RU2667171C1 - Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) - Google Patents
Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2667171C1 RU2667171C1 RU2017142201A RU2017142201A RU2667171C1 RU 2667171 C1 RU2667171 C1 RU 2667171C1 RU 2017142201 A RU2017142201 A RU 2017142201A RU 2017142201 A RU2017142201 A RU 2017142201A RU 2667171 C1 RU2667171 C1 RU 2667171C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- perforator
- tubing
- reservoir
- elements
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs, or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/11—Perforators; Permeators
- E21B43/112—Perforators with extendable perforating members, e.g. actuated by fluid means
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
- E21B43/26—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures
- E21B43/267—Methods for stimulating production by forming crevices or fractures reinforcing fractures by propping
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04F—PUMPING OF FLUID BY DIRECT CONTACT OF ANOTHER FLUID OR BY USING INERTIA OF FLUID TO BE PUMPED; SIPHONS
- F04F5/00—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow
- F04F5/02—Jet pumps, i.e. devices in which flow is induced by pressure drop caused by velocity of another fluid flow the inducing fluid being liquid
Abstract
Description
Изобретение относится к горному делу, добыче нефти и газа, в частности к способам и устройствам для бурения горных пород, включающим перфорацию и гидравлический разрыв пласта (далее ГРП).The invention relates to mining, oil and gas production, in particular to methods and devices for drilling rocks, including perforation and hydraulic fracturing (hereinafter hydraulic fracturing).
Известен способ гидравлического разрыва пласта, создающий условия для контроля управления напряженным состоянием в прискважинной зоне (патента на изобретение №2592582, опубл. 27.07.2016 г.). Способ включает вскрытие пласта вертикальной скважиной, спуск в скважину колонны труб, обратную промывку скважины в полуторакратном объеме, прорезание эксплуатационной колонны, создание в интервале подошвы и кровли пласта по две оппозитные щели, выполненные в пласте между щелями через щелевой перфоратор закачкой жидкости разрыва по колонне труб ГРП с образованием трещин разрыва в направлении максимального напряжения, крепление трещин пропантом и извлечение колонны труб из скважины. При обратной промывке подачу промывочной жидкости производят с устья в заколонное пространство скважины, а подъем промывочной жидкости через обратный клапан и щелевой перфоратор по колонне труб. Оппозитные щели создают путем одновременной подачи жидкости в колонну труб и реверсивным угловым вращением НКТ, оснащенными щелевым перфоратором с двумя диаметрально противоположно размещенными насадками. Геометрия каждой щели в зависимости от геологических условий и направления максимальных напряжений до вскрытия пласта определяется опытным путем. Крепление трещин разрыва производят сверхлегким пропантом под давлением, не превышающим допустимое на стенки скважины, при этом закачку жидкости разрыва по колонне труб через щелевой перфоратор продолжают одновременно и в заколонное пространство скважины. Нижний конец НКТ снабжен щелевым перфоратором, содержащим обратный клапан и две диаметрально противоположно размещенные насадки.A known method of hydraulic fracturing, creating conditions for controlling stress state management in the near-wellbore zone (patent for invention No. 2592582, publ. 07.27.2016). The method includes opening a formation with a vertical well, lowering a string of pipes into the well, backwashing the well in one and a half times, cutting a production string, creating two opposed slots in the interval of the sole and roof of the formation, made in the formation between the slits through a slotted perforator by pumping a fracture fluid along the pipe string Hydraulic fracturing with the formation of fracture cracks in the direction of maximum stress, fixing the cracks with proppant and removing the pipe string from the well. When backwashing, the flushing fluid is supplied from the mouth to the annulus of the well, and the flushing fluid is lifted through the check valve and slot puncher along the pipe string through the check valve. Oscillation slots are created by simultaneously supplying liquid to the pipe string and reversible angular rotation of the tubing equipped with a slotted punch with two diametrically opposed nozzles. The geometry of each gap, depending on geological conditions and the direction of maximum stresses before opening the formation, is determined empirically. The fracture cracks are fastened with ultralight proppant under pressure not exceeding the allowable on the borehole walls, while the fracture fluid is pumped through the pipe string through the slotted perforator simultaneously into the annulus of the borehole. The lower end of the tubing is equipped with a slotted perforator containing a check valve and two diametrically opposed nozzles.
Недостатком известного способа является использование низких давлений при ГРП, следствием которых является малая скорость закачки жидкости ГРП в пласт, что может не только снижать качество проведения ГРП, но и приводить к преждевременному смыканию трещин разрыва пласта и последующему заполнению НКТ и затрубного пространства пропантом и, следовательно, к невозможности дальнейшей эксплуатации скважины. Кроме того, во время проведения ГРП возможны скачки рабочего давления, которые могут приводить к повреждению скважины и возникновению аварийной ситуации.The disadvantage of this method is the use of low pressures during hydraulic fracturing, the consequence of which is a low rate of hydraulic fluid injection into the formation, which can not only reduce the quality of hydraulic fracturing, but also lead to premature closure of fractures in the formation and subsequent filling of the tubing and annular space with proppant and, therefore , the impossibility of further operation of the well. In addition, during hydraulic fracturing, surges in operating pressure are possible, which can lead to damage to the well and an emergency.
Задачей изобретений является расширение технологических возможностей способа и устройства с одновременным улучшением качества проведения ГРП и снижения риска повреждения эксплуатационной колонны.The objective of the invention is to expand the technological capabilities of the method and device while improving the quality of hydraulic fracturing and reducing the risk of damage to the production string.
Технический результат заключается в расширении диапазона рабочих давлений при ГРП, как минимум до 100 МПа (1000 атм), за счет герметичного разделения надпакерного и подпакерного пространства, в увеличении скорости закачки жидкости ГРП за счет снижения гидравлического сопротивления при закачке жидкости ГРП в продуктивный пласт и в повышении проницаемости призабойной зоны пласта за счет своевременного извлечения из нее жидкости ГРП.The technical result consists in expanding the range of operating pressures for hydraulic fracturing, at least up to 100 MPa (1000 atm), due to the tight separation of the above-packer and sub-packer spaces, in increasing the rate of hydraulic fluid injection by reducing the hydraulic resistance during hydraulic fluid injection into the reservoir and increasing the permeability of the bottomhole formation zone due to the timely extraction of hydraulic fracturing fluid from it.
Заявленный технический результат достигается тем, что в способе ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту, включающем спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов. Далее приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, затем, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора. После этого производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением. Далее струйный насос приводят в рабочее состояние и последующим нагнетанием рабочей жидкости под давлением в струйный насос создают перепад давлений в подпакерной зоне и продуктивном пласте, посредством которого из пласта извлекается жидкость ГРП на поверхность. В завершении способа пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.The claimed technical result is achieved by the fact that in the method of repairing oil and / or gas wells according to the first embodiment, which includes the descent into the well of a device equipped with a packer and perforator in the lower part of the tubing to a depth corresponding to the productive formation, the supply of working fluid under pressure into the cavity of the tubing and perforator, through the destructive elements of which provide hydraulic communication of the production string with the reservoir at least at one level product vnogo formation and / or levels lying close several reservoirs. Next, the destructive elements of the perforator are brought into an inoperative position, blocking access to the working fluid, then, moving the device, install the packer above the reservoir, tightly separate the overpacker and subpacker annulus and open the circulation windows of the perforator. After that, hydraulic fracturing fluid is injected into the tubing under pressure corresponding to the fracture pressure, and hydraulic fracturing is performed until fracture cracks are formed with their subsequent fastening. Next, the jet pump is brought into working condition and subsequent injection of the working fluid under pressure into the jet pump creates a pressure differential in the sub-packer zone and the reservoir, through which hydraulic fracturing fluid is removed from the reservoir to the surface. At the end of the method, the packer is brought to an inoperative position and the device is removed from the well.
Заявленный технический результат достигается тем, что в способе ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту, включающем спуск в скважину устройства, оснащенного пакером и перфоратором в нижней части насосно-компрессорных труб, на глубину, соответствующую продуктивному пласту, подачу под давлением рабочей жидкости в полость насосно-компрессорных труб и перфоратор, посредством разрушающих элементов которого обеспечивают гидравлическое сообщение эксплуатационной колонны с пластом на по крайней мере одном уровне продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов. Далее приводят разрушающие элементы перфоратора в нерабочее положение, перекрывая к ним доступ рабочей жидкости, затем, перемещая устройство, устанавливают пакер над продуктивным пластом, осуществляют герметичное отделение надпакерного и подпакерного затрубного пространства и осуществляют открытие циркуляционных окон перфоратора. После чего производят подачу в НКТ жидкости ГРП под давлением, соответствующим давлению разрыва пласта, и осуществляют ГРП до образования трещин разрыва с последующим их креплением. В завершении способа пакер приводят в нерабочее положение и устройство извлекают из скважины.The claimed technical result is achieved by the fact that in the method of repairing oil and / or gas wells according to the second embodiment, which includes the descent into the well of a device equipped with a packer and perforator in the lower part of the tubing to a depth corresponding to the productive formation, the supply of working fluid under pressure into the cavity of the tubing and perforator, through the destructive elements of which provide hydraulic communication of the production string with the reservoir at least at one level product vnogo formation and / or levels lying close several reservoirs. Next, the destructive elements of the perforator are brought into an inoperative position, blocking access to the working fluid, then, moving the device, install the packer above the reservoir, tightly separate the overpacker and subpacker annulus and open the circulation windows of the perforator. After that, hydraulic fracturing fluid is injected into the tubing under pressure corresponding to the fracture pressure, and hydraulic fracturing is performed until fracture cracks are formed with their subsequent fastening. At the end of the method, the packer is brought to an inoperative position and the device is removed from the well.
Заявленный технический результат также достигается тем, что устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту содержит установленные на НКТ струйный насос, пакер и перфоратор, при этом насос содержит корпус в виде полого цилиндра, в котором установлена с возможностью осевого перемещения герметизирующая втулка, на которую свободно устанавливается вставка с эжекторным узлом. Пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне и эластичные элементы. Перфоратор содержит корпус в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы. Во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами.The claimed technical result is also achieved by the fact that the device for repairing oil and / or gas wells according to the first embodiment contains a jet pump, a packer and a perforator installed on the tubing, while the pump contains a housing in the form of a hollow cylinder, in which the sealing sleeve is mounted with the possibility of axial movement onto which an insert with an ejector assembly is freely mounted. The packer contains a fastening mechanism in the production casing and elastic elements. The perforator contains a case in the form of a cup, in the upper part of which there are circulation windows, the passage section area of which is not less than the passage section area of tubing pipes, and radial holes are made in the lower part of the case, in which destructive elements are installed. A sleeve is placed in the inner cavity of the perforator body with the possibility of movement relative to the body and a drive element in contact with destructive elements.
Заявленный технический результат также достигается тем, что устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту содержит установленные на НКТ пакер и перфоратор. Пакер содержит механизм крепления в эксплуатационной колонне и эластичные элементы. Перфоратор содержит корпус в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна, площадь проходного сечения которых не менее площади проходного сечения труб НКТ, а в нижней части корпуса выполнены радиальные отверстия, в которых установлены разрушающие элементы, при этом во внутренней полости корпуса перфоратора размещены втулка с возможностью перемещения относительно корпуса и приводной элемент, контактирующий с разрушающими элементами.The claimed technical result is also achieved by the fact that the device for repairing oil and / or gas wells according to the second embodiment contains a packer and a perforator installed on the tubing. The packer contains a fastening mechanism in the production casing and elastic elements. The perforator contains a case in the form of a cup, in the upper part of which there are circulation windows, the area of the passage section of which is not less than the area of the passage section of the tubing pipes, and in the lower part of the case there are radial holes in which destructive elements are installed, while in the inner cavity of the case of the perforator a sleeve with the ability to move relative to the housing and a drive element in contact with destructive elements.
Первый и второй варианты осуществления способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин и используемые для осуществления способов варианты устройства поясняются следующими чертежами:The first and second embodiments of the method of repairing oil and / or gas wells and the device variants used for implementing the methods are illustrated by the following drawings:
на фиг. 1 представлен общий вид устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин при спуске его в скважину по первому варианту; на фиг. 2 - разрез по А-А и разрез по Б-Б (первый вариант); на фиг. 3 - схема движения рабочей жидкости при перфорации и формирования каверн; на фиг. 4 - положение элементов пакера при обеспечении герметичного отделения надпакерного и подпакерного пространства; на фиг. 5 - схема движения жидкости ГРП при разрыве продуктивного пласта; на фиг. 6 - схема извлечения жидкости ГРП из скважины; на фиг. 7 представлен струйный насос и схема движения рабочей жидкости и жидкости ГРП; на фиг. 8 представлен общий вид устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин при спуске его в скважину по второму варианту; на фиг. 9 - разрез по А-А и разрез по Б-Б (второй вариант устройства); на фиг. 10 - схема движения рабочей жидкости при перфорации и формирования каверн по второму варианту способа; на фиг. 11 - положение элементов пакера при обеспечении герметичного отделения надпакерного и подпакерного пространства по второму варианту способа; на фиг. 12 - схема движения жидкости ГРП при разрыве продуктивного пласта по второму варианту способа.in FIG. 1 shows a general view of a device for repairing oil and / or gas wells when lowering it into a well according to the first embodiment; in FIG. 2 - section along aa and section along bb (first option); in FIG. 3 is a diagram of the movement of the working fluid during perforation and the formation of cavities; in FIG. 4 - the position of the elements of the packer while ensuring a tight separation of the overpacker and subpacker spaces; in FIG. 5 is a diagram of the hydraulic fluid flow during fracturing of a reservoir; in FIG. 6 is a diagram for extracting hydraulic fracturing fluid from a well; in FIG. 7 shows a jet pump and a flow diagram of a working fluid and hydraulic fracturing fluid; in FIG. 8 shows a general view of a device for repairing oil and / or gas wells when it is lowered into a well according to the second embodiment; in FIG. 9 - a section along aa and a section along bb (the second version of the device); in FIG. 10 is a diagram of the movement of the working fluid during perforation and the formation of caverns according to the second variant of the method; in FIG. 11 - the position of the elements of the packer while ensuring a tight separation of the overpacker and subpacker spaces according to the second variant of the method; in FIG. 12 is a flow diagram of hydraulic fracturing fluid during fracturing of a reservoir according to a second embodiment of the method.
Осуществление способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту обеспечивается устройством для его осуществления, содержащим установленные на трубах НКТ 1 (сверху вниз) насос 2, пакер 3, гидромеханический перфоратор 4. Струйный насос 2 состоит из корпуса 5 в виде полого цилиндра, в который вставка 6 свободно устанавливается с опорой через герметизирующую втулку 7 на выступ 8 непосредственно перед работой струйного насоса (Фиг. 6, 7). Также в корпусе 9 вставки 6 установлены с образованием камеры смешения 10 и полости нагнетания 11, сопло 12, диффузор 13. В корпусе 5 выполнено циркуляционное отверстие 14 и проточный канал 15. В исходном положении циркуляционное отверстие 14 корпуса 5 перекрыто герметизирующей втулкой 7, которая зафиксирована, например, разрушающимся креплением 16. Между контактирующими поверхностями вставки и корпуса установлены уплотнения 17.The implementation of the method of repairing oil and / or gas wells according to the first embodiment is provided by a device for its implementation, comprising a
Пакер 3 содержит гидроякорь 18 с эластичными уплотнительными манжетами 19, с которыми взаимодействует подвижный конус 20, и подвижный элемент 21 в составе анкерных элементов 22 и центрирующих элементов 23. Все элементы пакера установлены на стволе 24 в виде полой трубы. Гидроякорь 18 содержит подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, гидравлически связанные с внутренней полостью ствола 24 пакера 3.The
Перфоратор 4 (в данном примере использован прокалывающий перфоратор) содержит корпус 26 в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна 27 с проходным сечением не менее площади проходного сечения труб НКТ. В верхней части корпуса установлена герметизирующая втулка 28. В исходном положении циркуляционные окна 27 корпуса 26 перекрыты герметизирующей втулкой 28, которая зафиксирована, например, разрушающимся креплением 29. Внутренний диаметр герметизирующей втулки 28 меньше внутреннего диаметра герметизирующей втулки 7. В нижней части корпуса 26 выполнены радиальные отверстия, в которых расположены прокалывающие элементы 30, в которых выполнены гидромониторные отверстия 31. С прокалывающими элементами 30 контактирует толкатель 32.The perforator 4 (in this example, a perforating perforator was used) contains a
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
После привязки устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин геофизической партией прокалывающий перфоратор устанавливают в интервале продуктивного пласта.After tying the device for repairing oil and / or gas wells with a geophysical lot, the piercing hammer is installed in the interval of the reservoir.
При нагнетании насосной установкой с поверхности скважины рабочей жидкости в трубы НКТ создается давление, под воздействием которого толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26, формируя отверстия 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны (Фиг. 3). Одновременно с этим, через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны. При необходимости перфорация повторяется несколько раз (происходит в несколько заходов или несколько этапов).When the pumping unit injects the working fluid from the surface of the well into the tubing pipes, a pressure is created under the influence of which the
По завершении перфорации подача рабочей жидкости прекращается, прокалывающие элементы 30 устанавливаются в исходное положение, что позволяет устройству перемещаться в эксплуатационной колонне. Далее пакер 2 переключается из транспортного положения в рабочее посредством нескольких возвратно-поступательных движений устройства. При конечном движении вниз устройства центрирующие элементы 23 пакера 3, контактирующие с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны, за счет силы трения мягко фиксируют в ней подвижный элемент 21. При дальнейшем движении устройства вниз подвижный конус 20 начинает контактировать с анкерными элементами 22, расклинивая их. В таком положении анкерные элементы являются опорой для всего устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин и обеспечивают жесткую фиксацию пакера 3 в эксплуатационной колонне. Под действием веса труб НКТ уплотнительные манжеты 19 сдавливаются в осевом направлении и расширяются в радиальном направлении, герметично отделяя надпакерное и подпакерное затрубное пространство.Upon completion of the perforation, the flow of the working fluid is stopped, the
Далее при перекрытии полости герметизирующей втулки 28 внешним элементом 34 (например, шаром) и последующей подаче давления в корпус перфоратора 4, герметизирующая втулка 28 перемещается, разрушая элемент 29, и открывает циркуляционные окна 27, препятствуя подаче жидкости ГРП к толкателю 32. Через открытые циркуляционные окна 27 в пласт подается жидкость ГРП. Одновременно с этим через гидравлическую связь жидкость ГРП выталкивает подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, дополнительно фиксируя его в эксплуатационной колонне и тем самым дополнительно снижая риск смещения устройства под действием высоких давлений ГРП.Further, when the cavity of the
В нерабочем состоянии насоса вставка 6 отсутствует. Далее, при помещении вставки 6 в корпус 5 струйного насоса и создании давления в трубах НКТ, вставка 6 вместе с герметизирующей втулкой 7, разрушив крепление 16, устанавливаются на выступ 8 в корпусе 5. При подаче рабочей жидкости в циркуляционные отверстия 14 она поднимается вверх по трубам НКТ через сопло 12 и диффузор 13. При этом в камере смешения 10 сразу за соплом 12 струя рабочей жидкости создает зону пониженного давления. Канал 15 в корпусе 5 гидравлически связывает камеру смешения 10 и подпакерное пространство. Жидкость ГРП течет в сторону пониженного давления: из пласта в подпакерное пространство, далее в циркуляционные окна 27, далее вверх по трубам НКТ 1, в стволе пакера 3, через канал 15 в корпусе 5 струйного насоса в камеру смешения 10, где жидкость ГРП смешивается с рабочей жидкостью, и смешанный поток, проходя через диффузор 13, поднимается по трубам НКТ на поверхность (Фиг. 7).In the idle state of the pump,
Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин по первому варианту осуществляется следующим образом.The method of repair of oil and / or gas wells according to the first embodiment is as follows.
Перед тем как осуществить спуск устройства в предварительно подготовленную скважину (очистка внутренней поверхности эксплуатационной колонны), устройство в составе струйного насоса 2, пакера 3 и перфоратора 4 монтируют на НКТ (далее насосно-компрессорные трубы) 1 в последовательности сверху вниз. Далее устройство в сборе спускают в скважину на глубину, соответствующую продуктивному пласту. После привязки устройства геофизической партией прокалывающие элементы 30 устанавливают в той части продуктивного пласта, которая подлежит перфорации. Далее подают рабочую жидкость в полость НКТ, и при достижении рабочего давления толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26 до образования отверстий 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны.Before you launch the device into a pre-prepared well (cleaning the inner surface of the production string), the device as part of the
Одновременно через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны (Фиг. 3). При необходимости производят формирование отверстий 33 в обсадной трубе и каверн на нескольких уровнях продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов.At the same time, through the hydraulic monitor holes 31, the working fluid in the form of jets penetrates into the formation and forms caverns in it (Fig. 3). If necessary, holes 33 in the casing and caverns are formed at several levels of the reservoir and / or at the levels of several closely lying reservoirs.
Далее перемещают устройство и устанавливают пакер 3 над продуктивным пластом вблизи его верхней границы, фиксируя его с помощью анкерных элементов 22, и герметично отделяют надпакерное и подпакерное затрубное пространство за счет расширенных в радиальном направлении уплотнительных манжет 19 (Фиг. 4).Next, the device is moved and the
Далее за счет свободного падения внешнего элемента 34 перекрывают полость герметизирующей втулки 28 и нагнетают давление в полость перфоратора 4 до разрушения элементов 29 и перемещения втулки 28, при этом открываются циркуляционные окна 27.Further, due to the free fall of the
Далее с поверхности подают жидкость ГРП и нагнетают давление в широком диапазоне, верхняя граница которого может превышать 1000 атмосфер, не повреждая элементы скважины.Then, hydraulic fracturing fluid is supplied from the surface and pressure is injected over a wide range, the upper boundary of which can exceed 1000 atmospheres without damaging the elements of the well.
По достижении давления разрыва пласта образовавшиеся в нем трещины заполняются жидкостью ГРП с повышенной скоростью за счет снижения сопротивления прокачке жидкости ГРП, поскольку жидкость ГРП имеет сложный состав, содержит взвесь твердых частиц (проппант), которые могут затруднять ее прокачку через оборудование в пласт (Фиг. 5).Upon reaching the fracture pressure, the cracks formed in it are filled with hydraulic fracturing fluid at an increased rate due to a decrease in hydraulic fracturing fluid pumping resistance, since hydraulic fracturing fluid has a complex composition and contains a suspension of solid particles (proppant), which can make it difficult to pump it through the equipment into the reservoir (Fig. 5).
При необходимости извлечения жидкости ГРП из продуктивного пласта в корпус 5 струйного насоса 2 помещают вставку 6 и нагнетанием давления в НКТ перемещают ее до совмещения циркуляционных отверстий 14 с полостью 11. После чего прекращают подачу давления в НКТ и подают его в надпакерное затрубное пространство, создавая зону пониженного давления в камере смешения 10 при прохождении рабочей жидкости через сопло 12 и диффузор 13. За счет этого восходящий поток жидкости ГРП течет через канал 15 и камеру 10, смешивается с восходящим потоком рабочей жидкости и выносится на поверхность. После окончания отбора жидкости ГРП прекращается нагнетание давления в НКТ, пакер переводится в транспортное положение, разобщенные ранее надпакерное и подпакерное пространства совмещаются и устройство извлекается из скважины (Фиг. 7).If it is necessary to extract hydraulic fracturing fluid from the reservoir into the
Осуществление способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту преимущественно, например, для нагнетательных скважин, используемых для поддержания пластового давления, когда не требуется извлечение жидкости ГРП из пласта. При этом способ реализуется за меньшее время за счет исключения операции отбора струйным насосом жидкости ГРП из пласта.The implementation of the method of repairing oil and / or gas wells according to the second embodiment is advantageous, for example, for injection wells used to maintain reservoir pressure when hydraulic fracturing fluid is not required to be extracted from the formation. Moreover, the method is implemented in less time due to the elimination of the operation of a jet pump to extract hydraulic fracturing fluid from the reservoir.
Устройство по второму варианту содержит установленные на трубах НКТ 1 (сверху вниз) пакер и гидромеханический перфоратор, конструкция которых аналогична конструкциям пакера 3 и гидромеханического перфоратора 4 (Фиг. 8).The device according to the second embodiment comprises a packer and a hydromechanical hammer drill mounted on the tubing 1 (from top to bottom), the design of which is similar to that of the
Пакер устройства для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту содержит гидроякорь 18 с эластичными уплотнительными манжетами 19, с которыми взаимодействует подвижный конус 20, и подвижный элемент 21 в составе анкерных элементов 22 и центрирующих элементов 23 (Фиг. 9). Все элементы пакера установлены на стволе 24 в виде полой трубы. Гидроякорь 18 содержит подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, гидравлически связанные с внутренней полостью ствола 24 пакера 3. Перфоратор содержит корпус 26 в виде стакана, в верхней части которого выполнены циркуляционные окна 27 с проходным сечением не менее площади проходного сечения труб НКТ. В верхней части корпуса установлена герметизирующая втулка 28. В исходном положении циркуляционные окна 27 корпуса 26 перекрыты герметизирующей втулкой 28, которая зафиксирована, например, разрушающимся креплением 29. Внутренний диаметр герметизирующей втулки 28 меньше внутреннего диаметра герметизирующей втулки 7. В нижней части корпуса 26 выполнены радиальные отверстия, в которых расположены прокалывающие элементы 30, в которых выполнены гидромониторные отверстия 31. С прокалывающими элементами 30 контактирует толкатель 32.The packer of the device for repairing oil and / or gas wells according to the second embodiment comprises a
Устройство для ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту работает следующим образом.A device for repairing oil and / or gas wells according to the second embodiment works as follows.
После привязки устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин геофизической партией прокалывающий перфоратор устанавливают в интервале продуктивного пласта.After tying the device for repairing oil and / or gas wells with a geophysical lot, the piercing hammer is installed in the interval of the reservoir.
При нагнетании насосной установкой с поверхности скважины рабочей жидкости в трубы НКТ создается давление, под воздействием которого толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26, формируя отверстия 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны (Фиг. 10). Одновременно с этим, через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны. При необходимости перфорация повторяется несколько раз (происходит в несколько заходов или несколько этапов).When the pump installation from the surface of the well of the working fluid into the tubing pipes creates pressure, under the influence of which the
По завершении перфорации подача рабочей жидкости прекращается, прокалывающие элементы 30 устанавливаются в исходное положение, что позволяет устройству перемещаться в эксплуатационной колонне. Далее пакер 2 переключается из транспортного положения в рабочее посредством нескольких возвратно-поступательных движений устройства. При конечном движении вниз устройства центрирующие элементы 23 пакера 3, контактирующие с внутренней поверхностью эксплуатационной колонны, за счет силы трения мягко фиксируют в ней подвижный элемент 21 (Фиг. 11). При дальнейшем движении устройства вниз подвижный конус 20 начинает контактировать с анкерными элементами 22, расклинивая их. В таком положении анкерные элементы являются опорой для всего устройства ремонта нефтяных и/или газовых скважин и обеспечивают жесткую фиксацию пакера 3 в эксплуатационной колонне. Под действием веса труб НКТ 1 уплотнительные манжеты 19 сдавливаются в осевом направлении и расширяются в радиальном направлении, герметично отделяя надпакерное и подпакерное затрубное пространства.Upon completion of the perforation, the flow of the working fluid is stopped, the piercing
Далее при перекрытии полости герметизирующей втулки 28 внешним элементом 34 (например, шаром) и последующей подаче давления в корпус перфоратора 4 герметизирующая втулка 28 перемещается, разрушая элемент 29, и открывает циркуляционные окна 27, препятствуя подаче жидкости ГРП к толкателю 32 (Фиг. 12). Через открытые циркуляционные окна 27 в пласт подается жидкость ГРП. Одновременно с этим через гидравлическую связь жидкость ГРП выталкивает подвижные элементы 25 с противоскользящей контактной поверхностью, дополнительно фиксируя его в эксплуатационной колонне и тем самым дополнительно снижая риск смещения устройства под действием высоких давлений ГРП.Further, when the cavity of the sealing
Способ ремонта нефтяных и/или газовых скважин по второму варианту осуществляется следующим образом.The method of repair of oil and / or gas wells according to the second embodiment is as follows.
Перед тем как осуществить спуск устройства в предварительно подготовленную скважину (очистка внутренней поверхности эксплуатационной колонны) устройство в составе пакера 3 и перфоратора 4 монтируют на НКТ 1 в последовательности сверху вниз. Устройство в сборе спускают в скважину на глубину, соответствующую продуктивному пласту, устанавливая прокалывающие элементы 30 в той части продуктивного пласта, которая подлежит перфорации. Далее подают рабочую жидкость в полость НКТ и, при достижении рабочего давления толкатель 32 проталкивает прокалывающие элементы 30 за пределы корпуса 26 до образования отверстий 33 в обсадной трубе эксплуатационной колонны.Before you launch the device into a pre-prepared well (cleaning the inner surface of the production casing), the device as a part of the
Одновременно через гидромониторные отверстия 31 рабочая жидкость в виде струй проникает в пласт и формирует в нем каверны (Фиг. 10). При необходимости производят формирование отверстий 33 в обсадной трубе и каверн на нескольких уровнях продуктивного пласта и/или на уровнях нескольких близко лежащих продуктивных пластов. Далее перемещают устройство и устанавливают пакер над продуктивным пластом, вблизи его верхней границы, фиксируя его с помощью анкерных элементов 22, и герметично отделяют надпакерное и подпакерное затрубное пространство за счет расширенных в радиальном направлении уплотнительных манжет 19 (Фиг. 11).At the same time, through the hydraulic monitor holes 31, the working fluid penetrates into the formation in the form of jets and forms caverns in it (Fig. 10). If necessary, holes 33 in the casing and caverns are formed at several levels of the reservoir and / or at the levels of several closely lying reservoirs. Next, the device is moved and the packer is installed over the reservoir, near its upper boundary, fixing it with
После этого за счет свободного падения внешнего элемента 34 перекрывают полость герметизирующей втулки 28 и нагнетают давление в полость перфоратора до разрушения элементов 29 и перемещения втулки 28, при этом открываются циркуляционные окна 27 (Фиг. 12).After that, due to the free fall of the
Далее с поверхности подают жидкость ГРП и нагнетают давление в широком диапазоне, верхняя граница которого может превышать 1000 атмосфер.Then, hydraulic fracturing fluid is supplied from the surface and pressure is injected over a wide range, the upper boundary of which can exceed 1000 atmospheres.
По достижении давления разрыва пласта образовавшиеся в нем трещины заполняются жидкостью ГРП с повышенной скоростью за счет снижения сопротивления прокачке жидкости ГРП, поскольку жидкость ГРП имеет сложный состав, содержит взвесь твердых частиц (пропант), которые могут затруднять ее прокачку через оборудование в пласт.Upon reaching the fracture pressure, the cracks formed in it are filled with hydraulic fracturing fluid at an increased rate due to a decrease in the hydraulic fluid pumping resistance, since the hydraulic fracturing fluid has a complex composition and contains a suspension of solid particles (proppant), which can make it difficult to pump it through the equipment into the reservoir.
После прекращения нагнетания давления в НКТ пакер переводится в транспортное положение, разобщенные ранее надпакерное и подпакерное пространства совмещаются и устройство извлекается из скважины.After the pressure is stopped in the tubing, the packer is transferred to the transport position, the previously separated packer and subpacker spaces are combined and the device is removed from the well.
Предложенные для патентования варианты способа ремонта нефтяных и/или газовых скважин и варианты устройства для их осуществления позволяют расширить диапазон рабочих давлений при ГРП свыше 1000 атм, что позволяет использовать их практически при любых геологических условиях. Конструкция устройств, обеспечивающая герметизацию надпакерного и подпакерного пространства, позволяют компенсировать негативное воздействие на эксплуатационную колонну высоких рабочих давлений при ГРП. Кроме того, широкие циркуляционные окна перфоратора позволяют значительно увеличить скорость закачки жидкости ГРП, обеспечивая его успешное проведение, исключая преждевременную остановку.Proposed for patenting options for a method of repairing oil and / or gas wells and device options for their implementation can expand the range of working pressures for hydraulic fracturing over 1000 atm, which allows them to be used in almost any geological conditions. The design of the devices, which provides sealing of the above-packer and under-packer spaces, makes it possible to compensate for the negative impact on the production casing of high working pressures during hydraulic fracturing. In addition, the wide circulation windows of the perforator can significantly increase the speed of hydraulic fluid injection, ensuring its success, eliminating premature shutdown.
Использование струйного насоса, оснащенного герметизирующей втулкой, оптимизирует извлечение из пласта жидкостей, чужеродных пластовому флюиду. В целом способ высокотехнологичен за счет высокой скорости ГРП с одновременным повышением его качества и исключения возможного разрушающего воздействия высоких давлений на элементы скважины.The use of a jet pump equipped with a sealing sleeve optimizes the recovery of fluids foreign to the formation fluid from the formation. In general, the method is high-tech due to the high hydraulic fracturing rate while improving its quality and eliminating the possible destructive effect of high pressures on well elements.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017142201A RU2667171C1 (en) | 2017-12-04 | 2017-12-04 | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2017142201A RU2667171C1 (en) | 2017-12-04 | 2017-12-04 | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2667171C1 true RU2667171C1 (en) | 2018-09-17 |
Family
ID=63580238
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2017142201A RU2667171C1 (en) | 2017-12-04 | 2017-12-04 | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2667171C1 (en) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU187392U1 (en) * | 2018-10-15 | 2019-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "РАИФ" | The arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing |
RU2708747C1 (en) * | 2019-03-26 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
WO2021086229A1 (en) * | 2019-11-01 | 2021-05-06 | Салават Анатольевич Кузяев | Method for treating intervals of a producing formation |
RU2748550C2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-05-26 | Салават Анатольевич Кузяев | Device for repairing oil /or gas wells (versions) |
WO2022039627A1 (en) * | 2020-08-21 | 2022-02-24 | Салават Анатольевич Кузяев | Method for selectively treating a producing formation and device for carrying out same |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4744730A (en) * | 1986-03-27 | 1988-05-17 | Roeder George K | Downhole jet pump with multiple nozzles axially aligned with venturi for producing fluid from boreholes |
US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
RU89605U1 (en) * | 2008-05-28 | 2009-12-10 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | OIL PRODUCTION DEVICE |
RU2401942C1 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-20 | Олег Павлович Турецкий | Procedure for hydraulic breakdown of formation in horizontal bore of well |
RU2564312C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
RU2592582C1 (en) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing |
-
2017
- 2017-12-04 RU RU2017142201A patent/RU2667171C1/en active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4744730A (en) * | 1986-03-27 | 1988-05-17 | Roeder George K | Downhole jet pump with multiple nozzles axially aligned with venturi for producing fluid from boreholes |
US20020007949A1 (en) * | 2000-07-18 | 2002-01-24 | Tolman Randy C. | Method for treating multiple wellbore intervals |
RU89605U1 (en) * | 2008-05-28 | 2009-12-10 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | OIL PRODUCTION DEVICE |
RU2401942C1 (en) * | 2009-06-30 | 2010-10-20 | Олег Павлович Турецкий | Procedure for hydraulic breakdown of formation in horizontal bore of well |
RU2564312C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of deposit hydraulic fracturing in well |
RU2592582C1 (en) * | 2015-08-27 | 2016-07-27 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of hydraulic fracturing |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU187392U1 (en) * | 2018-10-15 | 2019-03-04 | Общество с ограниченной ответственностью "РАИФ" | The arrangement of underground equipment for hydraulic fracturing |
RU2708747C1 (en) * | 2019-03-26 | 2019-12-11 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal borehole of well |
RU2748550C2 (en) * | 2019-04-05 | 2021-05-26 | Салават Анатольевич Кузяев | Device for repairing oil /or gas wells (versions) |
WO2021086229A1 (en) * | 2019-11-01 | 2021-05-06 | Салават Анатольевич Кузяев | Method for treating intervals of a producing formation |
US11834939B2 (en) | 2019-11-01 | 2023-12-05 | Salavat Anatolyevich Kuzyaev | Method for treating intervals of a producing formation |
WO2022039627A1 (en) * | 2020-08-21 | 2022-02-24 | Салават Анатольевич Кузяев | Method for selectively treating a producing formation and device for carrying out same |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2667171C1 (en) | Method of repair of oil and / or gas wells and device for its implementation (options) | |
RU2349735C2 (en) | Well completion in one production string running | |
US7096954B2 (en) | Method and apparatus for placement of multiple fractures in open hole wells | |
AU2010265749B2 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
US20050249613A1 (en) | Apparatus and method | |
RU2526062C1 (en) | Multiple hydraulic fracturing of formation in well horizontal shaft | |
US11834939B2 (en) | Method for treating intervals of a producing formation | |
RU2656255C1 (en) | Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone | |
US20220349282A1 (en) | Permanent packer and extended gas lift method using permanent packer | |
AU2015201029B2 (en) | Apparatus and method for stimulating subterranean formations | |
RU2740878C1 (en) | Inflatable deflector for re-entry into side wellbore | |
RU2550638C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable formation with impermeable layer and water-bearing interlayer | |
EA034567B1 (en) | Method to intensify oil-gas-condensate production by means of formation radial penetration with hydraulic monitor at pressure drawdown | |
RU2564312C1 (en) | Method of deposit hydraulic fracturing in well | |
RU2533514C1 (en) | Slot perforator | |
RU2736078C1 (en) | Method of selective treatment of productive formation, device for its implementation and hydraulic fracturing unit | |
RU2626108C2 (en) | Method of well casing by tail pipe with bottomhole screen | |
RU2680563C1 (en) | Method and device for formation geomechanical impact | |
CN108397179A (en) | Interval crack Drainage process | |
EA027865B1 (en) | Well perforation and formation hydrofracturing device | |
RU2553798C1 (en) | Well formation development device | |
RU2782227C1 (en) | Method for processing the bottomhole formation zone and the device for its implementation | |
RU2009311C1 (en) | Method for plugging-up wells | |
RU2562643C1 (en) | Device for wet stratum development | |
RU2534116C1 (en) | Method and arrangement of hydram for bottomhole formation area and well development |