RU2782227C1 - Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления - Google Patents

Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления Download PDF

Info

Publication number
RU2782227C1
RU2782227C1 RU2022101596A RU2022101596A RU2782227C1 RU 2782227 C1 RU2782227 C1 RU 2782227C1 RU 2022101596 A RU2022101596 A RU 2022101596A RU 2022101596 A RU2022101596 A RU 2022101596A RU 2782227 C1 RU2782227 C1 RU 2782227C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
tubing
jet pump
formation
fluid
Prior art date
Application number
RU2022101596A
Other languages
English (en)
Inventor
Салават Анатольевич Кузяев
Original Assignee
Салават Анатольевич Кузяев
Filing date
Publication date
Application filed by Салават Анатольевич Кузяев filed Critical Салават Анатольевич Кузяев
Application granted granted Critical
Publication of RU2782227C1 publication Critical patent/RU2782227C1/ru

Links

Images

Abstract

Группа изобретений относится к горному делу, а именно к освоению скважин различной конструкции. Способ включает спуск в скважину устройства в составе струйного насоса и пакера, изоляцию затрубного пространства выше кровли пласта и обработку призабойной зоны пласта в режиме закачки жидкости обработки в пласт и в режиме отбора ее из пласта. Осуществляют фиксацию устройства в скважине и подают под давлением жидкость обработки в насосно-компрессорные трубы (НКТ), жестко связанные с корпусом струйного насоса и далее в пласт. Через технологическое время переводят струйный насос в режим отбора пластовой жидкости, при котором обеспечивают гидравлическую связь струйного насоса с надпакерным затрубным пространством, и отделяют внутреннюю полость НКТ от подпакерного пространства. Затем осуществляют подачу рабочей жидкости в насосно-компрессорные трубы, создают область пониженного давления, обеспечивая всасывание пластовой жидкости во внутренние полости устройства и перемещение ее на поверхность. Снова переводят струйный насос в режим закачки сбрасыванием в НКТ другого внешнего элемента в виде шара, обеспечивая гидравлическую связь НКТ с подпакерным пространством. Далее подают жидкость обработки в НКТ, осуществляя повторную обработку продуктивного пласта с одновременным выравниванием давления между НКТ, устройством и подпакерным затрубным пространством. Струйный насос содержит полый корпус, в котором с возможностью осевого перемещения размещены перепускное седло и герметизирующая втулка с радиальными отверстиями, временно зафиксированными разрушаемыми элементами. В корпусе установлен обратный клапан для обеспечения доступа пластовой жидкости в канал отвода в надпакерное затрубное пространство и сохранения созданной депрессии при прекращении подачи рабочей жидкости в насос. Повышается производительность обработки призабойной зоны пласта за счет сокращения технологического времени, обеспечивается простота управления, надежная и безаварийная работа. 2 н. и 5 з.п. ф-лы, 5 ил.

Description

Изобретение относится к горному делу, а именно к способам и устройствам для освоения скважин различной конструкции, в том числе для обработки призабойной зоны пласта, с использованием технологии обработки продуктивного пласта в несколько стадий за одну спуско-подъемную операцию и с применением струйных насосов.
В связи с растущей потребностью в освоении глубоких вертикальных скважин и горизонтальных/наклонно-направленных скважин, особенно скважин с хвоставиками малого диаметра, возникает необходимость в оптимизации технологических мероприятий, в частности при проведении освоения призабойной зоны продуктивного пласта (далее ОПЗ) последовательно за несколько стадий, а также модернизации скважинного оборудования. Повышение технологической и экономической эффективности ОПЗ может обеспечить сокращение времени на осуществление технологических процедур, за счет исключения использования дополнительного оборудования, и проведения связанных с ним спуско-подъемных операций.
Технологический процесс обработки продуктивного пласта за одну спуско-подъемную операцию с использованием струйных насосов представляет собой выполнение цикла закачки в текущий интервал пласта кислотного состава, отбора струйным насосом продуктов реакции и выравнивания давления внутренних полостей устройства и насосно-компрессорных труб (далее НКТ) и подпакерного пространства перед извлечением устройства из скважины. Таким образом, струйный насос в составе устройства должен обеспечить работу в двух режимах:
- режим закачки, при котором корпус насоса герметичен и через него без потерь прокачивается жидкость непосредственно в пласт.
- рабочий режим, при котором подача в насос рабочей жидкости под давлением обеспечивает эжекционный отбор продуктов реакции из пласта и вынос их из скважины на поверхность.
Кроме того, во время работы струйного насоса в подпакерном пространстве создается разрежение, которое после прекращения работы струйного насоса сохраняется вплоть до срыва пакера и препятствует его разгерметизации и извлечению из скважины всего оборудования. Для извлечения устройства из скважины требуется выровнять перепад давлений в надпакерном пространстве или полости НКТ и подпакерном пространстве. Для этого необходимо использовать либо дополнительное оборудование - уравнительные клапаны, вставки и проводить сопутствующие спуско-подъемные операции, либо использовать пакер с байпасом, не обеспечивающим надежную герметизацию, либо уравнительный клапан, что усложняет компоновку оборудования для проведения ОПЗ. Кроме того, доставка дополнительного оборудования требует проведения отдельных спуско-подемных операций и приводит к значительному уменьшению производительности обработки ОПЗ, за счет затрат увеличения технологических процедур и времени на их проведение.
Известны скважинные струйные насосы, в конструкции присутствует герметизирующая втулка, которая в положении закачки составов герметично перекрывает все циркуляционные каналы в корпусе струйного насоса и закачка производится по открытому центральному каналу через втулку. Для перевода такого насоса в рабочее положение с поверхности внутрь НКТ сбрасывают насосную вставку, которая смещает герметизирующую втулку вниз и встает на ее место и приводит насос в готовность к отбору жидкости (патенты РФ 2248470, 2384755, 2531692, 147342).
Из уровня техники известен струйный гидроманипулятор, предназначенный для освоения скважин, содержащий струйный насос и обратный клапан (патент РФ №2105146). Гидроманипулятор и пакер спускают на НКТ в эксплуатационную колонну вместе и устанавливают на расчетной глубине. После разобщения затрубного пространства пакером поверяют герметичность пакера и колонны НКТ опрессовочным давлением в 1,5 раза, превышающим расчетное рабочее давление, при этом клапан и сопло струйного насоса заперты. После проведения опрессовки пакера давление в затрубном пространстве снижается до расчетного рабочего, при этом клапан открывается и рабочая жидкость поступает через канал в камеру при этом поршень, двигаясь вниз, перемещает стержень, открывая сопло для прохода рабочей жидкости, поступающей по радиальным каналам, через камеру смешения, диффузор, окно, каналы во внутреннюю полость НКТ. Вытекая с большой скоростью из сопла, жидкость эжектирует из подпакерной зоны пластовый флюид, который через каналы и кольцевую полость корпуса поступает в камеру смешения, где смешивается с рабочей и эжектируемой жидкостью.
Далее рабочую жидкость подают в скважину в пульсирующем режиме, благодаря этому поршень совершает возвратно-поступательное движение в камере, при этом пластовый флюид поступает по каналу в камеру, откуда выходит через клапан и поступает по каналу в кольцевую полость, с целью дополнительной подпитки данной полости пластовым флюидом для исключения разрыва рабочей и эжектирумой жидкостей. При работе струйного насоса обратный клапан находится в верхнем положении, жидкость через зазор, образовавшейся между клапаном и корпусом, поступает в кольцевую полость. При прекращении работы насосных агрегатов клапан, под действием возвратной пружины возвращается в исходное положение, герметизируя подпакерную зону. Давление в подпакерной зоне восстанавливается за счет притока из продуктивного пласта. Это изменение давления по каналу в теле корпуса передается на преобразователь давления блока регистрирующих приборов.
Для интенсификации нефтегазовых притоков необходимо производить обработку призабойной зоны пласта химическими реагентами. Для этого подачу рабочей жидкости прекращают, при этом стержень под действием пружины запирает сопло насоса. Закачиваемый в скважину химреагент подают через НКТ при продавочном давлении, превышающем пластовое давление на 1,0-1,5 МПа.
По окончанию работ в скважине, дают натяжку каротажного кабеля. Струйный насос начинает подниматься и при этом шток обратного клапана также поднимается и соединяет каналы с отверстиями, надпакерная и подпакерная зоны сообщаются, происходит выравнивание в них давления и струйный насос поднимается на поверхность.
Недостатком известной системы является использование натяжения каротажного кабеля для осуществления выравнивания давления над и под пакером перед извлечением струйного насоса после окончания работ в скважине, что требует привлечение геофизической партии и значительных затрат технологического времени.
Еще одним недостатком является необходимость транспортирования на кабеле цилиндрической насосной вставки, так как использование струйных насосов такой конструкции в горизонтальных и наклонных участках скважины, а также на участках сложной геометрии создает риск возникновения аварийных ситуаций.
Наиболее близким техническим решением является способ работы скважиной струйной установки ЭМПИ-УГИС-(1-10)К, предназначенной для испытания и освоения скважин (патент РФ №2287723, публ. 20.02.1998 г. https://www1.fips.ru/registers-doc-view/fips_serviet).
Способ работы скважинной струйной установки заключатся в том, что на колонне труб спускают в скважину пакер и струйный насос, причем каналы подвода рабочей и откачиваемой сред в струйном насосе перекрывают подпружиненной относительно его корпуса опорной втулкой. Затем проводят распакеровку пакера и его опрессовку путем подачи под давлением рабочей среды в затрубное пространство скважины. Далее проводят закачку кислотного раствора или жидкости гидроразрыва по колонне труб в продуктивный пласт скважины. При этом спускают в скважину по колонне труб на, пропущенном через осевое отверстие герметизирующего узла, каротажном кабеле (проволоке) каротажные приборы, которые располагают в зоне продуктивного пласта. Герметизирующий узел устанавливают на посадочное место в опорной втулке, установленной в корпусе струйного насоса. Проводят регистрацию геофизических параметров в подпакерной зоне, в том числе в зоне продуктивного пласта. После этого подают по колонне труб под давлением рабочую среду, под воздействием которой на герметизирующий узел, опорную втулку смещают в нижнее положение. При этом освобождается вход в канал подвода рабочей среды, в сопло и перепускные отверстия сообщаются с входом в канал подвода откачиваемой из скважины среды. Далее путем подачи рабочей среды под давлением через канал подвода рабочей среды в сопло струйного насоса проводят дренирование скважины и удаляют из продуктивного пласта продукты реакции и/или жидкость гидроразрыва. Одновременно периодически замеряют с помощью каротажных приборов дебиты скважины при разных депрессиях на продуктивный пласт и непрерывно регистрируют забойное давление, а также состав откачиваемой из продуктивного пласта скважины жидкой среды. Далее в процессе дренирования скважины проводят перемещение каротажного прибора вдоль ее ствола, регистрируя при этом геофизические параметры в подпакерной зоне, в том числе в зоне продуктивного пласта. Затем прекращают подачу рабочей среды. Извлекают из скважины каротажные приборы с герметизирующим узлом и каротажным кабелем (проволокой), перемещая, таким образом, подпружиненную опорную втулку в ее верхнее положение. Устанавливают на посадочное место в опорной втулке депрессионную вставку с обратным клапаном и автономными приборами под ней. После чего подают по колонне труб под давлением рабочую среду и под ее воздействием смещают опорную втулку в ее нижнее положение и проводят повторное дренирование продуктивного пласта. Затем прекращают подачу рабочей среды в сопло струйного насоса и с помощью автономных приборов проводят регистрацию кривой восстановления пластового давления в подпакерном пространстве скважины.
Недостатком способа является то что, для доставки и извлечения функциональных вставок из корпуса насоса используется канатная техника, геофизический кабель и осуществляются дополнительные спуско-подъемные операции, что существенно увеличивает технологические временные затраты и снижает общую производительность способа.
Другим недостатком способа работы известной системы являются затраты технологического времени на доставку оборудования по регистрационному контролю для выравнивания давления в надпакерном и подпакерном пространстве с целью устранить влияние пониженного давления, препятствующего срыву пакера с целью безаварийного перемещения и извлечения его из скважины.
Задачей предлагаемой к патентованию группы изобретений является создание эффективного способа обработки призабойной зоны пласта, использующего надежное устройство для осуществления способа.
Техническим результатом является повышение производительности обработки призабойной зоны пласта, за счет сокращения технологического времени и исключения операций, требующих применение дополнительного оборудования и выполнения, связанных с ним, спуско-подъемных операций.
Другим техническим результатом является создание простого в управлении устройства, обеспечивающего надежную и безаварийную работу особенно при освоении скважин с хвоставиками малого диаметра.
Технический результат достигается тем, что способ обработки призабойной зоны пласта включает спуск в скважину устройства, в составе струйного насоса и пакера, изоляцию затрубного пространства выше кровли пласта и обработку призабойной зоны пласта в режиме закачки жидкости обработки в пласт и в режиме отбора ее из пласта. Кроме того, способ характеризуется тем, что осуществляют фиксацию устройства в скважине с помощью пакера, содержащего якорь, далее под давлением подают жидкость обработки в насосно-компрессорные трубы, жестко связанные с корпусом струйного насоса и далее в пласт подлежащий обработке. Через технологическое время переводят струйный насос в режим отбора пластовой жидкости, при котором обеспечивают гидравлическую связь струйного насоса с надпакерным затрубным пространством, и отделяют внутреннюю полость НКТ от подпакерного пространства, перекрывая центральное отверстие герметизирующей втулки сбросом в НКТ внешнего элемента в виде шара. Затем осуществляют подачу рабочей жидкости в насосно-компрессорные трубы, создают с помощью сопла, диффузора и камеры смешения область пониженного давления, обеспечивая всасывание пластовой жидкости во внутренние полости устройства и далее, через надпакерное затрубное пространство перемещение ее на поверхность. Снова переводят струйный насос в режим закачки сбрасыванием в НКТ другого внешнего элемента в виде шара, обеспечивая гидравлическую связь НКТ с подпакерным пространством через продольные каналы, выполненные в корпусе струйного насоса и проходной пакер. Далее подают жидкость обработки в НКТ, осуществляя повторную обработку продуктивного пласта с одновременным выравниванием давления между НКТ, устройством и подпакерным затрубным пространством. Затем деактивируют пакер и извлекают устройство из скважины.
При повторной обработке продуктивного пласта с одновременным выравниванием давления между НКТ, устройством и подпакерным затрубным пространством пластовая жидкость перемещается через устройство в подпакерное пространство.
Технический результат обеспечивается также тем, что устройство для осуществления способа обработки призабойной зоны пласта содержит струйный насос и проходной пакер с якорем, причем корпус струйного насоса жестко соединен с НКТ, имеет каналы подвода рабочей жидкости и отвода пластовой жидкости, сопло, камеру смешения с диффузором. Кроме того, струйный насос снабжен обратным клапаном и системой переключения режимов работы. Корпус струйного насоса дополнительно снабжен продольными каналами, а система переключения режимов работы насоса установлена в сквозном отверстии корпуса с возможностью осевого перемещения и представляет собой, взаимодействующие с внешними элементами в виде шаров, перепускное седло и герметизирующую втулку, снабженную радиальными отверстиями и кольцевой проточкой. Обратный клапан обеспечивает при работе насоса в режиме отбора доступ пластовой жидкости через радиальные отверстия герметизирующей втулки и открытый гидравлический канал, соединяющий обратный клапан с диффузором и камерой смешения, отвод пластовой жидкости в надпакерное затрубное пространство. Продольные каналы при нижнем положении перепускного седла и герметизирующей втулки обеспечивают гидравлическую связь внутренних полостей НКТ и устройства с подпакерным затрубным пространством.
На внешней поверхности герметизирующей втулки струйного насоса выполнена кольцевая проточка. Продольное перемещение перепускного седла и герметизирующей втулки ограничено кольцевыми выступами, выполненными на внутренней поверхности корпуса струйного насоса. Обратный клапан струйного насоса образован седлом и шариком, причем полость над седлом связана с гидравлическим каналом, а полость под седлом снабжена дополнительным каналом с возможностью сообщения с радиальными отверстиями герметизирующей втулки, расположенными в зоне кольцевой проточки.
В транспортном положении устройства перепускное седло и герметизирующая втулка зафиксированы в корпусе струйного насоса разрушаемыми элементами.
Заявляемая группа изобретений позволяет обеспечить высокую производительность обработки продуктивного пласта за счет экономии технологического времени, осуществляя переключение режимов работы струйного насоса без необходимости использовать дополнительное оборудование и проводить, связанные с ним спуско-подъемные операции. Кроме того, осуществление дополнительной обработки одновременно с выравниванием давления между внутренними полостями НКТ, устройства и подпакерного затрубного пространства, также экономит технологические временные ресурсы и упрощает технологический процесс. Используемое для осуществления способа обработки призабойной зоны пласта устройство является конструктивно простым, содержит минимум кинематических связей, что обеспечивает надежную работу. Кроме того, использование внешних элементов в виде шаров обеспечивает безаварийную установку рабочих режимов струйного насоса за счет сферической формы, которая способствует свободному перемещению потоком жидкой среды, в отличие от широко используемых цилиндрических вставок и втулок с большей поверхностью трения при перемещении в НКТ и во внутренних полостях устройств. Применение шарообразных внешних элементов значительно уменьшает риск возникновения аварийных ситуаций, например заклинивание, особенно при освоении скважин с хвоставиками малого диаметра и наклонно-горизонтальных скважин.
На фиг. 1 представлен общий вид устройства для проведения способа обработки призабойной зоны пласта в составе струйного насоса и пакера; на фиг. 2 - струйный насос в разрезе по А-А; на фиг. 3 - струйный насос в разрезе в режиме закачки жидкости; на фиг. 4 - струйный насос в разрезе в режиме отбора жидкости; на фиг. 5 - струйный насос в разрезе и движение жидкости при выравнивании давления между полостью НКТ и подпакерным пространством.
Устройство для осуществления способа обработки призабойной зоны пласта, спускаемое в скважину на насосно-компрессорной трубе 1 состоит из струйного насоса 2 и проходного пакера 3 (фиг. 1). Струйный насос содержит полый цилиндрический корпус 4, в котором с возможностью осевого перемещения размещены перепускное седло 5 и герметизирующая втулка 6, снабженная радиальными отверстиями 7, выполненными в зоне кольцевой проточки 8 на внешней поверхности втулки. Перепускное седло 5 временно зафиксировано разрушаемым элементом 9, а герметизирующая втулка 6 временно зафиксирована разрушаемым элементом 10.
В корпусе 4 установлен обратный клапан 11 с седлом 12 и шариком 13 с образованием канала 14, сопло 15 с каналом к соплу 16, диффузор 17 с образованием гидравлического канала 18 и камера смешения 19, сообщающаяся с затрубным пространством через диффузор 17. Гидравлический канал 18 расположен над седлом 12 и соединяет полость обратного клапана с камерой смешения 19. Канал к соплу 16 изолирован уплотнениями 20 и 21, а канал 14 обратного клапана 11 изолирован уплотнениями 22 и 23, установленными на внешней поверхности втулки 6 (фиг. 2). Обратный клапан 11 не только обеспечивает доступ пластовой жидкости в канал отвода в надпакерное затрубное, но и сохраняет созданную на пласт депрессию при прекращении подачи рабочей жидкости в насос.
В корпусе 4 имеются перепускные продольные каналы 24, сообщающиеся с внутренней полостью в верхней части, над кольцевым выступом 25 и в нижней части под кольцевым выступом 26.
Корпус струйного 4 насоса жестко связан с проходным пакером 3 любой конструкции, снабженным элементами для фиксации устройства в эксплуатационной колонне. Например, в устройстве может быть применен «Пакер гидромеханический» серии ПС, который содержит два якоря: гидравлический и механический и используется для гидравлического разрыва пласта (ГРП), тампонажных работ, кислотной обработки, испытания пласта, обнаружения негерметичности обсадной колонны. (https://packer-tools.ru/catalog/packer_ps.html).
Струйный насос в составе устройства для реализации способа работает в двух основных режимах: в режиме закачки жидкости, например, кислоты и в режиме отбора пластовой жидкости.
В режиме закачки жидкости перепускное седло 5 и герметизирующая втулка 6 находятся в крайнем верхнем положении и зафиксированы разрушаемыми элементами 9 и 10, при этом канал к соплу 16 и гидравлический канал 18 перекрыты, что обеспечивает герметичное отделение полости НКТ от затрубного надпакерного пространства. (Фиг. 2 и 3).
В режиме отбора пластовой жидкости герметизирующая втулка 6 находится в нижнем положении, при котором канал к соплу 16 открыт, а гидравлический канал 18 обратного клапана 11 совмещен кольцевой проточкой 8. Перепускное седло 5 перекрывает продольные каналы 24 в верхней части корпуса, а шар 27 перекрывает центральное отверстие 28 герметизирующей втулки 6 (Фиг. 4).
Способ и работа устройства реализуются следующим образом.
Устройство в составе струйного насоса и проходного пакера 3 спускают на НКТ 1 в скважину, и позиционируют пакер таким образом, чтобы он располагался над верхней границей продуктивного пласта, подлежащего обработке. Пакер 3 устанавливают в рабочее положение, герметично отделяя надпакерное и подпакерное пространство, при этом вес НКТ частично или полностью разгружается на пакер.
Далее в полость НКТ 1 подают жидкость обработки 29, которая проникает в корпус 4, в отверстие 30 перепускного седла 5 и через отверстие 28 герметизирующей втулки 6 и проходной пакер 3 попадает в подпакерное пространство и в пласт, подлежащий обработке (Фиг. 3). Струйный насос работает в режиме закачки. Через технологическое время струйный насос 2 переводят в режим отбора жидкости обработки. Для этого производят сброс шара 27 в НКТ 1. Проникая через центральное отверстие в корпус 4, далее в отверстие 30 перепускного седла 5 шар 27 перекрывает отверстие 28 герметизирующей втулки 6.
После этого в НКТ 1 осуществляют подачу под давлением рабочей жидкости 31 и разрушают элемент 10, обеспечивая осевое перемещение герметизирующей втулки 6 до упора в кольцевой выступ 26, при этом открывается через канал 16 к соплу 15 доступ к затрубному надпакерному пространству. Кроме того, канал 14 обратного клапана 11 находится в зоне кольцевой проточки 8 и обеспечивает доступ пластовой жидкости 32 через отверстие 28 герметизирующей втулки 6 и радиальные отверстия 7 к обратному клапану 11 и далее через гидравлический канал 18 сопло 15 и диффузор 7 в надпакерное затрубное пространство (Фиг. 4)
Находящаяся под давлением рабочая жидкость 31, проходит по НКТ 1, через отверстие 30, канал 16, сопло 15 попадает в камеру смешения 19, создавая в ней в результате эжекции область пониженного давления.
Пластовая жидкость 32, устремляясь в зону пониженного давления, продвигается из пласта в подпакерное пространство, далее через проходной пакер 3, отверстие 28, радиальные отверстия 7, кольцевую проточку 8 и канал 14 попадает в обратный клапан 11. Продвигаясь через седло 12, пластовая жидкость приподнимает шарик 13 и попадает в камеру смешения 19, образуя смесь с рабочей жидкостью. Образованная смесь проходит через диффузор и по надпакерному затрубному пространству поднимается на поверхность.
По завершении работы струйного насоса в режиме отбора переводят струйный насос в режим закачки. Для этого в НКТ сбрасывают шар 33, который перекрывает отверстие 30, и, упираясь в кольцевой выступ на внутренней поверхности перепускного седла 5, перемещает его вниз, открывая продольные каналы 24. После этого повторяют закачку в НКТ жидкость обработки, которая проходит через продольные каналы 24 и проходной пакер 3 в пласт. Воздействие жидкости обработки выдерживают в течение технологического времени, при этом жидкость перемещается через устройство в подпакерное пространство.
Одновременно с повторной обработкой пласта обеспечивается выравнивание давления во внутренних полостях НКТ, устройства и подпакерного пространства.

Claims (7)

1. Устройство обработки призабойной зоны пласта, содержащее струйный насос и проходной пакер с якорем, причем корпус струйного насоса жестко соединен с насосно-компрессорными трубами, имеет каналы подвода рабочей жидкости и отвода пластовой жидкости, сопло, камеру смешения с диффузором, при этом струйный насос снабжен обратным клапаном и системой переключения режимов работы, отличающееся тем, что корпус струйного насоса дополнительно снабжен продольными каналами, система переключения режимов работы насоса установлена в сквозном отверстии корпуса с возможностью осевого перемещения и представляет собой взаимодействующие с внешними элементами в виде шаров перепускное седло и герметизирующую втулку, снабженную радиальными отверстиями и кольцевой проточкой, обратный клапан обеспечивает при работе насоса в режиме отбора доступ пластовой жидкости через радиальные отверстия герметизирующей втулки и открытый гидравлический канал, соединяющий обратный клапан с диффузором и камерой смешения, отвод пластовой жидкости в надпакерное затрубное пространство, а продольные каналы при нижнем положении перепускного седла и герметизирующей втулки обеспечивают гидравлическую связь внутренних полостей насосно-компрессорных труб и устройства с подпакерным затрубным пространством.
2. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что кольцевая проточка выполнена на внешней поверхности герметизирующей втулки.
3. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что обратный клапан струйного насоса образован седлом и шариком, причем полость над седлом связана с гидравлическим каналом, а полость под седлом снабжена дополнительным каналом с возможностью сообщения с радиальными отверстиями герметизирующей втулки, расположенными в зоне кольцевой проточки.
4. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что в транспортном положении устройства перепускное седло и герметизирующая втулка зафиксированы в корпусе струйного насоса разрушаемыми элементами.
5. Устройство по п. 1, отличающееся тем, что продольное перемещение перепускного седла и герметизирующей втулки ограничено кольцевыми выступами, выполненными на внутренней поверхности корпуса струйного насоса.
6. Способ обработки призабойной зоны пласта, включающий спуск в скважину устройства по п.1 в составе струйного насоса и пакера, изоляцию затрубного пространства выше кровли пласта и обработку призабойной зоны пласта в режиме закачки жидкости обработки в пласт и в режиме отбора ее из пласта, отличающийся тем, что осуществляют фиксацию. .устройства в скважине с помощью пакера, содержащего якорь, далее под давлением подают жидкость обработки в насосно-компрессорные трубы, жестко связанные с корпусом струйного насоса, и далее в пласт, подлежащий обработке; через технологическое время переводят струйный насос в режим отбора пластовой жидкости, при котором обеспечивают гидравлическую связь струйного насоса с надпакерным затрубным пространством и отделяют внутреннюю полость насосно-компрессорных труб от подпакерного пространства, перекрывая центральное отверстие герметизирующей втулки сбросом в насосно-компрессорные трубы внешнего элемента в виде шара; далее осуществляют подачу рабочей жидкости в насосно-компрессорные трубы, создают с помощью сопла, диффузора и камеры смешения область пониженного давления, обеспечивая всасывание пластовой жидкости во внутренние полости устройства и далее, через надпакерное затрубное пространство, перемещение ее на поверхность; снова переводят струйный насос в режим закачки сбрасыванием в насосно-компрессорные трубы другого внешнего элемента в виде шара, обеспечивая гидравлическую связь насосно-компрессорных труб с подпакерным пространством через продольные каналы, выполненные в корпусе струйного насоса, и проходной пакер; далее подают жидкость обработки в насосно-компрессорные трубы, осуществляя повторную обработку продуктивного пласта с одновременным выравниванием давления между насосно-компрессорными трубами, устройством и подпакерным затрубным пространством; затем деактивируют пакер и извлекают устройство из скважины.
7. Способ по п. 6, отличающийся тем, что при повторной обработке продуктивного пласта с одновременным выравниванием давления между насосно-компрессорными трубами, устройством и подпакерным затрубным пространством пластовая жидкость перемещается через устройство в подпакерное пространство.
RU2022101596A 2022-01-24 Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления RU2782227C1 (ru)

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2782227C1 true RU2782227C1 (ru) 2022-10-24

Family

ID=

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1994013929A1 (en) * 1992-12-09 1994-06-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for cleaning wellbore perforations
RU20128U1 (ru) * 2001-06-15 2001-10-20 Апасов Тимергалей Кабирович Устройство для воздействия на призабойную зону пласта скважины и ее очистки
RU2211321C2 (ru) * 2001-03-06 2003-08-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" Устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону скважины
RU2287723C1 (ru) * 2005-11-25 2006-11-20 Зиновий Дмитриевич Хоминец Скважинная струйная установка эмпи-угис-(1-10)к и способ ее работы
CA2479294C (en) * 2002-03-11 2008-02-19 Zinoviy Dmitrievich Khomynets Method for operating a well jet device during cleaning of the downhole area of a formation and device for carrying out said method
RU2471958C1 (ru) * 2011-07-15 2013-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Струйный аппарат для очистки ствола скважины
US8863827B2 (en) * 2009-03-10 2014-10-21 1497690 Alberta Ltd. Jet pump for use with a multi-string tubing system and method of using the same for well clean out and testing
RU2709892C1 (ru) * 2017-08-25 2019-12-23 Кузяев Салават Анатольевич Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты)

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1994013929A1 (en) * 1992-12-09 1994-06-23 Baker Hughes Incorporated Method and apparatus for cleaning wellbore perforations
RU2211321C2 (ru) * 2001-03-06 2003-08-27 Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" Устройство для гидродинамического воздействия на призабойную зону скважины
RU20128U1 (ru) * 2001-06-15 2001-10-20 Апасов Тимергалей Кабирович Устройство для воздействия на призабойную зону пласта скважины и ее очистки
CA2479294C (en) * 2002-03-11 2008-02-19 Zinoviy Dmitrievich Khomynets Method for operating a well jet device during cleaning of the downhole area of a formation and device for carrying out said method
RU2287723C1 (ru) * 2005-11-25 2006-11-20 Зиновий Дмитриевич Хоминец Скважинная струйная установка эмпи-угис-(1-10)к и способ ее работы
US8863827B2 (en) * 2009-03-10 2014-10-21 1497690 Alberta Ltd. Jet pump for use with a multi-string tubing system and method of using the same for well clean out and testing
RU2471958C1 (ru) * 2011-07-15 2013-01-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Струйный аппарат для очистки ствола скважины
RU2709892C1 (ru) * 2017-08-25 2019-12-23 Кузяев Салават Анатольевич Система внутрискважинного оборудования для гидравлического разрыва пласта и осуществляемый с её помощью способ проведения гидравлического разрыва пласта (варианты)

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2349735C2 (ru) Заканчивание скважины за один спуск насосно-компрессорной колонны
EA027507B1 (ru) Устройство обработки подземных пластов для интенсификации притока
GB2373269A (en) Tubing conveyed fracturing tool and methods
WO2009048351A1 (fr) Dispositif à pompe à jets pour effctuer la fracturation hydraulique d'une formation et tester des puits horizontaux ainsi que procédé de fonctionnement correspondant
RU2495998C2 (ru) Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)
RU2334131C1 (ru) Скважинная струйная установка эмпи-угис-(31-40)ш
CA3159589A1 (en) Method for treating intervals of a producing formation
RU2310103C1 (ru) Способ работы скважинной струйной установки при гидроразрыве многопластовых залежей углеводородов
RU2345214C2 (ru) Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления
RU2782227C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта и устройство для его осуществления
EA004817B1 (ru) Способ работы скважинной струйной установки при испытании и освоении скважин и скважинная струйная установка для его осуществления
RU2334130C1 (ru) Скважинная струйная установка эмпи-угис-(11-20)дш и способ ее работы
RU2747495C1 (ru) Устройство и способ селективной обработки продуктивного пласта
RU2334871C1 (ru) Устройство для освоения, обработки и исследования скважин
RU2741882C1 (ru) Способ многоступенчатого манжетного цементирования скважин
WO2008066412A1 (fr) Installation à jets de fond de puits destinée à la diagraphie et aux tests de puits horizontaux
RU2405914C1 (ru) Способ и устройство для промывки скважины
RU2397375C1 (ru) Скважинная струйная установка кэу-12 для каротажа и освоения горизонтальных скважин
WO2007126331A1 (fr) Procédé d'exploitation d'un dispositif à jet pour la mise en valeur et l'exploitation de puits de gaz ou de pétrole
RU2324079C1 (ru) Скважинная струйная установка на гибкой гладкой трубе для исследования горизонтальных скважин
RU2305173C2 (ru) Способ герметизации эксплуатационной колонны при промывке скважины с пескопроявлениями и устройство для его осуществления
WO2021029786A1 (ru) Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины
WO2008127147A1 (fr) Installation de pompe à jets
RU2485299C1 (ru) Способ обработки призабойной зоны пласта и скважинная установка для его осуществления
RU2179631C1 (ru) Способ освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, осуществления водоизоляционных работ и устройство для его осуществления