RU2340769C1 - Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method - Google Patents
Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2340769C1 RU2340769C1 RU2007108021/03A RU2007108021A RU2340769C1 RU 2340769 C1 RU2340769 C1 RU 2340769C1 RU 2007108021/03 A RU2007108021/03 A RU 2007108021/03A RU 2007108021 A RU2007108021 A RU 2007108021A RU 2340769 C1 RU2340769 C1 RU 2340769C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- jet pump
- formation
- tubing
- fluid
- Prior art date
Links
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 title claims description 32
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 29
- 230000004941 influx Effects 0.000 title abstract description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 37
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 18
- 239000011229 interlayer Substances 0.000 claims abstract 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 102
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 83
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 21
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 14
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 14
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims description 13
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 12
- 230000003001 depressive effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 5
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 4
- 150000007513 acids Chemical class 0.000 claims description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims description 4
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 3
- 230000004936 stimulating effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 14
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 13
- 230000000712 assembly Effects 0.000 abstract description 4
- 238000000429 assembly Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 239000010410 layer Substances 0.000 abstract 1
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 74
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 7
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 4
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 4
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 3
- 238000002156 mixing Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 3
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 3
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 2
- 101150059107 MPK6 gene Proteins 0.000 description 1
- 101100170064 Mus musculus Ddr1 gene Proteins 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 239000013543 active substance Substances 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 239000011083 cement mortar Substances 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000011162 core material Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 1
- 230000000994 depressogenic effect Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005251 gamma ray Effects 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 239000012535 impurity Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 238000005381 potential energy Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000001718 repressive effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении, исследования скважин, интенсификации притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей.The invention relates to the oil and gas industry and can be used in development, well research, stimulation of inflows, production of heavy high-viscosity oils.
Известен способ обработки призабойной зоны пласта, включающий виброволновое воздействие на призабойную зону пласта с использованием гидродинамического генератора колебаний, снижение давления на забое скважины ниже пластового с одновременньм виброволновым воздействием и повышение давления в отсутствие воздействия, которые производят циклически /RU 2191896 С2, МПК7 E21B 43/25, E21B 28/00, опубл. 2002.10.27/. При этом используют ПАВ и различные химические реагенты и производят непрерывный контроль гидродинамических параметров с помощью автоматизированного многоканального устройства, например на базе микропроцессорной техники.A known method of processing the bottom-hole zone of the formation, including the vibrating effect on the bottom-hole zone of the formation using a hydrodynamic oscillation generator, reducing the pressure on the bottom of the well below the formation with simultaneous vibrating and increasing the pressure in the absence of exposure, which produce cyclically / RU 2191896 C2, IPC7
Недостатком данного способа является решение о необходимости закачивания реагентов в пласт по результатам виброволнового воздействия с использованием гидродинамического генератора на основании гидродинамического тестирования призабойной зоны скважины ступенчатыми измерениями давления и расхода жидкости, что не является рациональным, так как определяющими критериями обработки пласта являются физико-химические свойства горных пород и насыщающих их пластовых флюидов.The disadvantage of this method is the decision on the need for injection of reagents into the formation according to the results of the microwave exposure using a hydrodynamic generator based on hydrodynamic testing of the bottom-hole zone of the well by stepwise measurements of pressure and fluid flow, which is not rational, since the physicochemical properties of the rocks are the determining criteria for processing the formation rocks and reservoir fluids saturating them.
Известен способ работы насосно-эжекторной скважинной импульсной установки, включающей подачу по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) активной жидкой среды в сопло струйного аппарата, откачку струйным аппаратом из пластовой зоны пассивной среды и подачу смеси сред из скважины на поверхность /RU 2107842 С1, МПК6 F04F 5/54, опубл. 1998.03.027/. При этом в начале активную среду подают в гидроимпульсное устройство и производят обработку активной средой в гидроимпульсном кавитационном режиме прискважинной подпакерной зоны с отводом части среды из скважины на поверхность. После окончания обработки прискважинной зоны производят установку пакера в скважине и затем устанавливают в колонне НКТ депрессивную вставку. После чего производят подачу активной среды в активное сопло струйного аппарата и за счет этого откачивают из подпакерной зоны жидкую среду вместе с кольматирующими частицами на поверхность.A known method of operation of a pumping-ejector borehole pulse installation, comprising supplying a tubing of active liquid medium to a nozzle of a jet apparatus, pumping out a passive medium by a jet apparatus from a reservoir zone and supplying a mixture of media from the well to the surface / RU 2107842 C1, MPK6 F04F 5/54, publ. 1998.03.027 /. In this case, at the beginning, the active medium is fed into the hydro-pulse device and the active medium is processed in the hydro-pulse cavitation mode of the borehole sub-packer zone with the removal of a part of the medium from the well to the surface. After processing the borehole zone, the packer is installed in the well and then a depressant insert is installed in the tubing string. After that, the active medium is supplied to the active nozzle of the jet apparatus and due to this, the liquid medium is pumped from the sub-packer zone together with the clogging particles to the surface.
Недостатком данного способа является невозможность записи КВД и отсутствие возможности установки глубинных приборов, пробоотборника в предохранительной камере, что снижает эффективность работы данной установки и способа.The disadvantage of this method is the inability to record the HPC and the lack of the ability to install in-depth instruments, a sampler in a safety chamber, which reduces the efficiency of this installation and method.
Известна насосно-эжекторная скважинная импульсная установка, содержащая колонну насосно-компрессорных труб и установленный на колонне струйный аппарат с активным соплом, камерой смешения, диффузором и каналами подвода активной жидкости и пассивной среды /RU 2107842 С1, МПК 6 F04F 5/54, опубл. 1998.03.027/. Дополнительно установка снабжена пакером, центральным обратным клапаном, гидроимпульсным устройством, установленным на колонне труб ниже пакера, системой обратных периферийных клапанов, расположенной на колонне труб между гидроимпульсным устройством и пакером, и блокирующией вставкой, установленной с возможностью замены на депрессивную вставку.Known pump-ejector borehole pulse installation containing a string of tubing and mounted on a string of jet apparatus with an active nozzle, a mixing chamber, a diffuser and channels for supplying active liquid and passive medium / RU 2107842 C1, IPC 6 F04F 5/54, publ. 1998.03.027 /. In addition, the installation is equipped with a packer, a central check valve, a water-pulse device mounted on the pipe string below the packer, a peripheral valve system located on the pipe string between the water-pulse device and the packer, and a blocking insert that can be replaced with a depressive insert.
Недостатком известной установки является то, что активное сопло струйного аппарата, расположенного ниже пакера, направлено на пакер и при работе струйного аппарата на резиновый элемент пакера осаждаюся частички кольмантанта из подпакерной зоны пассивной среды. Над пакером образуется пробка, что приводит к его заклиниванию. Кроме того, компоновка известного устройства не позволяет за один спуск-подъем осуществить требуемые операции по освоении, интенсификации нефтегазовых притоков и добычи тяжелых высоковязких нефтей.A disadvantage of the known installation is that the active nozzle of the inkjet apparatus located below the packer is directed to the packer and, when the inkjet apparatus is operating, particles of colmantant from the sub-packer zone of the passive medium are deposited onto the rubber element of the packer. A plug forms above the packer, which causes it to jam. In addition, the layout of the known device does not allow for one descent, to carry out the required operations for the development, intensification of oil and gas inflows and production of heavy high-viscosity oils.
Задачей, на решение которой направлены заявляемые способ и устройство, является разработка способа и создание для его осуществления оборудования, позволяющего за один спуск-подъем провести работы по освоению скважин и интенсификации притоков с улучшенными эксплуатационными показателями.The task to which the claimed method and device are directed is to develop a method and create equipment for its implementation, which allows for the development of wells and stimulation of inflows with improved operational performance in one descent.
При осуществлении изобретения поставленная задача решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении продуктивности нефтяных и газовых скважин, повышении коэффициента продуктивности и проницаемости нефтяных и газовых скважин и их приемистости.When carrying out the invention, the task is solved by achieving a technical result, which consists in increasing the productivity of oil and gas wells, increasing the coefficient of productivity and permeability of oil and gas wells and their injectivity.
Указанный технический результат при осуществлении группы изобретений по объекту - способ достигается тем, что способ освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей включает проведение следующих операций: спуск в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной, на насосно-компрессорных трубах устройства со струйным насосом, гидравлическим вибратором, пакера с образованием центрального канала, подачу рабочей жидкости в гидравлический вибратор и обработку прискважинной подпакерной зоны с отводом части пластовой жидкости из подпакерной зоны на поверхность, установку пакера в скважине, подачу рабочей жидкости на сопло струйного насоса и откачку из подпакерной зоны смешанной жидкости на поверхность. Особенностью данного способа является то, что под насосно-компрессорными трубами над интервалом перфорации пласта над пакером устанавливают дополнительный струйный насос. Через трубное пространство насосно-компрессорных труб, центральный канал устройства подают рабочую жидкость в гидравлический вибратор наземными насосными агрегатами в переменном режиме с отводом ее на поверхность, определяют коэффициент приемистости, поднимая и опуская гидравлический вибратор устройства против очередного пропластка в интервале перфорации пласта, повторяя режим обработки гидравлическим вибратором всего интервала перфорации пласта. Закачивают наземными насосными агрегатами по насосно-компрессорным трубам и центральному каналу устройства через пакер требуемый химический раствор, который в вибрационном режиме продавливают в пласт гидравлическим вибратором при создании репрессии. Спускают рабочий шар через насосно-компрессорные трубы и центральный канал устройства до посадки его в струйном насосе, расположенном под пакером, и подают рабочую жидкость, которая, проходя через струйный насос, расположенный под пакером, смешивается с пластовой жидкостью, смешанную жидкость инжектируют, при этом скважину дренируют на различных депрессионных режимах, а все измерения забойного давления в процессе обработки гидравлическим вибратором пласта и освоения скважины фиксируют приборами. Поднимают рабочий шар со струйного насоса, расположенного под пакером, и опускают в трубное пространство насосно-компрессорных труб якорь с глубинным прибором до посадки в дополнительном струйном насосе, подают рабочую жидкость в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и колонной насосно-компрессорных труб к дополнительному струйному насосу, расположенному над пакером, создавая разрежение в интервале перфорации продуктивного пласта, при этом пластовая жидкость поступает в дополнительный струйный насос, расположенный над пакером, инжектируют рабочую жидкость в виде смешанной жидкости и откачивают на поверхность, при этом определяют индикаторные характеристики и коэффициент продуктивности скважины. Прекращают работу наземного насосного агрегата, обеспечивают посадку якоря на следующее гнездо дополнительного струйного насоса, расположенного над пакером, и приток из пласта прекращают, а глубинными приборами осуществляют запись кривой восстановления давления. Кроме того, рабочую жидкость подают в гидравлический вибратор наземными насосными агрегатами в переменном режиме с отводом ее на поверхность, обрабатывают поверхностно-активным веществом, совмещая и чередуя с малообъемными закачками растворов растворителей, кислот, обрабатывая зону перфорации пласта.The specified technical result in the implementation of the group of inventions on the object - the method is achieved by the fact that the method of development, well exploration, stimulation of oil and gas inflows of heavy high-viscosity oils includes the following operations: descent into a well equipped with a production string, on the tubing of the device with a jet pump, a hydraulic vibrator, a packer with the formation of a central channel, the supply of working fluid to the hydraulic vibrator and processing of the borehole under-packer zones with the removal of part of the reservoir fluid from the sub-packer zone to the surface, installing the packer in the well, supplying the working fluid to the nozzle of the jet pump and pumping mixed fluid to the surface from the sub-packer zone. A feature of this method is that under the tubing over the interval of perforation of the reservoir above the packer install an additional jet pump. Through the tube space of the tubing, the central channel of the device, the working fluid is fed into the hydraulic vibrator by ground-based pumping units in an alternating mode with its removal to the surface, the injectivity coefficient is determined by raising and lowering the hydraulic vibrator of the device against the next layer in the interval of formation perforation, repeating the treatment mode hydraulic vibrator of the entire interval of perforation of the reservoir. The required chemical solution is pumped by the ground pumping units through the tubing and the central channel of the device through the packer, which in vibration mode is forced into the formation by a hydraulic vibrator when repression is created. The working ball is lowered through the tubing and the central channel of the device until it is seated in the jet pump located under the packer, and the working fluid is fed, which, passing through the jet pump located under the packer, is mixed with the reservoir fluid, the mixed fluid is injected, while the well is drained at various depressive modes, and all measurements of bottomhole pressure during processing by a hydraulic reservoir vibrator and well development are fixed with instruments. Raise the working ball from the jet pump, located under the packer, and lower the anchor with the downhole tool into the tubing space of the tubing before landing in the additional jet pump, feed the working fluid into the annulus between the production string and the tubing string to the additional jet pump located above the packer, creating a vacuum in the interval of perforation of the reservoir, while the reservoir fluid enters an additional jet pump, located above the packer, the working fluid is injected in the form of mixed liquor and pumped to the surface, wherein the indicator is determined characteristics and well productivity index. The operation of the ground-based pumping unit is stopped, the anchor is planted on the next slot of the additional jet pump located above the packer, and the inflow from the reservoir is stopped, and the pressure recovery curve is recorded by the depth instruments. In addition, the working fluid is fed into the hydraulic vibrator by ground-based pumping units in an alternating mode with its removal to the surface, treated with a surfactant, combining and alternating with low-volume injections of solvent solutions, acids, treating the formation perforation zone.
Указанный технический результат по объекту - устройство достигается тем, что устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей содержит установленный на колонне насосно-комперессорных труб корпус устройства, включающий струйный насос, гидравлический вибратор, пакер, с образованием центрального канала, соединяющегося с внутренним пространством насосно-компрессорных труб. Особенностью устройства является то, что оно содержит дополнительный струйный насос, расположенный над пакером, через осевой канал которого проходит центральный канал, предохранительную камеру с глубинными приборами, пробоотборником, расположенную под гидравлическим вибратором. При этом дополнительный струйный насос имеет подвижную втулку с посадочными гнездами, установленную в центральном канале на срезных элементах, с возможностью посадки якоря с глубинными приборами; кольцевую секцию, образованную наружной насосно-компрессорной трубой и центральной насосно-компрессорной трубой меньшего диаметра, а устройство оборудовано наземными насосными агрегатами для подачи рабочей жидкости в гидравлический вибратор через трубное пространство насосно-компрессорных труб. Кроме того, якорь снабжен шпонками и пружиной, а предохранительная камера имеет боковой канал, в котором расположен клапан, перекрывающий канал для подачи в предохранительную камеру пластовой жидкости.The specified technical result for the object - the device is achieved by the fact that the device for developing, researching wells, stimulating oil and gas inflows of heavy high-viscosity oils contains a device body mounted on a column of pump and compressor pipes, including a jet pump, a hydraulic vibrator, a packer, with the formation of a central channel connecting with the interior of the tubing. A feature of the device is that it contains an additional jet pump located above the packer, through the axial channel of which the central channel passes, a safety chamber with depth instruments, a sampler located under the hydraulic vibrator. In this case, the additional jet pump has a movable sleeve with landing sockets installed in the central channel on shear elements, with the possibility of landing anchors with depth instruments; an annular section formed by an outer tubing and a central tubing of smaller diameter, and the device is equipped with ground-based pumping units for supplying the working fluid to the hydraulic vibrator through the tubing space of the tubing. In addition, the anchor is equipped with dowels and a spring, and the safety chamber has a side channel in which a valve is located that overlaps the channel for supplying formation fluid to the safety chamber.
Именно заявленное использование устройства при проведении операций по освоению, исследованию скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей обеспечивает получение единого технического результата. Это позволяет сделать вывод о том, что заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретения, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей предназначено для осуществления другого заявленного объекта группы - способа освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей, при этом оба объекта группы направлены на решение одной и той же задачи с получением единого технического результата.It is the claimed use of the device during operations for the development, exploration of wells, the intensification of oil and gas inflows, and the production of heavy highly viscous oils provides a unified technical result. This allows us to conclude that the claimed group of inventions meets the requirement of unity of invention, since it forms a single inventive concept, and one of the declared objects of the group is a device for developing, exploring wells, stimulating oil and gas inflows, and producing heavy high-viscosity oils is intended for the implementation of another claimed object groups - methods of development, well research, intensification of oil and gas inflows, production of heavy high-viscosity oils, both objects Rupp aimed at solving the same problem to obtain a single technical result.
При спуске подпакерного насоса повышается продуктивность пласта за счет откачки пассивной среды (смешанной жидкости - смеси пластовой жидкости и кольматирующих частиц), а установка и спуск надпакерного струйного насоса позволяет осуществить более качественные гидродинамические исследования на установившихся режимах, при этом рабочая жидкость подается из трубного пространства НКТ, подпакерному струйному насосу, гидравлическому вибратору через центральный канал устройства. Клапаны, установленные в верхней части пакера, производят эффективную опрессовку пакера, а наличие двух каналов: центрального и кольцевого у пакера обеспечивают устойчивую работу подпакерного струйного насоса. Кольцевая секция позволяет приблизить подпакерный струйный насос к интервалу перфорации пласта и разделить рабочий поток жидкости центрального канала от потока смешанной жидкости, проходящего через кольцевой канал, что обеспечивает устойчивую работу подпакерного струйного насоса, при подаче рабочей жидкости через центральный канал воздействует гидродинамическими импульсами на интервал перфорации пласта и способствует повышению очистки и приемистости пласта.When lowering the sub-packer pump, the productivity of the formation increases due to pumping out a passive medium (mixed fluid - a mixture of reservoir fluid and clogging particles), and installing and lowering the super-packer jet pump allows better hydrodynamic studies at steady-state conditions, while the working fluid is supplied from the tubing space , under-packer jet pump, hydraulic vibrator through the central channel of the device. The valves installed in the upper part of the packer perform an effective crimping of the packer, and the presence of two channels: the central and the ring at the packer ensure the stable operation of the sub-packer jet pump. The annular section makes it possible to bring the sub-packer jet pump closer to the perforation interval of the formation and to separate the working fluid of the central channel fluid from the mixed fluid flow passing through the annular channel, which ensures the stable operation of the sub-packer jet pump, when the working fluid is fed through the central channel, it acts by hydrodynamic pulses on the formation perforation interval and enhances the cleanup and injectivity of the reservoir.
Работа устройства и способа его осуществления поясняется графически.The operation of the device and its implementation method is illustrated graphically.
На фиг.1 схематично показано устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей.Figure 1 schematically shows a device for the development, study of wells, the intensification of oil and gas inflows, production of heavy high-viscosity oils.
На фиг.2 - устройство при производстве операции по обработке интервала перфорации пласта рабочей жидкостью посредством гидравлического вибратора.Figure 2 - device in the operation for processing the interval of perforation of the formation with a working fluid through a hydraulic vibrator.
На фиг.3 - устройство при проведении операции глубокой обработки интервала перфорации пласта увеличенными объемами закачки в скважину химических растворов.Figure 3 - the device during the operation of deep processing of the interval of perforation of the reservoir with increased volumes of injection into the well of chemical solutions.
На фиг.4 - устройство при операции вызова притока пластовых флюидов и восстановление естественной проницаемости перфорации пласта.Figure 4 - the device during the operation of the call of the influx of reservoir fluids and the restoration of the natural permeability of the perforation of the reservoir.
На фиг.5, 6 - устройство при проведении гидродинамических исследований и регистрации КВД закрытием скважины на забое с целью определения фильтрационно-емкостных свойств продуктивного пласта.In Fig.5, 6 - the device during the hydrodynamic studies and registration of the KVD by closing the well on the bottom to determine the filtration-capacitive properties of the reservoir.
На фиг.7 изображена картограмма процесса освоения.Figure 7 shows a cartogram of the development process.
Устройство для освоения, исследования скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи высоковязких нефтей устанавливается на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) 1 и спускается в скважину 2 (фиг.1).A device for the development, research of wells, the intensification of oil and gas inflows, the production of highly viscous oils is installed on the string of
Устройство содержит струйный насос 3, расположенный над пакером (надпакерный струйный насос), пакер 4, кольцевую секцию 5, струйный насос 6, расположеный под пакером 4 (подпакерный струный насос), гидравлический вибратор 7 и предохранительную камеру 8, установленную таким образом, чтобы гидравлический вибратор 7 оказался в интервале перфорации пласта 9. Центральный канал 10 проходит через осевые каналы надпакерного струйного насоса 3, пакера 4, кольцевой секции 5, подпакерного струйного насоса 6 и гидравлического вибратора 7 и соединяется с трубным пространством НКТ.The device comprises a
В центральном канале 10 надпакерного струйного насоса 3 на срезных элементах 11 устанавливается подвижная втулка 12 с посадочным гнездом 13. Для запуска в работу надпакерного струйного насоса 3 через центральный канал 10 в посадочное гнездо 13 подвижной втулки 12 устанавливается якорь 14.In the
Якорь 14 включает в себя шток 16, пружину 18 на штоке 16 и шпонки 19 с пружиной 20 (фиг.5). С целью контроля параметров процесса освоения скважины, регистрации кривой восстановления забойного давления (КВД) к нижней части штока 16 крепится глубинный прибор 21.The
К надпакерному струйному насосу 3 пакер 4 (фиг.6) крепится через блок 25 клапанов, в котором клапаны 26 перекрывают кооксиальные каналы 27 и кольцевой канал 28 пакера 4. Коаксиальные каналы 27 переходят в кольцевую секцию 5, образованную наружными НКТ 30 и центральным НКТ 31 меньшего диаметра, чем наружные НКТ 30. К кольцевой секции 5 крепится подпакерный струйный насос 6. В центральном канале 10 подпакерного струйного насоса 6 на срезных элементах 35 установлена подвижная втулка 36 для посадки рабочего шара 38.The packer 4 (Fig. 6) is attached to the
К подпакерному струйному насосу 6 (фиг.2) закреплен гидравлический вибратор 7, имеющий щелевой золотник 39. В центральном канале 10 расположен вращающийся насадок 41 с верхними профилированными лопастями 42 и нижними закручивающимися лопатками 43, радиальными каналами 45 и боковыми каналами 47. К гидравлическому вибратору 7 закреплена предохранительная камера 8 с глубинными приборами и пробоотборником 48.A hydraulic vibrator 7 having a slotted
Работа устройства и осуществление способа освоения, исследование скважин, интенсификации нефтегазовых притоков, добычи тяжелых высоковязких нефтей.The operation of the device and the implementation of the development method, well research, intensification of oil and gas inflows, production of heavy high-viscosity oils.
Устройство, содержащее надпакерный струйный насос 3, пакер 4, кольцевую секцию 5, подпакерный струйный насос 6, гидравлический вибратор 7, опускают в скважину 2 на НКТ 1 (фиг.2) и устанавливают таким образом, чтобы гидравлический вибратор 7 оказался непосредственно в точке интервала перфорации пласта 9. Место установки гидравлического вибратора 7 для обработки интервала перфорации 9 выбирают предварительно согласно промысловым геофизическим исследованиям (ГИС), которые характеризуются как низкопроницаемые, закольматированные пропластки. Обработка данных толщин пласта по интервалу перфорации 9 импульсами гидродинамического давления гидравлическим вибратором 7 осуществляются снизу-вверх или сверху-вниз путем подъема-спуска НКТ 1 с устройством. При этом на каждом конкретном месте установки гидравлического вибратора 7 производится его привязка по ГИС, гамма-каротажу, магнитному локатору муфт и т.д. Устье скважины 2 оборудуют фонтанной арматурой, лубрикатором, производят расстановку и обвязку наземной техники, опрессовку нагнетательной линии фонтанной арматуры (не показаны). Начинают гидровиброобработку пласта гидравлическим вибратором 7 рабочей жидкостью при рабочих давлениях, создаваемых наземными насосными агрегатами Рр=4-7 МПа. При этом рабочая жидкость Qр замыкается в круговую по схеме: насосный агрегат - трубное пространство НКТ 1, центральный канал 10 до гидравлического вибратора 7, где через боковые каналы 47 в затрубное пространство и оттуда на поверхность в мерную емкость (не показана), при прокачке рабочей жидкости Qp через гидравлический вибратор 7, золотник 39 начинает вращаться, что приводит к генерированию волн давления в интервале перфорации пласта 9. Далее прокачиваемая рабочая жидкость Qp поступает на верхние профилированные лопасти 42 и раскручивает ориентировочно вправо насадок 41 гидравлического вибратора 7. Рабочая жидкость Qp, истекая с высокой скоростью из центрального канала вращающегося насадка 41, создает разрежение, которое через радиальные каналы 45 нижней части гидравлического вибратора 7 передается в затрубное пространство. Таким образом, на глубине установки гидравлического вибратора 7 относительно отверстий перфорации пласта 9 образуется зона пониженного давления. Следовательно, исключается отрицательное влияние повышенных репрессионных давлений на пласт при гидрообработке, увеличивается амплитуда импульсов гидродинамического давления, улучшается качество и эффективность очистки интервала перфорации от загрязняющих материалов (фильтрат бурового, цементного раствора, тяжелые соединения асфальтенов, смол, парафина и т.д.). Часть пластовой жидкости Qн, поступающей в скважину 2 при гидровиброобработке через радиальные каналы 45, смешивается с рабочей жидкостью Qp и через боковые каналы 47 уже смешанная жидкость Qс поступает в затрубное пространство. Одновременно с этим рабочая жидкость Qp и пластовая жидкость Qн раскручиваются наружной поверхностью золотника 39, что способствует образованию в зоне пониженного забойного скважинного давления Рзаб воронки вращающейся жидкости в затрубном подпакерном пространстве, интервала перфорации пласта 9. Значительная часть энергии импульсов гидродинамического давления через диффузор 46 и конический отражатель 56 направляется радиально интервалу перфорации 9 продуктивного пласта. Согласно технической характеристике наземного насосного агрегата типа ЦА-320 при Рр=4,0-7,0 МПа с диаметром втулок 100-127 мм и с учетом коэффициента наполнения насоса 0,85 расход рабочей жидкости Qp при максимальной подаче составит 11-19 л/с. Таким образом, на первоначальном режиме гидровиброобработки в заданной точке интервала пласта чистота импульсов давления составит 150-200 Гц, их амплитуда соответственно 2,0-3,0 МПа.A device containing an over-packer
При этих условиях фильтрационный поток пластовой жидкости подвергается обработке импульсами гидродинамического давления и энергия упругих гидравлических колебаний переносится в пласт, что способствует более быстрой, качественной и эффективной очистке, увеличению проницаемости горных пород в интервале перфорации пласта 9. Возможность привлечения дополнительного расхода к рабочей жидкости значительно снижает эксплутационные нагрузки на наземный насосный агрегат при проведении гидровиброобработки в промысловых условиях. В данном случае с целью повышения качества очистки интервала перфорации пласта 9 от загрязняющих материалов можно оперативно влиять на процесс гидровиброобработки, меняя величины рабочих давлений Рр, время обработки Тр, темпы прокачки и расходы рабочей жидкости Qp.Under these conditions, the filtration flow of the reservoir fluid is subjected to hydrodynamic pressure pulses and the energy of elastic hydraulic vibrations is transferred to the reservoir, which contributes to faster, better and more efficient cleaning, increase the permeability of rocks in the interval of perforation of the
Чтобы придать отмывающие свойства прокачиваемой рабочей жидкости Qp, необходимо ее обрабатывать поверхностно-активными веществами (ПАВ). К обработке рабочей жидкости Qp ПАВ приступают с самого начала процесса гидровиброобработки. По окончании обработки рабочей жидкости Qp ПАВ определяют начальную приемистость скважины Опр.нач. в данной конкретной точке установки гидравлического вибратора 7. Для этого герметизируют затрубное пространство на устье скважины 2 и продавливают рабочую жидкость Qp в интервал перфорации пласта 9. Максимальное рабочее давление продавливания рабочей жидкости Рмак. раб. должно составлять 90% от давления опрессовки Ропр. эксплуатационной колонны, то есть Рмак. раб.=0,9×Ропр. Закачка в интервал перфорации пласта раствора ПАВ способствует увеличению угла смачиваемости горной породы, то есть снижаются капиллярные сопротивления. ПАВ разрушают структурный каркас тяжелых соединений парафинов, смол и асфальтенов. В результате снижается динамическая вязкость и улучшается подвижность нефти. В данном случае закачку ПАВ в интервал перфорации пласта необходимо проводить в следующем порядке, плавно увеличивать рабочее давление на наземном насосном агрегате до Рмак..раб., указанного выше и по возможности быстро осуществлять стравливание давления и излив скважинной жидкости в мерную емкость на устье. При таких условиях в интервале перфорации пласта создаются высокие градиенты давлений репрессий и при разрядке загрязняющие материалы эффективно выносятся потоком жидкости в ствол скважины. Также глубже дренируется интервал перфорации пласта, улучшается гидродинамическая связь скважины с пластом. По количеству оставшейся жидкости в интервале перфорации пласта после проведения цикла закачки ПАВ - разрядка определяют приемистость скважины Qпр. и коэффициент приемистости:To give the washing properties of the pumped working fluid Q p , it is necessary to treat it with surface-active substances (surfactants). The processing of the working fluid Q p surfactants is started from the very beginning of the process of hydro-vibration processing. At the end of the processing of the working fluid Q p surfactants determine the initial injectivity of the well O pr. at this particular point of installation of the hydraulic vibrator 7. To do this, seal the annulus at the
где Qпр. - приемистость скважины, м3/сут;where Q Ave - injectivity wells, m 3 / day;
Рзаб. - забойное скважинное давление, МПа;R zab. - bottomhole borehole pressure, MPa;
Рпл. - пластовое давление, МПа.R square - reservoir pressure, MPa.
В данном конкретном случае после первого режима гидровиброобработки выбранных отверстий интервала перфорации паста 9 и глубине установки гидравлического вибратора 7 будут определены начальные Qпр. нач. - приемистость скважины и ηпр.нач. - коэффициент приемистости. Далее увеличивают рабочее давления Pр на наземном насосном агрегате от 7,0 до 10,0 МПа и приступают ко второму режиму гидровиброобработки, не меняя глубины установки гидравлического вибратора 7. С учетом технической характеристики данного наземного насосного агрегата расход рабочей жидкости Qp=8-13 л/c, частота импульсов давлений 100-150 Гц, а их амплитуда от 3,0 до 4,0 МПа. После окончания второго режима гидровиброобработки с целью повышения эффективности очистки интервала перфорации пласта от загрязняющих материалов, увеличения зоны дренирования пласта увеличивают количество циклов закачек ПАВ. В результате определенные приемистости и коэффициенты приемистости скважины будут являться текущими данными технологического процесса обработки пласта Qпр.2 тек и ηпр.2 тек.In this particular case, after the first mode of hydro-vibration processing of the selected holes of the interval of perforation of the
На следующем третьем режиме гидровиброобработки пласта рабочее давление Рр на наземном насосном агрегате также увеличивается от 10,0 до 15,0 МПа. При этом Qp=4-8 л/с, частота импульсов давлений 50-100 Гц, а их амплитуда от 4,0-6,0 МПа. После проведения данного режима гидровиброобработки пласта количество циклов закачек в интервал перфорации пласта ПАВ также увеличивают относительно предыдущего режима обработки. По полученным данным Qпр.,нач, ... Qпр. тек.η и ηпр,нач. ... ηпр.η тек, η (где n - номер режима, цикла) оперативно оценивают эффективность проведенного этапа работ. Критерием, определяющим эффективность, является стабилизация указанных параметров в процессе гидровиброобработки прискважинной и удаленной зоны продуктивного пласта в данном интервале перфорации. При этом учитывается качественный и количественный состав рабочей жидкости, содержание в ней пластовых флюидов, механических примесей, загрязняющих материалов и т.д. С целью расширения комплекса химических обработок на данном этапе работ циклические закачки ПАВ в интервал перфорации пласта можно совмещать, чередовать с малообъемными закачками растворов растворителей, кислот и т.д. Для повышения качества и полноты геолого-промысловой информации, определения гидродинамических характеристик пласта, состояния интервала перфорации пласта, ее размеры, границы, скважину в начале и в конце работ по гидровиброобработке необходимо герметизировать (закрывать) на устье с целью регистрации на поверхности и на забое кривых падения давлений (КПД). Технологические параметры процесса гидровиброобработки, величины рабочих давлений Рр, количество режимов и циклов ηр, ηц, время их выдержки Тр, Ту регламентируются геолого-техническими условиями строительства скважины, качеством цементирования эксплуатационной колонны, прочностными характеристиками горных пород продуктивного пласта, физико-химическими свойствами пластовых флюидов, наличием и расположением в разрезе водоносных горизонтов и т.д. Режимно-технологические параметры также конкретно и оперативно регулируются в промысловых условиях по мере эффективности проведения данного этапа работ. Далее НКТ 1 опускают или поднимают и устанавливают гидравлический вибратор 7 на следующей заданной глубине против очередного низкопроницаемого пропластка в интервале перфорации продуктивного пласта 9. По достигнутым результатам гидровиброобработки всего интервала перфорации пласта 9 конечным значением приемистости Qпр. n кон n. и коэффициентов приемистости ηпр. n. кон. n, по их оптимальным или максимальным величинам определяют рациональное расположение в скважине данного подземного оборудования для дальнейшего проведения работ по освоению, исследованию, скважины и интенсификации притока. Пакер 4 устройства устанавливают на расчетной глубине скважины над интервалом перфорации пласта 9 (фиг.3). Производится гидравлическая опрессовка, проверка герметичности спущенных в скважину насосно-компрессорных труб 1 и пакера 4 путем создания наземным насосным агрегатом давления в затрубном пространстве 62 равного давлению опрессовки эксплутационной колонны. При отсутствии циркуляции жидкости на устье из трубного пространства 57 определяется герметичность пакера 4 и насосно-компрессорных труб 1. Далее приступают к следующему этапу работ, который включает дальнейшее совершенствование гидродинамической связи с пластом, глубокой обработкой интервала перфорации пласта увеличенными объемами закачки в скважину 2 химических растворов. В результате предыдущего этапа работ поровая и трещинная поверхность пород продуктивного коллектора в достаточной мере освобождена от загрязняющих материалов, стала более гидрофобной и тем самым лучше подготовленной для эффективного реагирования с химическими растворами. Такие мероприятия планируются и осуществляются с учетом опыта работ и эффективности применения тех или иных химических составов при обработке пластов на данном конкретном месторождении. Также учитываются физико-химические свойства пластового флюида и лабораторные исследования кернового материала. Обычно это растворы различных кислот определенных концентраций, модификации жидкостей растворителей и т.д.In the next third mode of hydraulic hydraulic treatment of the formation, the working pressure P r at the surface pumping unit also increases from 10.0 to 15.0 MPa. In this case, Q p = 4-8 l / s, the pressure pulse frequency is 50-100 Hz, and their amplitude is from 4.0-6.0 MPa. After carrying out this mode of hydraulic vibro-treatment of the formation, the number of injection cycles in the interval of perforation of the surfactant formation also increases relative to the previous treatment mode. According to the data obtained, Q ave, beg , ... Q ave tech.η and η ave, beg. ... η pr .η tech , η (where n is the mode, cycle number) promptly evaluate the effectiveness of the work phase. The criterion that determines the effectiveness is the stabilization of these parameters in the process of hydro-vibration processing of the borehole and remote zones of the reservoir in a given perforation interval. At the same time, the qualitative and quantitative composition of the working fluid, the content of formation fluids, mechanical impurities, polluting materials, etc. in it are taken into account. In order to expand the complex of chemical treatments at this stage of work, cyclic surfactant injections into the formation perforation interval can be combined, alternated with low-volume injections of solvent solutions, acids, etc. In order to improve the quality and completeness of geological and field information, determine the hydrodynamic characteristics of the formation, the state of the interval of perforation of the formation, its dimensions, boundaries, and the well at the beginning and at the end of hydrofibration processing, it is necessary to seal (close) at the mouth in order to register on the surface and at the bottom of the curves pressure drops (COP). The technological parameters of the hydro-vibration treatment process, the operating pressures P r , the number of modes and cycles η p , η c , their holding time T p , T y are regulated by the geological and technical conditions of well construction, the quality of cementing the production string, the strength characteristics of the rocks of the producing formation, physical -chemical properties of reservoir fluids, the presence and location of aquifers in the section, etc. Regime-technological parameters are also specifically and promptly regulated in the field as the effectiveness of this stage of work. Next, the
Наземный насосный агрегат закачивает по насосно-компрессорным трубам 1 в трубное пространство 57 требуемый химический раствор. При этом жидкость далее движется по центральному каналу 10 надпакерного струйного насоса 3, пакера 4, кольцевой секции 5, подпакерного струйного насоса 6, и щелевой канал золотника 39 гидравлического вибратора 7, интервал перфорации пласта 9, а также по проходному каналу вращающегося насадка 41, диффузора 46, на конический отражатель 56 гидравлического вибратора 7, и через боковые каналы 47 также поступает в подпакерное пространство 60. Из подпакерного пространства 60 смешанная жидкость Qc=Qp+Qн поступает на клапанные сборки 33, в нижней части корпуса подпакерного струйного насоса 6. При этом клапаны клапанных сборок 33 открываются и смешанная жидкость Qc по каналам 34 клапанных сборок 33 поступает в рабочее сопло 59 подпакерного струйного насоса 6. Смешанная жидкость Qc с высокой скоростью истекает из рабочих сопел 59 и эжектирует рабочую жидкость Qр с пластовой жидкостью Qн из подпакерного пространства 60. Далее через диффузоры 32 подпакерного струйного насоса 6 смешанная жидкость Qс поступает в кольцевой канал 28, оттуда по коаксиальным каналам 27 блока 25 клапанов выходит в затрубное надпакерное пространство 62 и с помощью наземного агрегата подается на поверхность. Для преодоления значительных гидравлических сопротивлений, создания снижения забойного скважинного давления Рзаб в подпакерном пространстве 60 до необходимой величины при работе подпакерного струйного насоса 6 и гидравлического вибратора 7 наземному насосному агрегату необходимо осуществлять закачку химического раствора в скважину в режиме максимального давления. В данном случае рабочее давление Рр на наземном агрегате необходимо увеличить от 15 до 20 МПа. Согласно расходу рабочей жидкости Qр=3-4 л/с, частота 15-50 Гц, амплитуда 5-9 МПа. Таким образом, при закачке химического раствора в скважину по НКТ 1 и устройству гидровиброобработка интервала перфорации 9 пласта осуществляется в диапазоне от низких до высоких частот и соответственно увеличивающихся амплитуд давления. Также при этом одновременно работают подпакерный струйный насос 6 и гидравлический вибратор 7. При таких условиях в подпакерном пространстве 60 увеличивается зона понижения забойного скважинного давления Рзаб, возрастает эффект турбулизации жидкости и гидравлическая транспортировка загрязняющих продуктивный пласт материалов в затрубное пространство 62 и на поверхность. По достижению нижней границей химического раствора корпуса гидравлического вибратора 7 затрубное пространство 62 на устьевой фонтанной арматуре герметизируют закрытием задвижек. Далее при создании репрессии ΔРр химические жидкости в вибрационном режиме продавливаются в пласт с помощью наземного насосного агрегата.The ground-based pumping unit pumps the required chemical solution through
После обработки пласта химическими растворами через устьевой лубрикатор в НКТ 1 на скребковой проволоке спускают рабочий шар 38 до посадки на конусное гнездо подвижной втулки 36 подпакерного струйного насоса 6 (фиг.4). Созданием избыточного давления наземным насосным агрегатом в трубном пространстве НКТ 1 в центральном канале 10 подпакерного струйного насоса 6 срезаются срезные элементы 35 и подвижная втулка 36 с рабочим шаром 38 смещается вниз до упора. При этом боковые каналы 68 обеспечивают гидравлическую связь рабочей камеры 58 подпакерного струйного насоса 6 с устьем скважины через центральный канал 10 кольцевой секции 5, пакера 4, надпакерного струйного насоса 3 и трубного пространства 57 НКТ 1. Рабочая жидкость Qp из камеры 58 проходит через инжекторы 32, установленные в корпусе подпакерного струйного насоса 6, где происходит смешение с пластовой жидкостью Qн, поступающей через приемные каналы 63 подпакерного струйного насоса 6. Далее смешанная жидкость Qc=Qp+Qн поступает в кольцевое пространство 28 кольцевой секции 5 через коаксиальные каналы 27, блока 25 клапанов, пакера 4, поступает в затрубное пространство 62 и оттуда на поверхность, в мерные емкости. Прокачкой через подпакерный струйный насос 6 рабочей жидкости Qp откачивают пластовую жидкость Qн из подпакерного пространства 60, снижая давления Рзаб в интервале перфорации 9 продуктивного пласта, создавая депрессию в подпакерном пространстве 60, которая регулируется изменением рабочего давления, создаваемого насосным агрегатом на поверхности.After treating the formation with chemical solutions through the wellhead lubricator in the
В начальный период работы подпакерного струйного насоса 6 осуществляется вызов притока и очистка пласта от продуктов реакции химических растворов с горной породой и пластовыми флюидами.In the initial period of operation of the
Установка подпакерного струйного насоса 6 под пакером 4 устройства приближает приемные каналы 63 подпакерного струйного насоса 6 к интервалу перфорации 9 пласта, что значительно увеличивает функциональные возможности данного устройства, так как:Installing a
- к потоку пластового флюида на выходе из отверстий интервала перфорации 9 пласта инжектировании пластовой жидкости Qн рабочей жидкостью Qp подводится дополнительная кинетическая энергия, которая на выходе из рабочей камеры смешения 58 с подпакерного струйного насоса 6 преобразуется в потенциальную энергию;- additional kinetic energy is supplied to the flow of formation fluid at the outlet from the openings of the
- высота всасывания подпакерного струйного насоса 6 переносится непосредственно в подпакерное пространство 60 ближе к интервалу перфорации 9 продуктивного пласта;- the suction height of the under-
- с помощью подпакерного струйного насоса 6 удаляется из интервала перфорации 9 пласта технологическая жидкость-вода, глинистый раствор и т.д., в место этого подпакерное пространство 60 заполняется пластовой жидкостью.- using a
В связи с этим улучшается качество очистки продуктивных пластов и восстановление их естественной проницаемости, сокращаются также сроки освоения скважин.In this regard, the quality of cleaning productive formations and the restoration of their natural permeability is improved, and well development time is also reduced.
В дальнейшем скважина дренируется и осваивается с помощью подпакерного струйного насоса 6 на различных депрессионных режимах до стабилизации дебитов пластовых флюидов.Subsequently, the well is drained and mastered using a
Все изменения забойного давления в процессе гидровиброобработки пласта и освоения скважины фиксируются автономными, электронными глубинными приборами - манометрами, установленными на подвеске в предохранительной камере 8.All changes in the bottomhole pressure during the process of hydraulic vibration treatment of the formation and development of the well are recorded by autonomous, electronic depth gauges - pressure gauges mounted on the suspension in the
Назначение предохранительной камеры 8 - это предотвращение повреждений глубинных приборов, пробоотборников 48 от высоких давлений, возникающих при закачках химических растворов в низкопроницаемые пласты в глубоких скважинах. В диапазоне рабочих давлений глубинных приборов и пробоотборников 48 предохранительная камера 8 позволяет осуществлять регистрацию ими изменения забойных давлений и отборов герметизированных проб пластовой жидкости. В процессе освоения скважины пластовая жидкость под давлением из подпакерного пространства 60 через боковые 53, а также вертикальные каналы 51 предохранительной камеры 8 поступает во внутреннюю полость предохранительной камеры 8, передается на глубинные приборы и заполняет пробоотборники 48. Клапанные вставки 50 предохранительной камеры 8 и каналы 54 исключают механическое и агрессивное повреждение глубинных приборов, пробоотборников 48 в случае возникновения высоких забойных давлений, при закачках, обработках химических растворами низкопроницаемых пластов. При возникновении высокого импульса забойного скважинного давления клапаны 54 передвигаются по каналу 53 и перекрывают вертикальный канал 51 в клапанных вставках 50 предохранительной камеры 8. Таким образом, обеспечиваются условия безопасной эксплуатации глубинных приборов и пробоотборников 48, установленных на подвеске 49 во внутренней полости предохранительной камеры 8.The purpose of the
Далее приступают к заключительному этапу работ - гидродинамическим исследованиям методом установившихся отборов (МУО) и регистрации кривых восстановления забойного давления (КВД), закрытием скважины на забое с целью определения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) продуктивного пласта.Then they proceed to the final stage of the work - hydrodynamic studies using the steady-state sampling method (MUO) and recording the downhole pressure recovery curves (HPC), closing the well at the bottom to determine the reservoir properties (FES) of the reservoir.
Предварительно с конусного гнезда подвижной втулки 36 подпакерного струйного насоса 6 извлекают лебедкой на поверхность рабочий шар 38 на скребковой проволоке. В трубное пространство НКТ 1 на скребковой проволоке или каротажном кабеле спускают (фиг.5) якорь 14 с подсоединенным к нему глубинным прибором 21. Механический якорь 14 опускается на посадочное гнездо 13 подвижной втулки 12 надпакерного струйного насоса 3. Одновременно с этим якорь 14 закрепляется посредством выдвижения подпружиненных пружиной 20 шпонок 19 к втулке 12 надпакерного струйного насоса 3. Созданное наземным насосным агрегатом избыточное давление в трубном пространстве НКТ 1 срезает срезные элементы 11 у подвижной втулке 12 с установленным в ней якорем 14 и глубинным прибором 21. Втулка 12 (фиг.6) сдвигается вниз до упора по центральному каналу 10 надпакерного струйного насоса 3, открывая окно 64. С помощью наземного агрегата рабочая жидкость Qр подается в затрубное пространство 62 между эксплутационной колонной и НКТ 1 к надпакерному струйному насосу 3. В данном случае используется струйный насос 3 обратной схемы циркуляции рабочей жидкости Qр. Клапаны 26 блока 25 клапанов перекрывают коаксиальные каналы 27, при этом обеспечивается гидравлическая сообщаемость межтрубного пространства 62 с трубным 57 НКТ 1 и устьем скважины через сопло 65 и диффузор 66 надпакерного струйного насоса 3.Preliminarily, from the cone socket of the
Нагнетательной поток рабочей жидкости Qр, истекая с высокой скоростью из сопла 65, создает разрежение в приемной камере 67 надпакерного струйного насоса 3, которое передается через центральный канал 10 подпакерного струйного насоса 3 ниже якоря 14, пакера 4, кольцевой секции 5, подпакерного струйного насоса 6 в подпакерное пространство 60.The injection fluid flow Q p , flowing out at a high speed from the
Таким образом, в интервале перфорации 9 пласта создается депрессия и из него в подпакерное пространство и далее по центральному каналу 10 гидравлического вибратора 7, подпакерного струйного насоса 6, кольцевой секции 5, пакера 4, надпакерного струйного насоса 3, ниже якоря 14 поступает пластовая жидкость Qн. Пластовая жидкость Qн поступает в приемную камеру 67 надпакерного насоса 3, откуда инжектируется рабочей жидкостью Qр в диффузор 66, и в виде смешанной жидкости Qc выходит в трубное пространство 57 НКТ 1 и далее откачивается на поверхность. Изменением рабочих давлений Рр прокачки жидкости на наземном насосном агрегате на пласт создают различные по величине и продолжительные по времени выдержки депрессии ΔР с целью определения индикаторной характеристики и расчета коэффициента продуктивности скважины.Thus, in the interval of
где Qн. - дебит скважины, м3/сут;where Q n - well flow rate, m 3 / day;
Рзаб. - забойное скважинное давление, МПа;R zab. - bottomhole borehole pressure, MPa;
Рпл. - пластовое давление, МПа.R square - reservoir pressure, MPa.
При прекращении работы наземного насосного агрегата, под действием пружины, 18, а также гидростатического столба жидкости, клапан 17 якоря 14 садится в конусное седло 69 подвижной втулки 12. В это время приток пластовой жидкости Qн из пласта прекращается и глубинные приборы осуществляют регистрацию кривой восстановления забойного давления (КВД). В данном случае с целью оперативного определения гидродинамических характеристик продуктивного пласта глубинный прибор 21 совместно с якорем 14 на скребковой проволоке с помощью операторской лебедки поднимают на поверхность. После приема компьютером информации с глубинного прибора 21 его снова в комплекте с вышеуказанным оборудованием опускают в НКТ 1 до места посадки в надпакерном струйном насосе 3. Работы на данном этапе продолжаются до окончательной стабилизации дебита скважины Qн кон. При этом глубинные приборы на установившихся режимах отборов пластовой жидкости Qн фиксируют все изменения забойного скважинного давления Pзаб., а при остановках наземного насосного агрегата осуществляется многоцикловая регистрация КВД.Upon termination of the ground-based pumping unit, under the action of the
На фиг.7 представлена картограмма процесса освоения низкодебитной скважины предлагаемым устройством в координатах время Т (час), забойное давление Pзаб (МПа), где обозначены следующие участки:Figure 7 presents a cartogram of the process of developing a low-yield well by the proposed device in the coordinates of time T (hour), bottomhole pressure P zab (MPa), where the following sections are indicated:
- а - спуск устройства в скважину,- a - descent of the device into the well,
- б - гидровиброобработка интервала перфорации пласта, определение приемистости и регистрация КПД (кривая падения давления),- b - hydroprocessing of the interval of perforation of the formation, determination of injectivity and registration of efficiency (pressure drop curve),
- в - закачка химических растворов в интервал перфорации пласта при совместной работе подпакерного струйного насоса и гидравлического вибратора с регистрацией КПД,- c - injection of chemical solutions into the interval of perforation of the formation during the joint operation of the sub-packer jet pump and hydraulic vibrator with the registration of efficiency,
- г - вызов притока и очистка пласта от продуктов реакции химических растворов, дренирование и освоение скважины с помощью подпакерного струйного насоса на различных депрессионных режимах до стабилизации дебитов пластовых флюидов,- d - call the inflow and clean the formation of the reaction products of chemical solutions, drainage and well development using a sub-packer jet pump in various depressive modes to stabilize the flow rate of formation fluids,
- д - освоение скважины на установившемся отборе с помощью подпакерного струйного насоса при различных депрессионных режимах с регистрацией КВД,- e - well development at a steady-state selection using a sub-packer jet pump under various depressive conditions with the registration of HPC,
- е - подъем устройства из скважины на поверхность.- e - lifting the device from the well to the surface.
В случае если продуктивный пласт насыщен фракцией тяжелых высоковязких нефтей, предлагаемое устройство позволяет производить их добычу, так как позволяет:If the reservoir is saturated with a fraction of heavy high-viscosity oils, the proposed device allows them to produce, as it allows:
- воздействовать на насыщенную тяжелыми высоковязкими нефтями пластовую систему с целью снижения вязкости пластовой жидкости через гидравличекий вибратор импульсами гидродинамического скважинного давления различной амплитуды и частоты,- to act on the reservoir system saturated with heavy high-viscosity oils in order to reduce the viscosity of the reservoir fluid through a hydraulic vibrator with pulses of hydrodynamic borehole pressure of various amplitudes and frequencies,
- методом дренирования с помощью подпакерного струйного насоса переменными депрессиями создавать высокие скорости сдвига на молекулярном уровне в насыщенных тяжелыми вязкими нефтями пластах, т.е. обеспечивать условия и фильтрации,- by the method of drainage using a sub-packer jet pump with variable depressions to create high shear rates at the molecular level in formations saturated with heavy viscous oils, i.e. provide conditions and filtration,
- осуществлять обработки прискважинной зоны пласта ПАВ и различными видами химических растворов.- carry out processing of the borehole zone of the surfactant reservoir and various types of chemical solutions.
Заявляемое устройство при добыче тяжелых высоковязких нефтей может работать как от стационарных наземных станций обслуживания струйных насосов, так и от промысловой системы поддержания пластового давления.The inventive device for the production of heavy high-viscosity oils can operate both from stationary ground-based service stations for jet pumps, and from a field system for maintaining reservoir pressure.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007108021/03A RU2340769C1 (en) | 2007-03-02 | 2007-03-02 | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2007108021/03A RU2340769C1 (en) | 2007-03-02 | 2007-03-02 | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007108021A RU2007108021A (en) | 2008-09-10 |
| RU2340769C1 true RU2340769C1 (en) | 2008-12-10 |
Family
ID=39866579
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007108021/03A RU2340769C1 (en) | 2007-03-02 | 2007-03-02 | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2340769C1 (en) |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2365748C1 (en) * | 2008-03-24 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of highly viscous oil pool underlaid by water |
| RU2425963C1 (en) * | 2010-08-30 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2473782C2 (en) * | 2011-03-21 | 2013-01-27 | Рауф Керимович Гулиев | Method of repressive treatment of oil bed by hydrovibrator with use of coil-tubing flexible tubing string |
| RU2494220C1 (en) * | 2012-04-10 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment and recovery of formation productivity |
| RU2503803C2 (en) * | 2011-07-22 | 2014-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Бурение" | Assembly for development of wells with low-permeable beds with use of hydraulic jet pumps and pressure pulse generators |
| RU2505666C1 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Device for oil production |
| EA019117B1 (en) * | 2009-06-05 | 2014-01-30 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Method to form perneability of rock massif and device therefor |
| RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
| RU2586337C1 (en) * | 2015-02-03 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Procedure for completion of stripper well |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| RU2746334C1 (en) * | 2020-10-07 | 2021-04-12 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Mechanical impurities cleaning system for production wells |
| RU2810660C1 (en) * | 2023-06-15 | 2023-12-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulsed fluid injection and reservoir development |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN110735607B (en) * | 2019-12-02 | 2024-11-26 | 延长油田股份有限公司南泥湾采油厂 | A device for applying pressure to set a packer by pumping oil well over a bridge and an application method thereof |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3580336A (en) * | 1969-01-06 | 1971-05-25 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from a pumping well and a flowing well |
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2107842C1 (en) * | 1996-12-16 | 1998-03-27 | Лечи Хамзатович Ибрагимов | Method of operation of well pump-ejector impulse unit and design of unit |
| RU2159846C2 (en) * | 1998-08-10 | 2000-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | Method of exploitation of oil field |
| RU2275499C1 (en) * | 2004-12-06 | 2006-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for viscous oil production from oil reservoir |
| RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
-
2007
- 2007-03-02 RU RU2007108021/03A patent/RU2340769C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3580336A (en) * | 1969-01-06 | 1971-05-25 | Phillips Petroleum Co | Production of oil from a pumping well and a flowing well |
| US5184678A (en) * | 1990-02-14 | 1993-02-09 | Halliburton Logging Services, Inc. | Acoustic flow stimulation method and apparatus |
| RU2107842C1 (en) * | 1996-12-16 | 1998-03-27 | Лечи Хамзатович Ибрагимов | Method of operation of well pump-ejector impulse unit and design of unit |
| RU2159846C2 (en) * | 1998-08-10 | 2000-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | Method of exploitation of oil field |
| RU2275499C1 (en) * | 2004-12-06 | 2006-04-27 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Российский университет дружбы народов" (РУДН) | Method for viscous oil production from oil reservoir |
| RU2291954C2 (en) * | 2004-12-16 | 2007-01-20 | Валерий Петрович Дыбленко | Method for extracting hydrocarbon deposits including complex physical bed stimulation |
Cited By (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2365748C1 (en) * | 2008-03-24 | 2009-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for development of highly viscous oil pool underlaid by water |
| EA019117B1 (en) * | 2009-06-05 | 2014-01-30 | Открытое Акционерное Общество "Белгорхимпром" (Оао "Белгорхимпром") | Method to form perneability of rock massif and device therefor |
| RU2425963C1 (en) * | 2010-08-30 | 2011-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation method |
| RU2473782C2 (en) * | 2011-03-21 | 2013-01-27 | Рауф Керимович Гулиев | Method of repressive treatment of oil bed by hydrovibrator with use of coil-tubing flexible tubing string |
| RU2503803C2 (en) * | 2011-07-22 | 2014-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Бурение" | Assembly for development of wells with low-permeable beds with use of hydraulic jet pumps and pressure pulse generators |
| RU2494220C1 (en) * | 2012-04-10 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment and recovery of formation productivity |
| RU2505666C1 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-27 | Закрытое Акционерное Общество "Новомет-Пермь" | Device for oil production |
| RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
| RU2586337C1 (en) * | 2015-02-03 | 2016-06-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Тюменский индустриальный университет" (ТИУ) | Procedure for completion of stripper well |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| RU2746334C1 (en) * | 2020-10-07 | 2021-04-12 | Управляющая компания общество с ограниченной ответственностью "ТМС групп" | Mechanical impurities cleaning system for production wells |
| RU2810660C1 (en) * | 2023-06-15 | 2023-12-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulsed fluid injection and reservoir development |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2007108021A (en) | 2008-09-10 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2340769C1 (en) | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method | |
| RU2478778C2 (en) | Treatment method of productive formation, and downhole equipment for its implementation | |
| EP1653043B1 (en) | Method and apparatus for well treatment | |
| CN1514911A (en) | Well jet device for well exploration and development and method of operating same | |
| RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| RU2258803C1 (en) | Production bed treatment method | |
| RU2287095C1 (en) | Jet well installation and method of its operation | |
| RU68052U1 (en) | Borehole Hydraulic Vibrator | |
| RU2179631C1 (en) | Process of acceptance and examination of wells, of intensification of oil and gas inflows, of conducting water- insulation work and gear for implementation of process | |
| RU2303172C1 (en) | Well jet plant and its operation method | |
| RU2101470C1 (en) | Device for cleaning, development and investigation of well | |
| RU2345214C2 (en) | Method of oil and gas influx development and intensification, waterproofing procedure and related device for implementation thereof | |
| CN100453826C (en) | Well jet device for horizontal well logging and operation method thereof | |
| RU2584253C2 (en) | Method for reactant-wave treatment of bottomhole formation zone with filtration pressure waves | |
| RU2213277C1 (en) | Method of operation of well jet pumping unit in formation perforation | |
| RU2334871C1 (en) | Device for completion, treatment and exploration of wells | |
| Verisokin et al. | Development of oil well development technology using jet pumps after hydraulic fracturing | |
| EP3098378A1 (en) | Method for recovery of oil and/or gas | |
| RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
| RU2221170C1 (en) | Method of operation of mine jet plant at hydrodynamic bed stimulation in process of bottom hole zone treatment | |
| RU2769027C1 (en) | Method for intensifying the production of reservoir products with bottom water (options) | |
| RU2234593C2 (en) | Method of productive stratum isolation during cementing casing pipe | |
| RU2253760C1 (en) | Pump-ejector impulse well jet plant for hydraulic factoring of formation | |
| RU2318980C2 (en) | Complex method for well bore preparation for casing |