SU1221328A1 - Deep-well gun for hydraulic fracturing of formations - Google Patents
Deep-well gun for hydraulic fracturing of formations Download PDFInfo
- Publication number
- SU1221328A1 SU1221328A1 SU843777937A SU3777937A SU1221328A1 SU 1221328 A1 SU1221328 A1 SU 1221328A1 SU 843777937 A SU843777937 A SU 843777937A SU 3777937 A SU3777937 A SU 3777937A SU 1221328 A1 SU1221328 A1 SU 1221328A1
- Authority
- SU
- USSR - Soviet Union
- Prior art keywords
- membrane
- well
- gas
- liquid
- column
- Prior art date
Links
Landscapes
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Description
1one
Изобретение относитс к устройствам дл гидравлического разрыва пласта и может быть использовано в добыче нефти, газа и геотермальных вод.The invention relates to devices for hydraulic fracturing and can be used in the extraction of oil, gas and geothermal waters.
Целью изобретени вл етс увеличение мощности гидроударного воздействи на пласт и предотвращение повреждени обсадной колонны,The aim of the invention is to increase the power of the hydrostatic impact on the formation and prevent damage to the casing,
Иа фиг.1 показано устройство дл гидравлического разрыва пласта в процессе спуска в скважину (глубинна пушка), общий вид; на фиг.2 - установка разделительной пробки и циркул ционного клапана над газожидкостной камерой.Fig. 1 shows a device for hydraulic fracturing in the process of descending into the well (deep gun), a general view; Fig. 2 illustrates the installation of a separation plug and a circulation valve above the gas-liquid chamber.
Устройство имеет имплозивную камеру (полый корпус) 1 с плунжером 2 содержащим обратный клапан 3 с мембраной 4 в верхней части, газожидкостную камеру, образованную секцией 5 колонны насосно-компрессорных труб, содержащей-ударный столб 6 жидкости и столб 7 сжатого газа, и ограниченную подвижной разделительной пробкой 8 сверху и мембраной 4 снизу, на газожидкостную камеру 5 навинчен нижний переходник 9 циркул ционного клапана 10, а между переходником 9 и переходником 11 с щелевыми окнами 12 зажато упорное кольцо 13. Переходник 11 соединен с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 14.The device has an implosion chamber (a hollow body) 1 with a plunger 2 containing a check valve 3 with a membrane 4 in the upper part, a gas-liquid chamber formed by section 5 of the tubing column containing a shock liquid column 6 and a column 7 of compressed gas, and limited mobile a separating plug 8 at the top and a membrane 4 from below, the lower adapter 9 of the circulation valve 10 is screwed onto the gas-liquid chamber 5, and the retaining ring 13 is clamped between adapter 9 and adapter 11 with slotted windows 12. Adapter 11 is connected to the column tubing (tubing) 14.
Подвижна разделительна пробка 8 имеет в своей нижней цилиндрической части 30-40 отверстий диаметром по 3-4 мм и содержит набор кольцевых манжет 15 (3-4 шт), закрепл емых на корпусе с помощью дистанционных втулок 16 и резьбовой гайки 17, а также эластичный ниппель 18, упруго обт гивающий перфорированный участок пробки 8 (вместо ниппельной системы может быть обратный клапан, например , пилотного типа).The movable separator plug 8 has in its lower cylindrical part 30-40 holes with a diameter of 3-4 mm and contains a set of annular cuffs 15 (3-4 pieces) fixed to the body with the help of spacer sleeves 16 and a threaded nut 17, as well as an elastic nipple 18, elastically reciprocating perforated section of plug 8 (instead of a nipple system, there may be a check valve, for example, of pilot type).
Элементы устройства собирают при их спуске в скважину. Перед спуском в скважину корпуса 1 в нем предварительно создают относительный вакуум известным методом. Дп этого, например , к корпусу 1 с плунжером 2 снизу присоедин ют трубу длиной не менее Юме заглушенным торцом и корпус и трубу заполн ют водой. Затем корпус сверху герметично закрывают мембраной 4, заглушку нижней трубы снимают, при этом вода .из корElements of the device are assembled during their descent into the well. Before descending into the well of the housing 1, a relative vacuum is previously created in it by a known method. Dp this, for example, to the housing 1 with the plunger 2 from the bottom is attached a pipe not less than Yume's length with a plugged end and the housing and the pipe are filled with water. Then the case is hermetically sealed from above with a membrane 4, the plug of the lower pipe is removed, while the water.
22132822213282
пуса 1. вытекает через обратный клапан 3 плунжера 2 и в корпусе 1 создаетс вакуум, а в нижней трубе остаетс Юм вод ного столба, компенси5 ру атмосферное давление. Эту трубу отсоедин ют от корпуса 1 и его спускают в скважину.1. Flows out through the check valve 3 of the plunger 2 and a vacuum is created in the housing 1, and in the lower pipe there is a Hume of the water column, to compensate for atmospheric pressure. This pipe is disconnected from the housing 1 and lowered into the well.
К корпусу 1, спущенному в скважину , сверху наращивают газожидкост10 ную камеру 5, представл ющую собой секцию НКТ 14, имеющую внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру корпуса 1. В этой камере высота столба 6 жидкости равна 15-30 м, а вы15 соту h столба 7 сжатого газа, закачиваемого через патрубок 19, подбирают так, чтобы непосредственно перед разрушением мембраны 4 высота этого столба также была равна 1520 30 м. Это условие соблюдаетс приA gas-liquid chamber 5, which is a tubing section 14 having an internal diameter equal to the internal diameter of body 1. In this chamber, the height of the liquid column 6 is 15-30 m and the height 15 of the h column 7, the compressed gas injected through the nozzle 19 is selected so that just before the destruction of the membrane 4, the height of this column is also equal to 1520 30 m. This condition is met when
h, h, Щ h, h, u
00
00
где hj 15-30 м, 5 Р ПЛОТНОСТЬ жидкости вwhere hj is 15-30 m, 5 Р liquid density in
скважине, кг/м , g - ускорение силы т жести,well, kg / m, g - acceleration of the force of tin,
м/с2 ;m / s2;
Hj - глубина установки газожидкостной Кс1меры в скважине дл разрыва пласта, MJHj is the depth of installation of gas-liquid Ks1mery in the well for fracturing, MJ
u(,S. избыточное давление на устье скважины дл разрушени мембраны. Па, Р - предварительное (начальное ) давление газа в газожидкостной камере. Па.u (, S. excess pressure at the wellhead for membrane destruction. Pa, P - preliminary (initial) gas pressure in the gas-liquid chamber. Pa.
С газожидкостной камерой 5 соедин ют циркул ционный клапан с упорным кольцом, установив непосредственно под ним разделительную пробку 8. Через патрубок 19, осевой канал и эластичный ниппель (клапан) разделительной пробки 8 в газожидкостную камеру 5 ввод т газ (азот или воздух) и создают в ней предварительное (начальное) давление газа P i ., Отворачивают патрубок 19 от корпуса разделительной пробки 8 и наращивают сверху циркул ционного клапана колонну НКТ 14, циркул ционный клапан располагают против подошвы пласта, по мере спуска в 5 скважину разделительна пробка 8 опускаетс все ниже в давление столба 7 сжатого газа в газожидкостной камере 5 выравниваетс с гидроста5A circulation valve with a stop ring is connected to the gas-liquid chamber 5, by installing a separating plug 8 directly below it. A gas pipe (nitrogen or air) is introduced into the gas-liquid chamber 5 through the pipe 19, the axial channel and the elastic nipple (valve) of the separating plug 8. in it the preliminary (initial) gas pressure P i., Unscrew the nozzle 19 from the casing of the separation plug 8 and increase the tubing string 14 on the top of the circulation valve, the circulation valve is placed against the bottom of the reservoir, as the well goes down to 5 the separator plug 8 descends lower and lower into the pressure of the column 7 of compressed gas in the gas-liquid chamber 5 is aligned with the hydrostatic 5
тическим давлением столба жидкости в скважине 20.tical pressure of the liquid column in the well 20.
Обратной циркул цией из кольцевого пространства скважины 20 через циркул ционный клапан в канал НКТ 14 глинистый раствор в скважине 20 замещают легкой жидкостью и интенсивно промывают интервал фильтра например, углеводородным растворителем (в нефт ных скважинах) или водным раствором ПАВ (в геотермальных скважинах),The back circulation from the annular space of the well 20 through the circulation valve into the tubing 14 of the mud in the well 20 is replaced with a light liquid and the filter interval is intensively washed, for example, with a hydrocarbon solvent (in oil wells) or an aqueous surfactant solution (in geothermal wells),
После этого устройство приподнимают вместе с колонной НКТ 14 так, чтобы плунжер 2 корпуса 1 оказалс против глубины, на которой намечаетс произнести гидроразрыв пласта 21.After that, the device is raised together with the tubing string 14 so that the plunger 2 of the housing 1 is opposed to the depth at which it is intended to pronounce the hydraulic fracture of the formation 21.
Закачкой продавочной жидкости в колонну НКТ 14 (при этом за счет перепада давлени клапан 10 закрываетс , разобща канал НКТ 14 от скважины 20) повышают давление на мембрану 4 на величину Р, и разрушают ее.By injecting pumping liquid into the tubing string 14 (in this case, due to the pressure drop, the valve 10 closes, separating the tubing channel 14 from the well 20) increases the pressure on the membrane 4 by the amount P, and destroys it.
После разрушени мембраны 4 ударньй столб 6 жидкости из газожидкостной камеры падает в корпус 1 разгон емый в ней столбом 7 сжатого газа и с высокой скоростью бьет в плунжер 2, который легко отдел етс от корпуса 1 и, в свою очередь, удар ет на жидкость под собой в зоне продуктивного пласта 21. (Дл извлечени плунжера 2 и разделительной пробки 8 при подъеме колонны НКТ 14 к корпусу 1 снизу можно присоединить на резьбе ловитель-фонарь с захватным дном).After the destruction of the membrane 4, the shock column 6 of liquid from the gas-liquid chamber falls into the housing 1 and is accelerated in it by the column 7 of compressed gas and hits the plunger 2 at high speed, which easily separates from the housing 1 and, in turn, hits the liquid under in the area of the reservoir 21. (To remove the plunger 2 and the separator plug 8 when lifting the tubing string 14 to the housing 1 from the bottom, a lantern with a gripping bottom can be attached to the thread).
Скорость падени ударного столба 6 жидкости в корпус 1 на каждом отрезке пути перемещени z обуслов- лена действием силы т жести mg этого столба, силы давлени Р сжатого газа и с учетом силы трени на длине Р ударного столба жидкости определ етс по формулеThe rate of fall of shock column 6 of fluid into housing 1 on each segment of the path of travel z is determined by the effect of gravity mg of this column, the pressure force P of the compressed gas and, taking into account the friction force on the length P of the shock liquid column, is determined by the formula
(Pfg+Pa(Pfg + Pa
Ьг +1B1
-) id-) id
Л РЕL RE
Ггр - плотность ударного столба Gy - density of shock column
жидкости, кг/м, f - высота ударного столба жидкости в газожидкостной камере , м;liquids, kg / m, f - height of the liquid shock column in the gas-liquid chamber, m;
g - ускорение силы т жести, м/с2;g — acceleration of the force of gravity, m / s2;
Pj - давление сжатого газа вPj - pressure of compressed gas in
газожидкостной камере в момент разрушени мембраны . Па jgas-liquid chamber at the time of destruction of the membrane. Pa j
2 высота столба сжатого газа в газожидкостной .камере в момент разрушени мембраны , Mj2 is the height of the column of compressed gas in the gas-liquid chamber at the time of the destruction of the membrane, Mj
Z - высота имплозивной камеры (полой трубы) - длина пути падени ударного столба жидкости в имплозивной камере - от разрушени мембраны до плунжера (отрез- ки пути перемещений ударного столба жидкости после разрушени мембраны), м;Z is the height of the implosion chamber (hollow tube) —the length of the path of the fall of the shock column of liquid in the implosion chamber — from the destruction of the membrane to the plunger (segments of the path of movement of the shock column of liquid after the destruction of the membrane), m;
d - внутренний диаметр поперечного сечени газожид- костной и имплозивной камер , м.d is the internal diameter of the cross section of the gas-liquid and implosive chambers, m.
IL - коэффициент сопротивлени падению жидкостиf дл турV 0,3164. булентного режима « в -.IL is the liquid drop resistance coefficient for tourV 0.3164. boulder mode "in -.
Мкё Mkё
дл воды 0,025. Давление гидравлического удара рассчитываетс по формуле Н.Е. Жуковского for water 0.025. The water hammer pressure is calculated using the formula N.E. Zhukovsky
vava
Р R
где а у, 1200 м/с - скоррсть распространени продольных упругих ,колебаний давлени в скважине.where a y, 1200 m / s is the velocity of propagation of the longitudinal elastic, pressure fluctuations in the well.
5five
Так как боковой гидравлический импульс давлени на прискважинную зону пласта 21 при этом значительно превышает величину вертикального горного давлени , то происходит расширение существующих трещин и возникают новые трещины в пласте.Since the lateral hydraulic pressure impulse to the near-wellbore zone of the formation 21 significantly exceeds the value of the vertical rock pressure, the existing fractures expand and new fractures occur in the formation.
Импульс давлени расходуетс на расширение и создание трещин в пласте , поэтому упругие волны давлени - разрежени в скважине не распростран ютс или имеют небольшую плитуду, не представл ющую опасность дл крепи скважины. Однако и эти колебани в зоне продуктивного пласта поглощаютс сжатым газом, выталкиваемым из корпуса в скважинуThe pressure impulse is spent on expansion and the creation of fractures in the formation, therefore, elastic pressure waves - dilutions in the well do not propagate or have a small bulk, which do not pose a danger to the well lining. However, these vibrations in the area of the reservoir are absorbed by the compressed gas pushed out of the body into the well.
5 сразу после гидравлического удара.5 immediately after a water hammer.
После разрушени мембраны закрывают затрубные задвижки фонтаннойAfter the destruction of the membrane, the annular gates are closed
арматуры на устье скважины и определ ют приемистость пласта 21. При удовлетворительной приемистости пласта в него закачивают 3-10 м высококонцентрированной сол ной кислоты (в карбонатные породы).или глинокислоты (в терригенные отложени ) из расчета 0,2-0,5 м на 1 м мощности пласта. Скважину оставл ют при закрытых задвижках на 30-60 мин дл реакции кислоты с породой пласта, после чего открываютarmature at the wellhead and determine the injectivity of the reservoir 21. With a satisfactory injectivity of the formation, 3-10 m of highly concentrated hydrochloric acid (in carbonate rocks) or clay acids (in terrigenous deposits) are pumped into it at a rate of 0.2-0.5 m per 1 m of seam thickness. The well is left with the valves closed for 30-60 minutes to react the acid with the formation rock, and then open
задвижки и снижением уровн жидкости в колонне НКТ 14 на 500-800 м компрессором очищают прискважинную зону пласта от продуктов реакции кислоты с породой с одновременнымvalves and lowering the level of liquid in the tubing string 14 at 500-800 m compressor clear the near-wellbore zone of the reservoir from the reaction products of the acid with the rock while
вызовом притока из пластов.call flow from the reservoir.
Редактор М. 1(иткинаEditor M. 1 (itkina
1560/381560/38
Тираж 548 Подписное ВНИИПИ Государственного комитета СССРCirculation 548 Subscription VNIIPI USSR State Committee
по делам изобретений и открытий 113035, Москва, Ж-35, Раушска наб., д. 4/5for inventions and discoveries 113035, Moscow, Zh-35, Raushsk nab., 4/5
Филиал ШШ Патент, г. Ужгород, ул. Проектна ,4Branch ShSh Patent, Uzhgorod, st. Project, 4
Составитель И. КепкеCompiled by I. Cap
Техред л.Олейник Корректор С. ЧерниTehred L. Oleynik Proof-reader S. Cherni
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843777937A SU1221328A1 (en) | 1984-07-27 | 1984-07-27 | Deep-well gun for hydraulic fracturing of formations |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
SU843777937A SU1221328A1 (en) | 1984-07-27 | 1984-07-27 | Deep-well gun for hydraulic fracturing of formations |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
SU1221328A1 true SU1221328A1 (en) | 1986-03-30 |
Family
ID=21133640
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
SU843777937A SU1221328A1 (en) | 1984-07-27 | 1984-07-27 | Deep-well gun for hydraulic fracturing of formations |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
SU (1) | SU1221328A1 (en) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630016C1 (en) * | 2016-05-04 | 2017-09-05 | Александр Владимирович Шипулин | Method of pulse hydraulic fracturing implementation |
-
1984
- 1984-07-27 SU SU843777937A patent/SU1221328A1/en active
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
Патент US № 4211280, кл. 166/311, опублик. 1980. Авторское свидетельство СССР № 912917, кл. Е 21 В 43/26, 1980. * |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2630016C1 (en) * | 2016-05-04 | 2017-09-05 | Александр Владимирович Шипулин | Method of pulse hydraulic fracturing implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EP0292548B1 (en) | Improvements relating to installation of downhole pumps in wells | |
US2756828A (en) | Completing oil wells | |
US8327930B2 (en) | Equipment for remote launching of cementing plugs | |
US10995583B1 (en) | Buoyancy assist tool with debris barrier | |
CN115522905B (en) | Methane explosion fracturing device for shale gas reservoir and control method thereof | |
US10989013B1 (en) | Buoyancy assist tool with center diaphragm debris barrier | |
US3630281A (en) | Explosive fracturing of petroleum bearing formations | |
US4538680A (en) | Gun below packer completion tool string | |
SU1221328A1 (en) | Deep-well gun for hydraulic fracturing of formations | |
CN112392484A (en) | Carbon dioxide phase change fracturing permeability increasing device of immobile pipe column and working method | |
US4498541A (en) | Method of well completion | |
US4510999A (en) | Well cleanup and completion method and apparatus | |
US3151679A (en) | Method of fracturing an earth formation with a frangible implodable device | |
RU2327034C2 (en) | Method of productive strata wave processing and device for its fulfillment | |
WO2021112891A1 (en) | Buoyancy assist tool with waffle debris barrier | |
US3386390A (en) | Gas anchor | |
US3372755A (en) | Apparatus for well flow stimulation | |
RU2739805C1 (en) | Gas lift unit | |
SU1379452A1 (en) | Pressure compensator for wells | |
US3625285A (en) | Stimulating wells with liquid explosives | |
RU2119581C1 (en) | Device for hydraulic-impact treatment of bed | |
RU2084616C1 (en) | Shaped-charge implosive mechanism | |
CN213116266U (en) | Underground throttling and liquid discharging integrated device | |
SU1008417A1 (en) | Method for placing packer with circulation valve in well | |
SU926236A1 (en) | Device for blowing-up deep-well shooting devices |