессии на пласт может выбираться по показаниям автономного манометра, подсоединенного к нижней части струйного насоса путем его извлечения после проведения испытаний насоса на разных режимах или задаваться подбором давления насосного агрегата по номограмме для данного типоразмера насоса.The operating mode of the jet pump — productivity and depression pressure — is easily regulated from the surface by changing the operating mode of the pump unit. In this case, the performance of the jet pump is controlled by a change in the liquid level in the groove tank with a closed fluid circulation. Depression pressure on the formation can be selected according to the testimony of an autonomous pressure gauge connected to the bottom of the jet pump by removing it after testing the pump in different modes or set by selecting the pressure of the pump unit from the nomogram for this pump size.

Для этого струйный насос установлен в сквозных осевых отверстиях устройства, выполнен вставным в виде цилиндрического тела, диаметром, равным внутреннему диаметру осевого отверстия штока, в цилиндрическом теле установлены активное сопло и камера смешения с диффузором, в верхней части выполнен канал подвода рабочей жидкости в струйный насос, в нижней части - канал подвода откачиваемой из пласта жидкости и в средней части выполнен канал отвода смеси рабочей и откачиваемой жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами между каналами на наружной поверхности цилиндрического тела.To do this, the jet pump is installed in the through axial holes of the device, made plug-in in the form of a cylindrical body, with a diameter equal to the inner diameter of the axial hole of the rod, an active nozzle and a mixing chamber with a diffuser are installed in the cylindrical body, a channel for supplying the working fluid to the jet pump is made in the upper part , in the lower part there is a channel for supplying fluid pumped out from the reservoir, and in the middle part a channel for withdrawing a mixture of working and pumped fluids from the pump is made, with sealing elements between the channels n and the outer surface of the cylindrical body.

В верхней части цилиндрического тела к каналу подвода рабочей смеси присоединен патрубок, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%. Это позволяет транспортировать насос на забой и извлекать на поверхность по колонне труб циркуляцией жидкости для снятия показаний манометра, для освобождения сквозного канала устройства при необходимости пропуска геофизических приборов на забой и других операций.In the upper part of the cylindrical body, a nozzle plugged from above is attached to the supply channel of the working mixture with cylindrical cuffs made of elastic material placed in it in the middle part and overlapping the inner diameter of the pipe string in the well by 80 ... 90%. This allows the pump to be transported to the bottom and removed to the surface along the pipe string by circulating liquid to read the pressure gauge, to release the through channel of the device if necessary to pass geophysical instruments to the bottom and other operations.

Наличие фильтра в верхней части патрубка, выполненного в виде радиальных отверстий диаметром менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока является необходимым для исключения забивания элементов струйного насоса загрязненной технологической жидкостью.The presence of a filter in the upper part of the nozzle, made in the form of radial holes with a diameter less than the diameter of the nozzle of the jet pump and a total area of at least the area of the through channel of the rod is necessary to prevent clogging of the elements of the jet pump with contaminated process fluid.

Наличие в нижней части цилиндрического тела переходника для наворачивания автономного манометра обеспечивает регистрацию давления, температуры, расхода и других параметров, характеризующих технологический процесс ОПЗ.The presence in the lower part of the cylindrical body of an adapter for screwing an autonomous pressure gauge ensures the registration of pressure, temperature, flow rate and other parameters characterizing the OPZ technological process.

Особенности исполнения вариантов устройств следующие.Features of the device options are as follows.

В варианте 1 размещение верхней части струйного насоса с уплотнительными элементами в сквозном канале штока, нижней части струйного насоса с уплотнительными элементами в среднем отверстии ниппеля, совмещение радиального канала отвода смеси из насоса с радиальными каналами на ниппеле позволяет вписать струйный насос в конструкцию устройства по данному изобретению и обеспечить его работу при верхнем положении полого штока устройства. В нижнем положении штока радиальные каналы струйного насоса и штока перекрываются и при закачке жидкости с устья струйный насос обеспечивает пропуск жидкости через сопло на забой скважины.In option 1, the placement of the upper part of the jet pump with sealing elements in the through channel of the rod, the lower part of the jet pump with sealing elements in the middle hole of the nipple, the combination of the radial channel for discharging the mixture from the pump with the radial channels on the nipple allows you to fit the jet pump into the design of the device according to this invention and ensure its operation in the upper position of the hollow rod of the device. In the lower position of the rod, the radial channels of the jet pump and the rod overlap, and when injecting fluid from the mouth, the jet pump allows fluid to pass through the nozzle to the bottom of the well.

В варианте 2 трубчатый составной корпус с осевыми отверстиями выполнен с присоединительными резьбами, в т.ч. в верхней части. Полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части и герметично размещен в осевом отверстии нижней части корпуса. Ниппель выполнен с радиальными каналами, причем верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещена в сквозном осевом отверстии штока, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле, что обеспечивает монтаж, функционирование струйного насоса при открытом клапане - в нижнем положении штока.In option 2, the tubular composite housing with axial holes is made with connecting threads, including at the top. The hollow rod is made with a through axial hole with a narrowing of the diameter in the lower part and hermetically placed in the axial hole of the lower part of the body. The nipple is made with radial channels, the upper part of the jet pump with sealing elements located in the through axial hole of the upper part of the housing, the lower part of the jet pump with sealing elements placed in the through axial hole of the rod, the radial channel for discharging the mixture from the pump is aligned with the radial channels on the nipple, which ensures installation, operation of the jet pump with the valve open - in the lower position of the stem.

Назначение элементов штока - герметизация радиального канала на ниппеле в верхнем положении штока. Для этого он поджат снизу пружиной с упорным патрубком, навернутым на нижнюю часть корпуса, шток прижат пружиной к кольцевой канавке с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса, и тем самым обеспечивает торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля. При этом диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока. За счет этого металлическое перекрытие соприкасающихся поверхностей исключает порыв и вымыв уплотнительного элемента, находящегося под большим давлением.The purpose of the stem elements is to seal the radial channel on the nipple in the upper position of the stem. To do this, it is pressed from below by a spring with a thrust pipe screwed onto the lower part of the body, the rod is pressed by a spring to an annular groove with a sealing element made on the lower end surface of the upper part of the body, and thereby provides mechanical seal and sealing of the radial channel of the nipple. The diametrical dimensions of the annular groove are equal to the diametrical dimensions of the upper end of the rod. Due to this, the metal overlap of the contacting surfaces eliminates the rupture and leaching of the sealing element, which is under high pressure.

Предварительное поджатие клапана при отсутствии перепада давления обеспечивается пружиной. Это необходимо для обеспечения герметичности клапана при отсутствии вставного струйного насоса, например при закачке химреагентов в пласт. При увеличении давления в трубах герметичность клапана обеспечивается за счет дополнительного поджатия штока давлением от дифференциальной камеры образуемой диаметральными размерами штока: Д1-наружный диаметр штока, Д2-наружный диаметр штока в верхнем торце. Для этого Д3-внутренний диаметр штока в верхнем торце выполнен таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3. Таким образом, при увеличении давления в трубах результирующее усилие поджатия штока будет всегда создавать контактное давление на уплотнении, большее перепада давления на клапан.The preliminary preload of the valve in the absence of a differential pressure is provided by a spring. This is necessary to ensure valve tightness when there is no plug-in jet pump, for example, when chemicals are injected into the formation. With increasing pressure in the pipes, the valve tightness is ensured by additional pressure of the stem by pressure from the differential chamber formed by the diametrical dimensions of the stem: D1-outer diameter of the stem, D2-outer diameter of the stem in the upper end. For this, the D3-inner diameter of the rod in the upper end is made so that the cross-sectional area between the diameters D1 and D2 is larger than the area between the diameters of the end surface D2 and D3. Thus, with increasing pressure in the pipes, the resulting force of the rod will always create contact pressure on the seal, greater than the pressure drop across the valve.

Открытие клапана в варианте 2 осуществляется гидравлическим способом - от давления насосного агрегата на входе в струйный насос - созданием усилия, превышающего силу сжатия пружины. Т.к. при этом жидкость проходит через сопло струйного насоса, то развиваемое насосным агрегатом давление определяется его производительностью. В конечном счете открытие и закрытие клапана осуществляется увеличением и уменьшением производительности насосного агрегата.The opening of the valve in option 2 is carried out hydraulically - from the pressure of the pump unit at the inlet to the jet pump - by creating a force exceeding the compression force of the spring. Because while the liquid passes through the nozzle of the jet pump, the pressure developed by the pump unit is determined by its performance. Ultimately, the opening and closing of the valve is carried out by increasing and decreasing the productivity of the pump unit.

В связи с вышеизложенным можно сделать вывод о соответствии заявляемого предложения критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое предложение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "изобретательский уровень".In connection with the foregoing, we can conclude that the proposed proposal meets the criterion of "novelty." The applicant is not aware of technical solutions containing similar features that distinguish the claimed proposal from the prototype, which allows us to conclude that it meets the criterion of "inventive step".

Изобретение представлено на фигурах 1…6.The invention is presented in figures 1 ... 6.

Фиг 1. Общий вид устройства вар.1 без струйного насоса.Fig 1. General view of the device var. 1 without a jet pump.

Фиг 2. Общий вид струйного насоса.Fig 2. General view of the jet pump.

Фиг 3. Общий вид устройства вар.1 со струйным насосом.Fig 3. General view of the device var. 1 with a jet pump.

Фиг 4. Общий вид устройства вар.1 при нижнем положении штока.Fig 4. General view of the device var. 1 with the lower position of the rod.

Фиг 5. Общий вид устройства вар.2.Fig 5. General view of the device var. 2.

Фиг.6. Диаграмма давления при гидроударной обработке нагнетательной скважины №29207 Зеленогорской пл. Ромашкинского м-я устройством УЭГОС.6. Pressure diagram during hydraulic shock treatment of injection well No. 29207 Zelenogorsk square Romashkinsky m-th device UEGOS.

Устройство УЭГОС вар.1 без струйного насоса (фиг.1) представляет собой клапан между межтрубным и внутритрубным пространством скважины, обеспечивающий многократное открытие и закрытие при вертикальном перемещении труб на устье скважины при посаженном пакере. Для этого он содержит трубчатый составной корпус 1 с нижней присоединительной резьбой 2, размещенным в нем цилиндрическим полым штоком 3 с верхней присоединительной резьбой и муфтой 4. Корпус 1 и шток 3 соединены между собой шпонками 5, размещенными в канавках на соприкасающихся поверхностях в верхней части устройства, причем шток выполнен с продольными канавками 6, обеспечивающими осевое перемещение штока относительно корпуса. Между верхней и нижней частью составного корпуса ввернут ниппель 7. Над ниппелем в корпусе выполнены дифференциальные камеры 8, 9 с поршнем 10 на штоке и уплотнительными элементами 11 на поршне. Дифференциальные камеры содержат радиальные каналы на штоке под поршнем и корпусе над поршнем.The device UEGOS var. 1 without a jet pump (Fig. 1) is a valve between the annulus and the annulus of the well, providing multiple opening and closing with vertical movement of the pipes at the wellhead when the packer is planted. To this end, it comprises a tubular composite housing 1 with a lower connecting thread 2, a cylindrical hollow rod 3 placed therein with an upper connecting thread and a coupling 4. The housing 1 and the rod 3 are interconnected by keys 5 located in grooves on the contacting surfaces in the upper part of the device moreover, the rod is made with longitudinal grooves 6, providing axial movement of the rod relative to the housing. A nipple 7 is screwed between the upper and lower parts of the composite housing. Differential chambers 8, 9 with a piston 10 on the stem and sealing elements 11 on the piston are screwed over the nipple in the housing. Differential chambers contain radial channels on the rod under the piston and the housing above the piston.

Полый шток 3 выполнен со сквозным осевым отверстием, ниппель 7 также выполнен со ступенчатым осевым сквозным отверстием. Верхнее отверстие А ниппеля имеет диаметр, равный наружному диаметру штока, содержит радиальные каналы 12 и уплотнительные элементы 13, 14, размещенные на ниппеле выше и ниже радиальных каналов 12 ниппеля 7. Среднее отверстие Б имеет диаметр, равный внутреннему диаметру полого штока, а нижнее отверстие В имеет диаметр менее внутреннего диаметра полого штока.The hollow rod 3 is made with a through axial hole, the nipple 7 is also made with a stepped axial through hole. The upper hole A of the nipple has a diameter equal to the outer diameter of the stem, contains radial channels 12 and sealing elements 13, 14 located on the nipple above and below the radial channels 12 of the nipple 7. The middle hole B has a diameter equal to the inner diameter of the hollow rod, and the lower hole B has a diameter less than the inner diameter of the hollow stem.

Для создания депрессии на пласт и откачки пластовой жидкости в сквозных осевых отверстиях устройства устанавливается вставной струйный насос (фиг.2), выполненный в виде цилиндрического тела 15, сопла 16, смесителя 17, диффузора 18. Насос выполнен с верхним размещением канала подвода рабочей жидкости Д - через патрубок 19, заглушенный сверху, с размещенными в нем в средней части цилиндрическими манжетами 20 из упругого материала, перекрывающими внутренний диаметр колонны труб в скважине на 80…90%. Манжеты обеспечивают гидравлическую тягу струйного насоса в процессе его транспортировки по колонне труб потоком жидкости от наземного насосного агрегата для его доставки на забой и извлечения на поверхность. В верхней части патрубка выполнен фильтр 21 в виде радиальных отверстий для очистки рабочей жидкости от загрязнений и исключения забивания сопла 16 струйного насоса. Диаметр отверстий менее диаметра сопла струйного насоса и суммарной площадью не менее площади сквозного канала штока. В нижней части цилиндрического тела выполнен переходник 23 для наворачивания автономного манометра (на фигуре не показан).To create a depression on the formation and pumping out the formation fluid in the through axial holes of the device, an insertion jet pump is installed (figure 2), made in the form of a cylindrical body 15, nozzle 16, mixer 17, diffuser 18. The pump is made with the upper placement of the working fluid supply channel D - through the pipe 19, plugged from above, with cylindrical cuffs 20 made of elastic material placed in it in the middle part and overlapping the inner diameter of the pipe string in the well by 80 ... 90%. The cuffs provide hydraulic traction of the jet pump during its transportation along the pipe string with a fluid stream from the ground pump unit for its delivery to the bottom and extraction to the surface. In the upper part of the nozzle, a filter 21 is made in the form of radial holes for cleaning the working fluid from contaminants and eliminating clogging of the jet pump nozzle 16. The diameter of the holes is less than the diameter of the nozzle of the jet pump and the total area of not less than the area of the through channel of the rod. An adapter 23 is made in the lower part of the cylindrical body for winding an autonomous pressure gauge (not shown in the figure).

Насос имеет нижнее размещение канала подвода Е в струйный насос откачиваемой из пласта жидкости и радиальный канал Ж отвода смеси жидкостей из насоса, с уплотнительными элементами 22 по зазору между наружной поверхностью цилиндрического тела и внутренней поверхностью сквозных осевых отверстий устройства. Внутренний диаметр штока 3 и среднего отверстия Б (фиг.1) ниппеля равны диаметру цилиндрического тела струйного насоса.The pump has a lower placement of the channel for supplying E to the jet pump of the fluid pumped out of the formation and the radial channel Zh for draining the mixture of liquids from the pump, with sealing elements 22 along the gap between the outer surface of the cylindrical body and the inner surface of the axial through-holes of the device. The inner diameter of the rod 3 and the middle hole B (Fig. 1) of the nipple is equal to the diameter of the cylindrical body of the jet pump.

Струйный насос выполнен извлекаемым и вставляется в сквозной канал устройства с верхней его части (фиг.3). При необходимости струйный насос доставляется на забой по колонне НКТ прямой закачкой в трубы технологической жидкости и под давлением насосного агрегата доводится в осевой канал устройства до упора в нижнее отверстие ниппеля. При этом верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещается в сквозном канале штока 3, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещается в среднем отверстии Б ниппеля 7. Радиальный канал Ж отвода смеси сред из насоса при этом совмещается с радиальными каналами 12 на ниппеле.The jet pump is removable and inserted into the through channel of the device from its upper part (Fig.3). If necessary, the jet pump is delivered to the bottom through the tubing string by direct injection of the process fluid into the pipes and, under the pressure of the pump unit, is brought into the axial channel of the device to the stop in the lower nipple opening. In this case, the upper part of the jet pump with sealing elements is located in the through channel of the rod 3, the lower part of the jet pump with sealing elements is located in the middle hole B of the nipple 7. The radial channel Ж of the mixture of mediums from the pump is combined with the radial channels 12 on the nipple.

Устройство по варианту 2 (фиг.5) также содержит трубчатый составной корпус с верхней частью 1 и нижней частью 2 с осевыми отверстиями и присоединительными резьбами. Составные части корпуса соединены ниппелем 3, выполненным в виде муфты с радиальными каналами А. В осевом отверстии нижней части корпуса размещен цилиндрический полый шток 4 с возможностью осевого перемещения, герметизируемый уплотнительными элементами 5. Полый шток выполнен со сквозным осевым отверстием с сужением диаметра в нижней части и поджат снизу пружиной 6 с упорным патрубком 7, навернутым на нижнюю часть корпуса 2. Шток прижат пружиной к кольцевой канавке 8 с уплотнительным элементом, выполненной на нижней торцевой поверхности верхней части корпуса 1 и обеспечивающей торцевое уплотнение и герметизацию радиального канала ниппеля 3. Диаметральные размеры кольцевой канавки равны диаметральным размерам верхнего торца штока, а диаметральные размеры штока: Д1-наружный диаметр штока, Д2-наружный диаметр штока в верхнем торце, Д3-внутренний диаметр штока в верхнем торце соотносятся таким образом, что площадь в сечении между диаметрами Д1 и Д2 больше площади между диаметрами торцевой поверхности Д2 и Д3. Верхняя часть корпуса содержит сквозное осевое отверстие, равное по диаметру сквозному осевому отверстию штока.The device according to option 2 (figure 5) also contains a tubular composite housing with an upper part 1 and a lower part 2 with axial holes and connecting threads. The components of the body are connected by a nipple 3, made in the form of a coupling with radial channels A. In the axial hole of the lower part of the body there is a cylindrical hollow rod 4 with the possibility of axial movement, sealed by sealing elements 5. The hollow rod is made with a through axial hole with a narrowing diameter in the lower part and pressed from below by a spring 6 with a thrust pipe 7 screwed onto the lower part of the housing 2. The rod is pressed by a spring to the annular groove 8 with a sealing element made on the lower end surface of the henna part of the housing 1 and providing mechanical sealing and sealing of the radial channel of the nipple 3. The diametrical dimensions of the annular grooves are equal to the diametrical dimensions of the upper end of the rod, and the diametrical dimensions of the rod: D1-outer diameter of the rod, D2-outer diameter of the rod in the upper end, D3-inner diameter the rod in the upper end face are correlated so that the area in the cross section between the diameters D1 and D2 is greater than the area between the diameters of the end surface D2 and D3. The upper part of the housing contains a through axial hole equal in diameter to the through axial hole of the rod.

В сквозных осевых отверстиях устройства установлен вставной струйный насос 9 вышеописанной конструкции, изображенной на фиг.2. В варианте 2 устройства верхняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами размещается в сквозном осевом отверстии верхней части корпуса, нижняя часть струйного насоса с уплотнительными элементами в сквозном осевом отверстии штока с упором на сужении диаметра, радиальный канал отвода смеси из насоса совмещен с радиальными каналами на ниппеле.In the through axial holes of the device is installed plug-in jet pump 9 of the above construction, shown in figure 2. In option 2 of the device, the upper part of the jet pump with sealing elements is located in the through axial hole of the upper part of the housing, the lower part of the jet pump with sealing elements in the through axial hole of the rod with emphasis on the narrowing of the diameter, the radial channel for discharging the mixture from the pump is aligned with the radial channels on the nipple .

Рассмотрим работу устройства УЭГОС варианта 1.Consider the operation of the device UEGOS option 1.

Перед ОПЗ проводятся подготовительные работы. В скважину спускается компоновка, включающая (снизу-вверх) 1…2 шт. труб, например насосно-компрессорных (НКТ). Трубы снизу закрыты заглушкой и предназначены в качестве грязесборника, далее наворачивается фильтр, механический пакер сжатия с опорой на стенки скважины, устройство УЭГОС без струйного насоса. Компоновка спускается до забоя на трубах. При спуске трубы заполняются скважинной жидкостью через осевые каналы узлов компоновки и радиальный канал на ниппеле УЭГОС. Устье скважины герметизируется превентором или другим сальниковым устройством, обеспечивающим вертикальное перемещение колонны труб на длину хода 1…2 м. Устанавливается пакер на отметке, соответствующей установке фильтра на середине обрабатываемого интервала перфорации. При установке пакера шток 3 УЭГОС перемещается вниз относительно корпуса, герметизируется уплотнениями 13, 14 и перекрывает радиальный канал на ниппеле (фиг.4).Before the SCF preparatory work is carried out. The layout descends into the well, including (from bottom to top) 1 ... 2 pcs. pipes, for example tubing. The pipes below are closed by a plug and are intended as a dirt collector, then a filter is screwed on, a mechanical compression packer supported by the walls of the well, a UEGOS device without a jet pump. The layout goes down to the bottom of the pipes. During the descent, the pipes are filled with borehole fluid through the axial channels of the assembly units and the radial channel on the UEGOS nipple. The wellhead is sealed with a preventer or other stuffing box device, providing vertical movement of the pipe string for a stroke length of 1 ... 2 m. The packer is installed at the mark corresponding to the installation of the filter in the middle of the processed perforation interval. When installing the packer, the UEGOS rod 3 moves downward relative to the body, is sealed with seals 13, 14 and blocks the radial channel on the nipple (Fig. 4).

По индикатору веса определяются крайние значения положения колонны труб на устье для нижнего и верхнего положения штока на устройстве УЭГОС и делаются визуальные отметки на верхней трубе. Нижнее положение подбирается из расчета необходимого веса труб для уплотнительных втулок пакера. При нижнем положении штока и установленном пакере осуществляется закачка жидкости в пласт.The weight indicator determines the extreme values of the position of the pipe string at the mouth for the lower and upper position of the rod on the UEGOS device and makes visual marks on the upper pipe. The lower position is selected based on the required weight of the pipes for the packing sleeve of the packer. With the lower position of the rod and the installed packer, fluid is injected into the reservoir.

Верхнее положение определяется значением веса колонны труб, т.е. индикатор веса должен показывать полный вес труб, без срыва пакера. При этом усилие сжатия на пакер от веса труб снимается, но разгерметизации не произойдет за счет наличия дифференциальной камеры с поршнем, создающих усилие сжатия при наличии давления в трубах от насосного агрегата. При верхнем положении штока осуществляется циркуляция жидкости: нагнетательная линия насосного агрегата - колонна труб - сопло - смеситель - диффузор струйного насоса - радиальный канал на ниппеле устройства УЭГОС - межтрубное пространство - желобная емкость - приемная линия насосного агрегата.The upper position is determined by the weight of the pipe string, i.e. The weight indicator should show the total weight of the pipes, without breaking the packer. In this case, the compression force on the packer from the weight of the pipes is removed, but the depressurization will not occur due to the presence of a differential chamber with a piston, creating a compression force in the presence of pressure in the pipes from the pump unit. When the rod is in the upper position, the fluid circulates: the discharge line of the pumping unit - pipe string - nozzle - mixer - diffuser of the jet pump - radial channel on the nipple of the UEGOS device - annulus - groove capacity - receiving line of the pumping unit.

Операции по ОПЗ пласта выполняются в следующем порядке.Operations for SCR formation are performed in the following order.

При верхнем положении штока производится закачка в трубы химреагентов, технологической жидкостью химреагенты доводятся до устройства УЭГОС. Шток переключается в нижнее положение и химреагенты продавливаются в пласт. В процессе ожидания реакции выполняют барообработку пласта в импульсном режиме созданием циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости. В процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии.When the rod is in the upper position, chemicals are pumped into the pipes, chemicals are transferred to the UEGOS device with the process fluid. The rod switches to the lower position and the chemicals are forced into the reservoir. In the process of waiting for the reaction, the reservoir is processed in a pulsed mode by creating cyclic pressure pulses of repression and depression on the formation with injection and pumping of formation fluid. In the process of barotreating the formation, the injectivity during repression and the inflow during depression are controlled.

Для этого клапанная часть УЭГОС переключается в верхнюю позицию, струйный насос сбрасывается в НКТ и продавливается насосным агрегатом потоком жидкости до места посадки. Клапан УЭГОС переключается в нижнюю позицию. Насосным агрегатом производится закачка в пласт технологической жидкости при давлении не более допустимого значения, определяемого состоянием коллектора и цементного кольца. Нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1-6 МПа/мин, а длительность импульса репрессии при отсутствии приемистости ограничивают до достижения предельно - допустимого давления, при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне.To do this, the valve part of the UEGOS switches to the upper position, the jet pump is discharged into the tubing and forced by the pumping unit with a fluid flow to the place of landing. The UEGOS valve switches to the lower position. The pump unit injects the process fluid into the reservoir at a pressure of not more than the permissible value determined by the state of the reservoir and cement ring. The pressure of the repression pulse is increased with a low slope of 1-6 MPa / min, and the duration of the repression pulse in the absence of injectivity is limited until the maximum permissible pressure is reached, in the presence of injectivity, to the injection of the liquid volume in the amount of not more than the volume of liquid in the under-packer zone.

Под высоким давлением призабойная зона пласта находится в напряженном состоянии, увеличивается поперечное сечение каналов, ухудшается сцепление частиц, загрязняющих пласт, с минеральным скелетом коллектора, однако за счет безударного роста давления частицы минимально смещаются вглубь пласта, не происходит их заклинивание в узких местах.Under high pressure, the bottom-hole zone of the formation is in a stressed state, the cross-section of the channels increases, the adhesion of particles polluting the formation to the mineral skeleton of the reservoir deteriorates, however, due to the shockless increase in pressure, the particles are minimally displaced into the formation, and they do not jam in narrow places.

Далее клапан УЭГОС переключается в верхнюю позицию без остановки насосного агрегата. Открывается радиальный канал ниппеля УЭГОС, соединенный с радиальным каналом отвода смеси из струйного насоса. Струйный насос включается в работу, давление резко падает до гидростатического давления и далее до создания депрессии. Депрессионный импульс давления имеют высокую крутизну переднего фронта. Это позволяет создать гидроударное воздействие на пласт депрессионного типа, которое приводит к разрушению отложений в призабойной зоне пласта и их выносу из пласта. Эффективность гидроудара в технологии с УЭГОС в сравнении с прототипом намного выше, поскольку амплитуда или размах импульса давления равен сумме давлений, развиваемых наземным насосным агрегатом и струйным насосом. Из пласта производится откачка жидкости и подвижных частиц загрязнения пласта. Потоки жидкости в струйном насосе показаны на фиг.3. Линия И - технологическая жидкость, закачиваемая насосным агрегатом, линия К - жидкость из пласта. В процессе эжекции потоки соединяются и поступают в межтрубное пространство и далее в желобную емкость. Длительность откачки в настоящем способе при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости.Further, the UEGOS valve switches to the upper position without stopping the pump unit. The radial channel of the UEGOS nipple opens, connected to the radial channel for removing the mixture from the jet pump. The jet pump is turned on, the pressure drops sharply to hydrostatic pressure and then to create a depression. Depression pressure pulses have a high slope of the leading edge. This allows you to create a hydropercussion effect on the formation of the depressive type, which leads to the destruction of sediments in the bottom-hole zone of the formation and their removal from the formation. The efficiency of the water hammer in the technology with UEGOS is much higher in comparison with the prototype, since the amplitude or amplitude of the pressure pulse is equal to the sum of the pressures developed by the ground-based pumping unit and the jet pump. Fluid and moving particles of formation pollution are pumped out of the formation. The fluid flows in the jet pump are shown in FIG. Line I is the process fluid pumped by the pump unit, line K is the fluid from the reservoir. In the process of ejection, the flows are connected and enter the annulus and then into the groove tank. The duration of pumping in the present method in the absence of inflow is equal to the duration of the repression pulse in the absence of injectivity, in the presence of inflow - to pump out a volume of liquid equal to the volume pumped during repression of the liquid.

Эти операции выполняются многократно при непрерывно работающем насосном агрегате до достижения и стабилизации приемистости пласта. Для оценки приемистости по падению давления необходимо в нижней позиции клапана УЭГОС поднять давление до максимально-допустимого значения, остановить закачку и контролировать при этом темп падения давления на устьевом манометре. При наличии приемистости пласта для определения его параметров (давление закачки, производительность) с закачкой жидкости в пласт необходимо удалить струйный насос обратной промывкой для исключения погрешности определения давления закачки из-за потери давления на струйном насосе.These operations are performed repeatedly with a continuously operating pump unit until the formation is injected and stabilized. To assess injectivity by pressure drop, it is necessary to raise the pressure to the maximum permissible value in the lower position of the UEGOS valve, stop the injection and control the rate of pressure drop on the wellhead pressure gauge. If there is injectivity of the formation to determine its parameters (injection pressure, productivity) with the injection of fluid into the formation, it is necessary to remove the jet pump by backwashing to eliminate the error in determining the injection pressure due to pressure loss at the jet pump.

После многоцикловой знакопеременной гидроударной обработки пласта шток устанавливается в верхнее положение и производится длительная откачка жидкости из пласта с выносом разрушенных отложений и загрязняющих частиц. В настоящем изобретении откачку продуктов реакции проводят в импульсном режиме, где длительность импульса депрессии регулируют таким образом, чтобы объем откачиваемых при этом продуктов реакции был кратно больше объема закачиваемой жидкости при импульсе репрессии на пласт, причем величину кратности увеличивают с 2 до 10 в течение процесса откачки. Это позволяет повысить вынос загрязнений из пласта, исключить закупорку в отдельных зонах, повысить охват пласта обработкой.After a multi-cycle alternating hydropercussion treatment of the formation, the rod is installed in the upper position and a long pumping of fluid from the formation is carried out with the removal of the destroyed sediments and polluting particles. In the present invention, the pumping of reaction products is carried out in a pulsed mode, where the duration of the depression pulse is controlled so that the volume of pumped out reaction products is several times greater than the volume of pumped liquid during the pulse of repression to the reservoir, and the magnitude of the ratio is increased from 2 to 10 during the pumping process . This allows you to increase the removal of contaminants from the reservoir, to eliminate clogging in certain areas, to increase the coverage of the formation by treatment.

После откачки продуктов реакции в добывающих скважинах осуществляется освоение скважины до получения пластового флюида. Оценивается продуктивность скважины по объему откачиваемой жидкости за единицу времени и депрессии на пласт. В завершение работ производится замена технологической жидкости на чистую, промывка скважины. В нагнетательных скважинах выполняется контрольный замер приемистости.After pumping out the reaction products in producing wells, the well is developed to produce reservoir fluid. Well productivity is estimated by the volume of pumped fluid per unit time and depression per formation. At the end of the work, the technological fluid is replaced with a clean one, and the well is flushed. In injection wells, a control measurement of injectivity is performed.

Работа устройства УЭГОС варианта 2 аналогична вышерассмотренной работе варианта 1, кроме следующего.The operation of the UEGOS device of option 2 is similar to the above operation of option 1, except for the following.

1) Переключение клапана варианта 2 осуществляется гидравлическим способом. При минимальной производительности насосного агрегата и соответственно давления на входе в сопло струйного насоса усилия на шток недостаточно для его перемещения, клапан закрыт, а закачиваемая жидкость нагнетается под пакер в пласт. При повышении оборотов насосного агрегата и достижении давления страгивания штока, определяемого силой сжатия пружины, происходит его переключение с ускорением за счет снижения давления под пакером при работе струйного насоса. Перепад давления от межтрубного пространства действует на шток в сечении между диаметрами Д2-Д3 и происходит полное открытие клапана. Для закрытия клапана необходимо уменьшить обороты насосного агрегата, депрессия от струйного насоса снижается и происходит срыв его работы. Пружина прижимает шток в канавку с уплотнением и герметизирует радиальный канал ниппеля.1) The valve switching option 2 is carried out hydraulically. At the minimum pump unit capacity and, accordingly, the pressure at the inlet of the jet pump nozzle, the force on the rod is not enough to move it, the valve is closed, and the injected fluid is pumped under the packer into the reservoir. When the revolutions of the pumping unit are increased and the rod break-in pressure is determined, which is determined by the compression force of the spring, it switches with acceleration by reducing the pressure under the packer during the operation of the jet pump. The pressure drop from the annulus acts on the stem in cross section between the diameters D2-D3 and the valve opens completely. To close the valve, it is necessary to reduce the speed of the pump unit, the depression from the jet pump is reduced and its operation is interrupted. The spring presses the rod into the groove with the seal and seals the radial channel of the nipple.

2) При обратной промывке скважины на шток действует межтрубное давление и происходит его открытие. Это позволяет осуществлять промывку, а также вымыв струйного насоса без снятия пакера.2) During backwash of the well, the annular pressure acts on the rod and its opening occurs. This allows you to flush and wash the jet pump without removing the packer.

3) При работе устройства усилие сжатия пакера от веса колонны труб является неизменным за счет выполнения штока внутри корпуса. Это значительно повышает надежность и упрощает конструкцию варианта 2 в сравнении с устройством варианта 1.3) During the operation of the device, the compression force of the packer from the weight of the pipe string is unchanged due to the implementation of the rod inside the housing. This significantly increases the reliability and simplifies the design of option 2 in comparison with the device of option 1.

Рассмотрим работу устройства УЭГОС на примере гидроударной обработки нагнетательной скважины №29207 Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения с использованием устройства по вар. 1.Consider the operation of the UEGOS device using the example of hydropercussion treatment of an injection well No. 29207 of the Zelenogorsk area of the Romashkinskoye field using a var device. one.

На забой скважины на НКТ-73 была спущена компоновка в составе: хвостовик с заглушкой (грязесборник) из НКТ-73-1 шт., фильтр из НКТ-73 с манотермометром, НКТ-73-2 шт., пакер ПРО-ЯМО, устройство УЭГОС вариант 1 со струйным насосом. Загерметизировали устье скважины сальниковым устройством КГОМ. Установили пакер. Подсоединили нагнетательную линию насосного агрегата ЦА-320 к угловой задвижке колонны НКТ, приемную линию ЦА-320 и линию сбора выходящей из скважины жидкости к желобной емкости. Заполнили скважину и НКТ технологической жидкостью. Определили приемистость скважины закачкой 6 м³ техводы: Q=45 м³/сут при давлении Рмакс. = 15,0 МПа.On the bottom of the well on the NKT-73, a layout was launched consisting of: a liner with a plug (dirt collector) from NKT-73-1 pcs., A filter from NKT-73 with a pressure gauge, NKT-73-2 pcs., A PRO-YamO packer, a device UEGOS option 1 with a jet pump. The wellhead was sealed with an OGOM stuffing box. Installed the packer. The discharge line of the CA-320 pumping unit was connected to the angle valve of the tubing string, the receiving line of CA-320 and the collection line of the fluid leaving the well to the groove tank. The well and tubing were filled with process fluid. The injectivity of the well was determined by pumping 6 m ³ technical leads: Q = 45 m ³ / day at a pressure of Rmax. = 15.0 MPa.

На 1 этапе выполнили барообработку на технической воде. Для этого запустили насосный агрегат и вертикальным перемещением колонны труб и соответственно открытием и закрытием клапана УЭГОС выполнили знакопеременную гидроударную обработку пласта в течение 1 часа в количестве 6 циклов с закачкой в пласт и откачкой из пласта по 0,2 м³ техводы. После обработки откачали жидкость из пласта струйным насосом в объеме 3,5 м³. Обратной промывкой извлекли струйный насос. Определили приемистость скважины: Q=144 м³/сут, Рмакс. = 14,0 МПа.At the 1st stage, baro-processing was performed on industrial water. To do this, they started the pumping unit by vertically moving the pipe string and, respectively, opening and closing the UEGOS valve, performed alternating hydraulic shock treatment of the formation for 1 hour in the amount of 6 cycles with pumping into the formation and pumping out 0.2 m ^{3 of} technical water from the formation. After treatment, the fluid was pumped out of the reservoir with a jet pump in a volume of 3.5 m ³ . The backwash removed the jet pump. The injectivity of the well was determined: Q = 144 m ³ / day, Rmax. = 14.0 MPa.

На 2 этапе (фиг.6) выполнили барохимическую обработку с использованием глино-кислотной композиции. Установили клапан УЭГОС в верхнюю позицию и произвели закачку в НКТ глино-кислотной композиции в объеме 1,5 м³, довели композицию до клапана УЭГОС техводой в объеме 3,6 м³ (участок 1 диаграммы фиг.6), установили клапан УЭГОС в нижнюю позицию и продавили состав в пласт техводой в объеме 1,7 м³ при давлении 13,0 МПа (участок 2).At stage 2 (Fig.6), a barochemical treatment was performed using a clay acid composition. The UEGOS valve was installed in the upper position and the clay oil composition was pumped into the tubing in the volume of 1.5 m ³ , the composition was brought to the UEGOS valve with the technical water in the volume of 3.6 m ³ (section 1 of the diagram in Fig. 6), the UEGOS valve was installed in the lower position and squeezed the composition into the reservoir with technical water in a volume of 1.7 m ³ at a pressure of 13.0 MPa (section 2).

Ожидание реагирования кислоты (ОРК) - 2 часа. При ОРК сбросили в НКТ струйный насос и выполнили знакопеременную гидроударную обработку пласта в течение 2-го часа ОРК с закачкой в пласт и откачкой из пласта по 0,2 м³ техводы в количестве 10 циклов при давлении Ррепрессии.макс. = 9,5 МПа, Рдепрессии = 3,8…4,0 МПа(участки 3,4). Закачку производили с регулированием производительности насосного агрегата, таким образом, чтобы обеспечивался рост давления с крутизной 1÷6 МПа/мин (фактически - 5…6. МПа/мин). При переключении УЭГОС на депрессию обеспечивалась крутизна ниспадающего участка давления 1÷6 МПа/с (фактически - 1…2 МПа/с). Объем жидкости для «полоскания» пласта - 0,2 м³ техводы определялся условием - не более объема жидкости в подпакерной зоне, который составил 0,3 м³.Waiting for an acid reaction (ORC) - 2 hours. When ORK, a jet pump was dropped into the tubing and an alternating hydropercussion treatment of the formation was performed for 2 hours of ORC with injection into the formation and pumping out of the formation of 0.2 m ³ technical leads in an amount of 10 cycles at a pressure of Repression.max. = 9.5 MPa, Depression = 3.8 ... 4.0 MPa (sections 3.4). The injection was carried out with the capacity of the pump unit being regulated in such a way as to ensure an increase in pressure with a steepness of 1 ÷ 6 MPa / min (actually 5 ... 6. MPa / min). When UEGOS switched to depression, the steepness of the descending pressure section was provided 1–6 MPa / s (actually - 1 ... 2 MPa / s). The volume of fluid for “rinsing” the formation — 0.2 m ^{3 of} technical water was determined by the condition — not more than the volume of fluid in the sub-packer zone, which was 0.3 m ³ .

После реагирования произвели откачку продуктов реакции струйным насосом в течение 1,5 часов в объеме 7,5 м³, Qнач = 2 м³/час, Qкон = 10 м³/час (участок 5).After the reaction, the reaction products were pumped out with a jet pump for 1.5 hours in a volume of 7.5 m ³ , Qnach = 2 m ³ / h, Qcon = 10 m ³ / hr (section 5).

Вымыли струйный насос (участок 6). Определили приемистость пласта: Q = 120 м³/сут, Рн/Ркон. = 11,0/12,ОМПа (участок 7). Получен значительный технологический эффект. Сняли пакер и подняли компоновку (участок 8). Затраты времени на ОПЗ, включая спуск и подъем компоновки, составили 31 час.The jet pump was washed (section 6). The injectivity of the formation was determined: Q = 120 m ³ / day, pH / Rcon. = 11.0 / 12, OMPa (plot 7). A significant technological effect was obtained. They removed the packer and raised the layout (section 8). The time spent on the SCR, including lowering and raising the layout, amounted to 31 hours.

Настоящее изобретение может быть использовано в нефтегазодобывающей промышленности для обработки призабойной зоны пластов низкодебитного фонда скважин в процессе капитального, текущего ремонта, при освоении скважин после бурения с целью интенсификации притока или приемистости скважин. Наиболее эффективным может быть его применение для обработки неприточных и слабоприточных коллекторов, при отсутствии или недостаточной приемистости скважин, при низкой эффективности или невозможности получения технологического эффекта обычной химобработкой пласта.The present invention can be used in the oil and gas industry to treat the bottom-hole zone of the low-yield well reservoir in the process of overhaul, repair, and well development after drilling in order to intensify well inflow or injectivity. The most effective may be its use for processing non-supply and low-supply reservoirs, in the absence or insufficient injectivity of wells, at low efficiency or the inability to obtain a technological effect by conventional chemical treatment of the formation.

Claims

1. A method of hydropercussion treatment of the bottom-hole zone of the formation and development of the well, including isolating the formation with a packer, injecting chemicals into the bottom-hole zone of the formation, waiting for the reaction, barotreating the formation while waiting for the reaction in a pulsed mode by creating cyclic pressure pulses of repression and depression on the formation with pumping and pumping formation fluid, pumping out reaction products after the reaction and well development, characterized in that during the process of formation processing, the injectivity during repression is controlled, the flow of depressions, increasing the pressure of the repression pulse is produced with a low slope of 1 ÷ 6 MPa / min, while reducing the pressure of the pulse of repression and depression, they provide a high slope of 1 ÷ 6 MPa / s, and the amplitudes of the pressure pulses do not exceed the permissible pressure on the reservoir, the duration of the repression pulse in the absence injectivity is limited until the maximum permissible pressure is reached, in the presence of injectivity - until the fluid volume is pumped in an amount of not more than the fluid volume in the sub-packer zone, the duration of the depression pulse is absent tvii inflow operate equal repressionnogo pulse duration in the absence of pick-up, if the influx - pumping fluid to a volume equal to the volume of injected fluid at repression.

2. The method according to claim 1, characterized in that the pumping of the reaction products is carried out in a pulsed mode, and the duration of the depression pulse is controlled so that the volume of pumped out reaction products is a multiple of the volume of injected liquid during the repression pulse to the reservoir, and the magnitude of the multiplicity increase from 2 to 10 during the pumping process.

3. Device for hydropercussion treatment of the bottom-hole zone of the formation and development of wells, including a tubular composite body with a lower connecting thread, a cylindrical hollow rod placed therein with an upper connecting thread, the housing and the rod are interconnected by dowels placed in grooves on contacting surfaces in the upper part devices, and the rod is made with longitudinal grooves providing axial movement of the rod relative to the housing, a nipple screwed between the upper and lower components of the hour casing, above the nipple in the casing are made differential chambers with a piston on the rod and sealing elements, differential chambers contain radial channels on the rod and casing, characterized in that the hollow rod is made with a through axial hole, radial channels in the differential chambers on the rod are made under the piston , in the housing are made above the piston, the nipple is made with a three-stage axial through hole, the upper hole has a diameter equal to the outer diameter of the rod, contains radial channels and seals the elements located on the nipple above and below the radial channels of the nipple, the middle hole has a diameter equal to the inner diameter of the hollow rod, the lower hole has a diameter less than the inner diameter of the hollow rod, and the length of the longitudinal groove and the length of the rod are selected so that in the upper position of the rod opening of radial channels in the nipple is ensured, and in the lower position, their sealing; in the axial openings of the device there is a plug-in jet pump made in the form of a cylindrical body, diameter, p In accordance with the same internal diameter of the axial hole of the rod, an active nozzle and a mixing chamber with a diffuser are installed in the cylindrical body, a channel for supplying the working fluid to the jet pump is made in the upper part, a channel for supplying the fluid pumped out from the reservoir is made in the lower part, and a working mixture removal channel is made in the middle part and pumped liquids from the pump with sealing elements between the channels on the outer surface of the cylindrical body, and the upper part of the jet pump with sealing elements is placed in the through on the rod side, the lower part of the jet pump with sealing elements is located in the middle hole of the nipple, the radial channel for discharging the mixture from the pump is aligned with the radial channels on the nipple, and in the upper part of the cylindrical body of the jet pump, a pipe is plugged to the top of the working mixture, which is muffled from above in it, in the middle part, with cylindrical cuffs made of elastic material, overlapping the inner diameter of the pipe string in the well by 80 ... 90%, a filter in the form of radial openings is made in the upper part of the nozzle diameters less than the diameter of the nozzle of the jet pump and a total area of not less than the area of the through channel of the rod, and in the lower part of the cylindrical body an adapter is made to wind an autonomous pressure gauge.

4. Device for hydropercussion treatment of the bottom-hole zone of the formation and development of wells, including a tubular composite body with axial holes and connecting threads, housed in it by a cylindrical hollow rod with the possibility of axial movement, a nipple between the upper and lower components of the body, characterized in that the nipple is made with radial channels, the hollow rod is made with a through axial hole with a narrowing of the diameter in the lower part, is hermetically placed in the axial hole of the lower part of the body, is tightened from the bottom spring with a thrust pipe screwed onto the lower part of the body, the rod is pressed by a spring to the annular groove with a sealing element made on the lower end surface of the upper part of the body, and thereby provides mechanical sealing and sealing of the radial channel of the nipple, and the diametrical dimensions of the annular groove are equal to the diametrical dimensions the upper end of the rod, and the diametrical dimensions of the rod: D1 is the outer diameter of the rod, D2 is the outer diameter of the rod in the upper end, D3 is the inner diameter of the rod in the upper end, respectively so that the cross-sectional area between diameters D1 and D2 is larger than the area between the diameters of the end surface D2 and D3, the upper part of the housing contains a through axial hole equal in diameter to the through axial hole of the rod, an insertion jet pump is installed in the through axial holes of the device, made in the form of a cylindrical body, with a diameter equal to the inner diameter of the axial hole of the rod, an active nozzle and a mixing chamber with a diffuser are installed in the cylindrical body, an inlet channel is made in the upper part working fluid into the jet pump, in the lower part there is a channel for supplying fluid pumped from the reservoir, and in the middle part a channel for discharging the mixture of working and pumped fluids from the pump with sealing elements between the channels on the outer surface of the cylindrical body is made, the upper part of the jet pump with sealing elements in the through axial hole of the upper part of the housing, the lower part of the jet pump with sealing elements is placed in the through axial hole of the rod, the radial channel of the mixture discharge from the pump is combined with radial channels on the nipple, and in the upper part of the cylindrical body of the jet pump, a pipe is plugged to the supply channel of the working mixture, which is plugged from above, with cylindrical cuffs made of elastic material placed in it in the middle part and overlap the inner diameter of the pipe string in the well by 80 ... 90%, in the upper part of the nozzle a filter is made in the form of radial holes with a diameter less than the diameter of the jet pump nozzle and with a total area of not less than the area of the through channel of the rod, and in the lower part of the cylinder The body was equipped with an adapter for winding an autonomous pressure gauge.