RU2676104C1 - Well bottomhole zone treatment method - Google Patents

Well bottomhole zone treatment method Download PDF

Info

Publication number
RU2676104C1
RU2676104C1 RU2017136668A RU2017136668A RU2676104C1 RU 2676104 C1 RU2676104 C1 RU 2676104C1 RU 2017136668 A RU2017136668 A RU 2017136668A RU 2017136668 A RU2017136668 A RU 2017136668A RU 2676104 C1 RU2676104 C1 RU 2676104C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pipe
perforated
sleeve
holes
bushing
Prior art date
Application number
RU2017136668A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Расих Нафисович Файзуллин
Олег Александрович Дульский
Равиль Замилович Гараев
Айрат Алмазович Халимов
Алсу Ильдусовна Исмагилова
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2017136668A priority Critical patent/RU2676104C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2676104C1 publication Critical patent/RU2676104C1/en

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
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • 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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: invention relates to the petroleum industry. Method comprises equipped with a packer, fluid pulsed injection device, destructible valve, perforated pipe with a bushing inside pipe string lowering into the reservoir perforation interval. Also, this method comprises the solvent injection through the pipes string in the continuous mode with a flat packer, well with solvent technological exposure, four cycles of the process fluid injection into the reservoir through the pipes string and the well annular space, the solvent and the reaction products washing out by backwashing. For the fluid pulsed injection by the pipe string raising, installing the fluid impulsive injection device opposite the formation bottom and a packer is fitted. Then moving the bushing down relative to the perforated branch pipe and sealing the perforated pipe holes. Cutting off the destructible valve with the process fluid overpressure, by the pipes string performing the hydrochloric acid 10–15 % aqueous solution pumping into the reservoir in a pulsed mode and flushing with this fluid in a pulsed mode. Next, performing the technological exposure for the response and performing the reaction products extraction by swabbing. Novelty is that the perforated branch pipe holes sealing is carried out from the hydrochloric acid 10–15 % aqueous solution pressure acting on the dropped into the pipe string ball. Ball is made with possibility of the bushing hole closing. At that, the bushing is installed with fixation from axial movement by the shear screw on a cylindrical protrusion made on the perforated branch pipe inner wall and closing this pipe holes. From the cylindrical protrusion upper end face opposite each of the perforated branch pipe hole blind holes are drilled, communicating with this branch pipe holes. From the bushing upper end face the cylindrical recess with a conical bottom is made to fit the ball. From the bushing upper and lower end faces radial grooves are made. At that, the radial grooves at the bushing upper end face protrude beyond the perforated pipe cylindrical protrusion upper end face. At the formed by the radial grooves on the bushing upper end face protrusions end face, a ring is installed, configured to close the perforated branch pipe cylindrical protrusion blind holes after the bushing is moved down. Ring inner diameter is selected larger than the ball diameter.EFFECT: technical result consists in reduction in the well reservoir treatment time.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижении времени на обработку пласта скважины за счет снижения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб, оснащенного пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри и стопорным кольцом над разрушаемым клапаном, в интервал перфорации пласта. Также данный способ включает закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой. Для импульсной закачки жидкости, поднятием колонны труб, устанавливают устройство для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта и производят посадку пакера. Затем перемещают втулку вниз относительно перфорированного патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка. Избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этой жидкостью. Далее выполняют технологическую выдержку для реагирования и извлечения продуктов реакции свабированием. Новым является то, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется от давления 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты, действующего на сброшенный в колонну труб шарик. Шарик выполнен с возможностью закрытия отверстия втулки. При этом втулка установлена, с фиксацией от осевого перемещения срезным винтом, на цилиндрическом выступе, выполненном на внутренней стенке перфорированного патрубка и закрывающем отверстия этого патрубка. С верхнего торца цилиндрического выступа напротив каждого отверстия перфорированного патрубка просверлены глухие отверстия, сообщающиеся с отверстиями этого патрубка. С верхнего торца втулки выполнена цилиндрическая выборка с коническим дном для посадки шарика. С верхнего и нижнего торцов втулки выполнены радиальные пазы.The invention relates to the oil industry. The technical result is to reduce the time for processing the wellbore by reducing the duration of the preparation process for pumping a solution of hydrochloric acid into the reservoir in a pulsed mode. A method for processing a bottomhole zone of a well includes descent of a pipe string equipped with a packer, a device for pulsed fluid injection, a destructible valve, a perforated pipe with a sleeve inside and a retaining ring above the destructible valve, in the interval of formation perforation. This method also includes the injection of solvent through the pipe string in continuous mode when the packer is not planted, technological exposure of the well with solvent, four cycles of pumping the process fluid into the formation through the pipe string and the annulus of the well, washing out the solvent and reaction products by backwashing. For pulsed fluid injection, by lifting the pipe string, a device for pulsed fluid injection is installed opposite the bottom of the formation and the packer is planted. Then move the sleeve down relative to the perforated nozzle and seal the holes of the perforated nozzle. A breakdown valve is cut off by the excess pressure of the process fluid, a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the formation along the pipe string in a pulsed mode and pulsed by this fluid. Then carry out technological exposure for the reaction and extraction of reaction products by swabbing. New is that the perforation of the holes of the perforated nozzle is sealed by the pressure of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution acting on the ball dropped into the pipe string. The ball is made with the possibility of closing the hole of the sleeve. In this case, the sleeve is installed, with fixation from axial movement by a shear screw, on a cylindrical protrusion made on the inner wall of the perforated pipe and covering the holes of this pipe. From the upper end of the cylindrical protrusion opposite each hole of the perforated nozzle, blind holes are drilled communicating with the holes of this nozzle. A cylindrical selection with a conical bottom for seating the ball is made from the upper end of the sleeve. Radial grooves are made from the upper and lower ends of the sleeve.

При этом радиальные пазы на верхнем конце втулки выступают за верхний торец цилиндрического выступа перфорированного патрубка. На торец выступов, образованных радиальными пазами на верхнем конце втулки, установлено кольцо, выполненное с возможностью закрытия глухих отверстий цилиндрического выступа перфорированного патрубка после перемещения втулки вниз. Внутренний диаметр кольца выбран больше диаметра шарика.In this case, the radial grooves at the upper end of the sleeve protrude beyond the upper end of the cylindrical protrusion of the perforated pipe. At the end of the protrusions formed by the radial grooves at the upper end of the sleeve, a ring is installed that is configured to close the blind holes of the cylindrical protrusion of the perforated pipe after moving the sleeve down. The inner diameter of the ring is selected larger than the diameter of the ball.

Известен способ кислотной обработки пласта [1], включающий выделение в обрабатываемом пласте зон различной проницаемости, закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с поверхностно-активным веществом - ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в зону менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле, при этом концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают. Недостатками данного способа являются низкая эффективность обработки пласта раствором соляной кислоты в сильнозакольматированной призабойной зоне скважины, так как не производится предварительная обработка призабойной зоны.A known method of acidic treatment of the formation [1], including the allocation in the treated formation of zones of different permeability, pumping a portion of a solution of hydrochloric acid into a zone of higher permeability, then selling into the same zone a viscous liquid based on oil with a portion of a solution of hydrochloric acid with a surfactant - Surfactant, pushing a solution of hydrochloric acid with a surfactant downhole fluid in a cyclic mode into the zone of lower permeability and removal of the reacted hydrochloric acid from the well in the last cycle, while The concentration of the hydrochloric acid solution at each stage of its use is reduced. The disadvantages of this method are the low efficiency of the formation treatment with a solution of hydrochloric acid in a highly accumulated bottom-hole zone of the well, since there is no preliminary treatment of the bottom-hole zone.

Наиболее близким к заявляемому является способ обработки призабойной зоны скважины [2], включающий спуск колонны труб, оснащенного пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта, закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой, установка поднятием колонны труб устройства для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта, посадку пакера, перемещение вниз втулки относительно перфорированного патрубка, герметизацию отверстий перфорированного патрубка, затем избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этой жидкостью, выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием. В прототипе втулку, расположенную внутри перфорированного патрубка, спускают вниз для закрытия отверстий этого патрубка с помощью сбивного инструмента, например двух насосно-компрессорных труб с наружным выступом. Сбивной инструмент спускают на геофизическом кабеле. Под действием сбивного инструмента на втулку, срезается срезной винт и втулка перемещается вниз под весом сбивного инструмента. В конце перемещения втулка фиксируется стопорным кольцом перфорированного патрубка и закрывает отверстия этого патрубка, чтобы раствор соляной кислоты по полости колонны труб поступал в устройство для импульсной закачки жидкости. Спуск и подъем сбивного инструмента требует специальной лебедки для геофизического кабеля и отнимает значительную часть времени на проведение обработки пласта скважины.Closest to the claimed is a method of processing the bottom-hole zone of the well [2], including the descent of the pipe string, equipped with a packer, a device for pulsed fluid injection, a destructible valve, a perforated pipe with a sleeve inside, in the interval of perforation of the formation, pumping solvent through the pipe string in continuous mode when the packer is not planted, technological exposure of the well with solvent, four cycles of pumping the technological fluid into the formation through the pipe string and the annulus of the well, are washed out e solvent and reaction products by backwashing, installing by lifting the pipe string a device for impulse fluid injection opposite the bottom of the formation, packing the packer, moving down the bushings relative to the perforated pipe, sealing the holes of the perforated pipe, then cut the valve to be cut off by excess pressure of the process fluid, using a pipe pipe in a pulse In this mode, a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution is injected into the formation and the pulse is forced through this fluid, yayut exposure process to respond to and produce products swabbing extraction reaction. In the prototype, the sleeve located inside the perforated nozzle is lowered down to close the holes of this nozzle using a whipping tool, for example, two tubing with an external protrusion. The churning tool is lowered on a geophysical cable. Under the action of the knocking tool on the sleeve, the shear screw is cut off and the sleeve moves down under the weight of the knocking tool. At the end of the movement, the sleeve is fixed by the retaining ring of the perforated nozzle and closes the holes of this nozzle so that the hydrochloric acid solution enters the device for pulse fluid injection through the cavity of the pipe string. Lowering and raising a churning tool requires a special winch for the geophysical cable and takes up a significant part of the time for processing the wellbore.

Задачей изобретения является сокращение времени на осуществление способа обработки пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.The objective of the invention is to reduce the time it takes to implement a method of treating a well formation by reducing the duration of the preparation process for pumping a hydrochloric acid solution into the formation in a pulsed mode.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск колонны труб, оснащенного пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта, закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой, установка поднятием колонны труб устройства для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта, посадку пакера, перемещение вниз втулки относительно перфорированного патрубка, герметизацию отверстий перфорированного патрубка, затем избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этой жидкостью, выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием, новым является то, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется от давления 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты, действующего на сброшенный в колонну труб шарик, который выполнен с возможностью закрытия отверстия втулки, при этом втулка установлена, с фиксацией от осевого перемещения срезным винтом, на цилиндрическом выступе, выполненном на внутренней стенке перфорированного патрубка и закрывающем отверстия этого патрубка, причем с верхнего торца цилиндрического выступа напротив каждого отверстия перфорированного патрубка просверлены глухие отверстия, сообщающиеся с отверстиями этого патрубка, причем с верхнего торца втулки выполнена цилиндрическая выборка с коническим дном для посадки шарика, причем с верхнего и нижнего торцов втулки выполнены радиальные пазы, при этом радиальные пазы на верхнем конце втулки выступают за верхний торец цилиндрического выступа перфорированного патрубка, причем на торец выступов, образованных радиальными пазами на верхнем конце втулки, установлено кольцо, выполненное с возможностью закрытия глухих отверстий цилиндрического выступа перфорированного патрубка после перемещения втулки вниз, причем внутренний диаметр кольца выбран больше диаметра шарика.The problem is solved in that in the method of processing the bottom-hole zone of the well, including the descent of the pipe string, equipped with a packer, a device for pulsed fluid injection, a destructible valve, a perforated pipe with a sleeve inside, into the perforation interval of the formation, pumping solvent through the pipe string in continuous mode not planted packer, technological exposure of the well with solvent, four cycles of pumping the process fluid into the formation through the pipe string and the annulus of the well, leaching solvent and reaction products by backwashing, installation by lifting the pipe string of the device for pulsed fluid injection opposite the bottom of the formation, packer seating, moving down the sleeve relative to the perforated nozzle, sealing the holes of the perforated nozzle, then the destructible valve is cut off by the overpressure of the process fluid, the pipe string is pulsed 10-15% aqueous hydrochloric acid is injected into the formation and bursting is performed in a pulsed mode with this fluid, performing t technological shutter speed for the reaction and produce the reaction products by swabbing, the new thing is that the sealing of the holes of the perforated nozzle is carried out from the pressure of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution acting on the ball dropped into the pipe string, which is configured to close the sleeve bore while the sleeve is installed, with fixation from axial movement by a shear screw, on a cylindrical protrusion made on the inner wall of the perforated pipe and closing the hole this nozzle, moreover, from the upper end of the cylindrical protrusion opposite each hole of the perforated nozzle, blind holes are drilled communicating with the holes of this nozzle, moreover, a cylindrical sample is made from the upper end of the sleeve with a conical bottom for seating the ball, and radial grooves are made from the upper and lower ends of the sleeve while the radial grooves on the upper end of the sleeve protrude beyond the upper end of the cylindrical protrusion of the perforated pipe, and on the end of the protrusions formed for lnymi grooves on the upper end of the sleeve, set ring adapted to closing the blind holes of the cylindrical extension of perforated pipe after moving the sleeve downwards, the inner diameter of the ring is selected larger ball diameter.

На фиг. 1 схематично изображен способ обработки пласта в скважине в процессе очистки и промывки призабойной зоны скважины. На фиг. 2 схематично изображен процесс закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.In FIG. 1 schematically depicts a method of treating a formation in a well during the cleaning and washing of the bottomhole zone of the well. In FIG. 2 schematically shows the process of pumping a solution of hydrochloric acid into the reservoir in a pulsed mode.

Способ обработки призабойной зоны скважины 1 включает спуск колонны труб 2, оснащенного пакером 3, устройством 4 для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном 5, перфорированным патрубком 6 со втулкой 7 внутри, в интервал перфорации 8 пласта 9. Также данный способ включает закачку растворителя по колонне труб 2 в непрерывном режиме при не посаженном пакере 3, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт 9 через колонну труб 2 и межколонное пространство 10 скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой. В качестве растворителя могут быть применены Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80. В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 1% поверхностно-активного вещества типа МЛ-81Б. Для импульсной закачки жидкости, поднятием колонны труб 2, устанавливают устройство 4 для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта и производят посадку пакера 3. Затем перемещают втулку 7 вниз относительно перфорированного патрубка 6, герметизируют отверстия 11 перфорированного патрубка 6. Избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан 5, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этой жидкостью. В качестве устройства 4 для импульсной закачки жидкости может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2241825, МПК Е21В 43/18, опубл. 10.12.2004 г. Далее выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием. Герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется от давления 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты, действующего на сброшенный в колонну труб 2 шарик 12. Шарик выполнен с возможностью закрытия отверстия 13 втулки 7. Для этого диаметр шарика выбран незначительно больше диаметра отверстия 13 втулки. Втулка 7 установлена, с фиксацией от осевого перемещения срезным винтом 14, на цилиндрическом выступе 15, выполненном на внутренней стенке перфорированного патрубка 6 и закрывающем отверстия 11 этого патрубка. С верхнего торца цилиндрического выступа 15 напротив каждого отверстия 11 перфорированного патрубка просверлены глухие отверстия 16, сообщающиеся с отверстиями 11 этого патрубка. С верхнего торца втулки 7 выполнена цилиндрическая выборка 17 с коническим дном для посадки шарика 12. С верхнего и нижнего торцов втулки 7 выполнены радиальные пазы 18. При этом радиальные пазы 18 на верхнем конце втулки выступают за верхний торец 19 цилиндрического выступа 15 перфорированного патрубка. На торец 20 выступов, образованных радиальными пазами 18 на верхнем конце втулки 7, установлено кольцо 21, выполненное с возможностью закрытия глухих отверстий 16 цилиндрического выступа 15 перфорированного патрубка после перемещения втулки 7 вниз. Внутренний диаметр кольца 21 выбран больше диаметра шарика 12, чтобы этот шарик проходил в цилиндрическую выборку 17 для закрытия отверстия 13 втулки 7. После спуска устройства 4 для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта 9 в колонну труб 2 сбрасывают шарик 12 (см. фиг. 2). Шарик садится на коническое дно цилиндрической выборки 17 и закрывает отверстие 13 втулки 7. Далее в колонне труб 2 создают избыточное давление 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты, который действует на закрытую шариком 12 втулку 7. Втулка срезает срезной винт 14 и перемещается вниз до срезанного разрушаемого клапана 5. После перемещения втулки 7 вниз, кольцо 21 ложится на торец 19 цилиндрического выступа 15 и закрывает глухие отверстия 16, которые сообщаются с отверстиями 11 перфорированного патрубка 6. Таким образом герметизируются отверстия 11 перфорированного патрубка и 10-15%-ный водный раствор соляной кислоты проходит по колонне труб 2, по полости А цилиндрического выступа 15, по пространству между боковыми стенками втулки 7 и перфорированного патрубка 6. Далее этот раствор кислоты проходит через нижние радиальные пазы 18 втулки, через отверстие разрушаемого клапана 5 и поступает в устройство 4 для импульсной закачки жидкости. Оттуда 10-15%-ный водный раствор соляной кислоты в импульсном режиме закачивается в пласт и затем в импульсном режиме продавливается в пласт этим же раствором. Применение предлагаемого способа позволяет сократить время на обработку пласта скважины. В предложенном способе закрытие отверстий перфорированного патрубка кольцом осуществляется посредством давления 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты, который затем сразу закачивается в пласт в импульсном режиме. В прототипе для закрытия отверстий перфорированного патрубка втулкой используется сбивной элемент, соединенный с помощью геофизического кабеля с лебедкой. Спуск и подъем спускного элемента технологически сложны и отнимают значительную часть времени подготовки процесса импульсной закачки раствора соляной кислоты в пласт. Из сопоставительного анализа вытекает, что в предлагаемом способе сокращается время на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.The method of processing the bottom-hole zone of the well 1 includes the descent of the pipe string 2, equipped with a packer 3, a device 4 for pulsed fluid injection, a destructible valve 5, a perforated pipe 6 with a sleeve 7 inside, in the perforation interval 8 of the formation 9. Also, this method includes injecting the solvent through the column pipes 2 in continuous mode with packer 3 not planted, technological shutter speed of the well with solvent, four cycles of pumping the process fluid into the reservoir 9 through the pipe string 2 and the annulus 10 of the well, washing e solvent and reaction products backwash. As a solvent, Nefras-S 150/200 according to TU 38.40125-82 or Nefras-Ar 120/200 according to TU 38.101809-80 can be used. Fresh water with a density of 1000 kg / m3 with the addition of 1% surfactant type ML-81B is used as a process fluid. For pulsed fluid injection, by lifting the pipe string 2, a device 4 for pulsed fluid injection is installed opposite the bottom of the formation and the packer 3 is planted. Then, the sleeve 7 is moved down relative to the perforated pipe 6, the holes 11 of the perforated pipe 6 are sealed, the destructible valve is cut off by excess pressure of the process fluid 5, along the pipe string in a pulsed mode, a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution is injected into the formation and pulsed by this fluid. As a device 4 for a pulsed fluid injection, a device for pulsed fluid injection into a formation described in the patent for invention RU No. 2241825, IPC EV 43/18, publ. December 10, 2004. Next, carry out technological exposure for the reaction and produce the extraction of reaction products by swabbing. The holes of the perforated nozzle are sealed from the pressure of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution acting on the ball 12 discharged into the pipe string 2. The ball is made with the possibility of closing the hole 13 of the sleeve 7. For this, the diameter of the ball is slightly larger than the diameter of the hole 13 of the sleeve. The sleeve 7 is installed, with fixation from axial movement by a shear screw 14, on a cylindrical protrusion 15 made on the inner wall of the perforated pipe 6 and closing the holes 11 of this pipe. From the upper end of the cylindrical protrusion 15 opposite each hole 11 of the perforated nozzle, blind holes 16 are drilled communicating with the holes 11 of this nozzle. From the upper end of the sleeve 7, a cylindrical sample 17 is made with a conical bottom for seating the ball 12. From the upper and lower ends of the sleeve 7, radial grooves are made 18. In this case, the radial grooves 18 at the upper end of the sleeve protrude beyond the upper end 19 of the cylindrical protrusion 15 of the perforated nozzle. On the end face 20 of the protrusions formed by the radial grooves 18 at the upper end of the sleeve 7, a ring 21 is installed, which is configured to close the blind holes 16 of the cylindrical protrusion 15 of the perforated pipe after moving the sleeve 7 down. The inner diameter of the ring 21 is chosen larger than the diameter of the ball 12 so that this ball passes into the cylindrical sample 17 to close the hole 13 of the sleeve 7. After the device 4 for pulsed fluid injection opposite the sole of the formation 9 into the pipe string 2, the ball 12 is dropped (see Fig. 2 ) The ball sits on the conical bottom of the cylindrical sample 17 and closes the hole 13 of the sleeve 7. Then, in the pipe string 2, an excess pressure of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution is created, which acts on the sleeve closed by the ball 12. The sleeve cuts the shear screw 14 and moves down to the cut-off destructible valve 5. After moving the sleeve 7 down, the ring 21 rests on the end face 19 of the cylindrical protrusion 15 and closes the blind holes 16, which communicate with the holes 11 of the perforated pipe 6. Thus, the holes 1 are sealed 1 perforated pipe and a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution passes through the pipe string 2, through the cavity A of the cylindrical protrusion 15, through the space between the side walls of the sleeve 7 and the perforated pipe 6. Next, this acid solution passes through the lower radial grooves 18 of the sleeve through the hole of the valve being destroyed 5 and enters the device 4 for pulsed fluid injection. From there, a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution is pumped into the formation in a pulsed mode and then pushed into the formation in a pulsed mode with the same solution. The application of the proposed method can reduce the time for processing the wellbore. In the proposed method, closing the holes of the perforated pipe with a ring is carried out by means of pressure of a 10-15% aqueous hydrochloric acid solution, which is then immediately pumped into the formation in a pulsed mode. In the prototype, to close the holes of the perforated pipe with a sleeve, a whipping element is used, connected using a geophysical cable to the winch. The descent and ascent of the drain element are technologically complex and take up a significant part of the preparation time of the process of pulsed injection of a hydrochloric acid solution into the formation. From the comparative analysis it follows that in the proposed method, the time for processing the wellbore is reduced by reducing the duration of the process of pumping the hydrochloric acid solution into the reservoir in a pulsed mode.

Источники информацииInformation sources

1. Патент RU 2442888, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 20.02.2012.1. Patent RU 2442888, IPC Е21В 43/27, ЕВВ 33/138, publ. 02/20/2012.

2. Патент RU 2512216, МПК Е21В 43/27, Е21В 43/22, опубл. 10.04.2014.2. Patent RU 2512216, IPC Е21В 43/27, ЕВВ 43/22, publ. 04/10/2014.

Claims (1)

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри, в интервал перфорации пласта, закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при непосаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой, установку поднятием колонны труб устройства для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта, посадку пакера, перемещение вниз втулки относительно перфорированного патрубка, герметизацию отверстий перфорированного патрубка, затем избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этой жидкостью, выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием, отличающийся тем, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется от давления 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты, действующего на сброшенный в колонну труб шарик, который выполнен с возможностью закрытия отверстия втулки, при этом втулка установлена с фиксацией от осевого перемещения срезным винтом на цилиндрическом выступе, выполненном на внутренней стенке перфорированного патрубка и закрывающем отверстия этого патрубка, причем с верхнего торца цилиндрического выступа напротив каждого отверстия перфорированного патрубка просверлены глухие отверстия, сообщающиеся с отверстиями этого патрубка, причем с верхнего торца втулки выполнена цилиндрическая выборка с коническим дном для посадки шарика, причем с верхнего и нижнего торцов втулки выполнены радиальные пазы, при этом радиальные пазы на верхнем конце втулки выступают за верхний торец цилиндрического выступа перфорированного патрубка, причем на торец выступов, образованных радиальными пазами на верхнем конце втулки, установлено кольцо, выполненное с возможностью закрытия глухих отверстий цилиндрического выступа перфорированного патрубка после перемещения втулки вниз, причем внутренний диаметр кольца выбран больше диаметра шарика.A method of treating a bottomhole zone of a well, including lowering a pipe string equipped with a packer, a device for pulsed fluid injection, a destructible valve, a perforated pipe with a sleeve inside, in the interval of perforation of the formation, pumping solvent through the pipe string in a continuous mode when the packer is not planted, technological shutter speed of the well with solvent, four cycles of pumping the process fluid into the formation through the pipe string and the annulus of the well, leaching of the solvent and the reaction products back flushing, installation by lifting the pipe string of the device for pulsed fluid injection opposite the bottom of the formation, packing the packer, moving down the bushings relative to the perforated pipe, sealing the holes of the perforated pipe, then the destructible valve is cut off by the excess pressure of the process fluid, 10-15 are pumped through the pipe string in the pulse mode % aqueous solution of hydrochloric acid into the reservoir and perform a push in a pulsed mode with this fluid, perform technological exposure to react and they extract the reaction products by swabbing, characterized in that the sealing of the holes of the perforated nozzle is carried out from the pressure of a 10-15% aqueous solution of hydrochloric acid acting on a ball discharged into the pipe string, which is configured to close the sleeve opening, and the sleeve is installed with fixation from axial movement by a shear screw on a cylindrical protrusion made on the inner wall of the perforated pipe and covering the holes of this pipe, and from the upper end blind holes are drilled opposite each hole of the perforated nozzle, communicating with the holes of this nozzle, moreover, a cylindrical sample is made from the upper end of the sleeve with a conical bottom for seating the ball, and radial grooves are made from the upper and lower ends of the sleeve, with radial grooves at the upper end the sleeves protrude beyond the upper end of the cylindrical protrusion of the perforated nozzle, and on the end of the protrusions formed by radial grooves at the upper end of the sleeve, ovleno ring capable of closing the blind holes of the cylindrical extension of perforated pipe after moving the sleeve downwards, the inner diameter of the ring is selected larger ball diameter.
RU2017136668A 2017-10-17 2017-10-17 Well bottomhole zone treatment method RU2676104C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136668A RU2676104C1 (en) 2017-10-17 2017-10-17 Well bottomhole zone treatment method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2017136668A RU2676104C1 (en) 2017-10-17 2017-10-17 Well bottomhole zone treatment method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2676104C1 true RU2676104C1 (en) 2018-12-26

Family

ID=64753718

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2017136668A RU2676104C1 (en) 2017-10-17 2017-10-17 Well bottomhole zone treatment method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2676104C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3842907A (en) * 1973-02-14 1974-10-22 Hughes Tool Co Acoustic methods for fracturing selected zones in a well bore
RU2241825C2 (en) * 2003-02-13 2004-12-10 Гилаев Гани Гайсинович Device for pumping liquid
RU2442888C1 (en) * 2010-08-06 2012-02-20 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Method for formation acid treatment
RU2512216C1 (en) * 2012-10-16 2014-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Treatment method of bottomhole zone
RU2520221C1 (en) * 2012-12-27 2014-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Treatment method of bottomhole zone
RU2581861C1 (en) * 2014-11-17 2016-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for bottomhole support in well

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3842907A (en) * 1973-02-14 1974-10-22 Hughes Tool Co Acoustic methods for fracturing selected zones in a well bore
RU2241825C2 (en) * 2003-02-13 2004-12-10 Гилаев Гани Гайсинович Device for pumping liquid
RU2442888C1 (en) * 2010-08-06 2012-02-20 Закрытое акционерное общество "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН" (ЗАО "НТЦ ГЕОТЕХНОКИН") Method for formation acid treatment
RU2512216C1 (en) * 2012-10-16 2014-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Treatment method of bottomhole zone
RU2520221C1 (en) * 2012-12-27 2014-06-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Treatment method of bottomhole zone
RU2581861C1 (en) * 2014-11-17 2016-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for bottomhole support in well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2599748C2 (en) Downhole system of valves with safety joint and its application method
CA2769935C (en) Method and system for cleaning fracture ports
NO337861B1 (en) Multi-zone completion system
RU2512216C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2490442C1 (en) Method for well completion
RU2618249C1 (en) Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well
EP3194708A1 (en) Fast-setting retrievable slim-hole test packer and method of use
RU2676104C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
RU2432457C1 (en) Device for development of well with swabbing
RU2432456C1 (en) Device for development of well with swabbing
RU2542062C1 (en) Device for formation treatment in horizontal well
RU2685366C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
RU2603110C1 (en) Method of placing cement plug in cased well and device therefor
US20220325605A1 (en) Method for interval action on horizontal wells
RU2576253C1 (en) Method for multistage well cementing and set of equipment therefor
RU2684926C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
RU2165516C1 (en) Process of termination of construction of wells and gear for its implementation
RU2471966C1 (en) Well cleaning and operation device
RU115402U1 (en) DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER
RU2506421C1 (en) Development method of bottom-hole zone
RU2810660C1 (en) Device for pulsed fluid injection and reservoir development
RU2541981C1 (en) Completion method for well with horizontal shaft
RU2186947C2 (en) Device for well cleaning
AU2014414065B2 (en) Debris control systems, apparatus, and methods
RU2560018C1 (en) Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well