RU2703093C2

RU2703093C2 - Treatment method of borehole zone of low-permeable bed and device for its implementation

Info

Publication number: RU2703093C2
Application number: RU2018136772A
Authority: RU
Inventors: Руслан Азгатович Каримов; Рустем Вализянович Ахметзянов; Камиль Салаватович Таипов; Олег Николаевич Киселев; Радик Рашитович Фазлеев; Минталип Мингалеевич Аглиуллин; Ринат Равилевич Яруллин; Атлас Амирович Биккулов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью "ТаграС-РемСервис" (ООО "ТаграС-РемСервис")
Priority date: 2018-10-18
Filing date: 2018-10-18
Publication date: 2019-10-15
Also published as: RU2018136772A3; RU2018136772A

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention relates to oil industry and can be used for borehole formation processing (BFP) with low permeability. Method includes complex hydro shock and wave and chemical impact on formation. Chemical reagent is pumped into sub-packer zone of well. Hydraulic percussion pressure pulses are created with direct hydraulic shock by falling liquid column, by filtering chemical reagent into formation under pressure and by reverse hydraulic impact by dropping pressure. When pickup is achieved 0.2-0.5 m³/h alternating pressure waves are created. They contain multi-cycle filtration components – depression/repression combined with direct and reverse hydraulic shocks when switching modes. Amplitude of hydraulic shocks of not more than permissible pressure is provided for the formation. Synergetic effect of chemical action of solvents and acids with dynamic treatment mode and mechanical action of hydraulic shocks, with pumping of reaction products enables efficient dissolving and flushing out organic and mineral components of borehole of formation. To accelerate the BFP process under the packer, creating a buffer tank of 1–2 m³ in the well bore in the zone of the packer for delivery of the chemical into it. Product is pumped to the formation by small volumes from the annular space of the shank, and pumping out along the shank. Operations are repeated with circular circulation under the packer until the entire volume of the chemical is generated. Formation parameters are measured and, if the required intake capacity or influx is not achieved, the operations are repeated with a new volume of the chemical reagent delivered into the sub-packer zone. Also disclosed is the method implementing device.

EFFECT: increased efficiency of treatment of borehole formation zone.

4 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам обработки прискважинной зоны низкопроницаемых нефтяных пластов, также пластов, осложненных глубокой, плотной кольматацией внесенными в них частицами и отложениями. Изобретение может быть использовано для интенсификации добычи нефти с трудноизвлекаемыми запасами нефти - в низкопроницаемых коллекторах, с высоковязкой продукцией, образованием в прискважинной зоне высокопроницаемых каналов, каверн и микротрещин, подключением неработающих пропластков и др.The invention relates to the oil industry, and in particular to methods for processing the near-wellbore zone of low-permeability oil reservoirs, as well as reservoirs complicated by deep, dense mudding by particles and deposits introduced therein. The invention can be used to intensify oil production with hard-to-recover oil reserves - in low-permeability reservoirs, with highly viscous products, the formation of highly permeable channels, caverns and microcracks in the near-wellbore zone, the connection of broken layers, etc.

Основной проблемой освоения низкопроницаемых коллекторов является сложность создания гидродинамической связи с пластом для обеспечения рентабельных притока или приемистости. Известные способы соляно-, глинокислотных обработок ПЗП с растворением минерального скелета вмещающей породы при проницаемости коллектора менее 0, 1 мкм² трудоемки и малоэффективны из-за невозможности закачки в пласт достаточных объемов химреагента.The main problem in the development of low-permeability reservoirs is the difficulty of creating a hydrodynamic connection with the reservoir to ensure cost-effective inflow or injectivity. Known methods of hydrochloric, clay and acid treatments of PZP with the dissolution of the mineral skeleton of the host rock with a reservoir permeability of less than 0.1 μm ^{2 are} laborious and ineffective due to the inability to pump sufficient volumes of a chemical into the formation.

Известна группа способов и составов для обработки низкопроницаемых коллекторов (пат. РФ №2140531, №2407769, №2407769, №2243369, №2244111, №2186962) обеспечивающих подбор физико-химических свойств химреагентов применительно к свойствам коллектора для улучшения условия фильтрации реагента и глубины обработки пласта, исключения выпадения осадков и качественного удаления продуктов реакции и отложений. Способы улучшают фильтрацию реагентов в пласт при проницаемости более 0,01 мкм², но при меньшей проницаемости увеличиваются затраты времени на закачку химреагентов в пласт, ожидание реакции и снижается технико-экономическая эффективность обработок.A known group of methods and compositions for processing low-permeability collectors (US Pat. RF No. 2140531, No. 2407769, No. 2407769, No. 2243369, No. 224111, No. 2186962) providing the selection of physico-chemical properties of chemicals with respect to the properties of the collector to improve the filtering conditions of the reagent and the processing depth formation, elimination of precipitation and high-quality removal of reaction products and sediments. The methods improve the filtration of reagents into the formation with a permeability of more than 0.01 μm ² , but with a lower permeability, the time required for pumping chemicals into the formation increases, waiting for a reaction, and the technical and economic efficiency of the treatments is reduced.

Известен метод обработки прискважинной зоны скважин созданием каверн-накопителей методом проф. К.Б. Аширова (Муслимов Р.Х. и др. "Повышение продуктивности карбонатных коллекторов", ж-л "Нефтяное хозяйство", №10, 1987 г.). В прискважинную зону пласта закачивается соляная кислота 24% концентрации, первоначальный объем которой 100 л на 1 м толщины пласта. После времени, необходимого на полную реакцию с породой (3-4 часа), производится промывка забоя водным раствором МЛ-8Б или нефтью с целью выноса продуктов реакции, затем цикл повторяется, причем объем каждой последующей порции увеличивается на 20% (объем растворенной породы). Число циклов 5-8. Общий объем использованной кислоты 18-35 м³. По окончании работ производится свабирование с целью извлечения нерастворившихся частиц и остатков кислоты из прискважинной зоны скважины.There is a known method of processing the borehole zone of wells by creating cavern drives by the method of prof. K.B. Ashirova (Muslimov R.Kh. et al. "Increasing the productivity of carbonate reservoirs," Oil Industry, No. 10, 1987). Hydrochloric acid of 24% concentration is pumped into the near-well zone of the formation, the initial volume of which is 100 l per 1 m of the thickness of the formation. After the time required for a complete reaction with the rock (3-4 hours), the face is washed with an aqueous solution of ML-8B or oil to remove the reaction products, then the cycle is repeated, and the volume of each subsequent portion increases by 20% (volume of dissolved rock) . The number of cycles is 5-8. The total volume of acid used is 18-35 m ³ . At the end of the work, swabbing is performed in order to extract insoluble particles and acid residues from the borehole zone of the well.

Недостаток метода в ограничении применения карбонатными коллекторами. В терригенных коллекторах метод неэффективен из-за малой активности кислот, способных растворять глинисто-кремнистые составляющие вмещающей породы. Промывка забоя с целью выноса продуктов реакции из пласта малоэффективна, основная их доля остается в пласте и затрудняет последующую закачку кислоты.The disadvantage of this method is the restriction of the use of carbonate reservoirs. In terrigenous reservoirs, the method is ineffective due to the low activity of acids capable of dissolving clay-siliceous components of the host rock. Washing the face to remove reaction products from the formation is ineffective, their main share remains in the formation and complicates the subsequent injection of acid.

Наиболее эффективными являются методы с трещинообразованием в пласте созданием высоких давлений в скважине (гидравлический, кислотный разрыв пласта, разрыв пласта пороховыми аккумуляторами давлениями и др.). Их недостаток - ограничения применения на старом фонде скважин, в условиях поздней стадии эксплуатации месторождений из-за возможных нарушений цементного кольца, межпластовой перемычки, эксплуатационной колонны большими давлениями.The most effective methods are those with crack formation in the formation by creating high pressures in the well (hydraulic, acid fracturing, fracturing of the reservoir with powder pressure accumulators, etc.). Their drawback is the restrictions on the use of the wells at the old foundation, in the conditions of the late stage of field exploitation due to possible violations of the cement ring, interstratum lintel, and production casing with high pressures.

Известны способы обработки прискважинной зоны переменными волнами давления в импульсном, гидроударном режиме, облегчающие закачку химреагентов в пласт.Known methods for processing the borehole zone with variable pressure waves in a pulsed, hydropercussion mode, facilitating the injection of chemicals into the reservoir.

Наиболее известен и широко применяется метод обработки прискважинной зоны пласта созданием высоких знакопеременных колебаний давления (МПД) на забое скважины закачкой жидкости с устья скважины. Сущность метода заключается в том, что в прискважинную зону пласта через насосно-компрессорные трубы с применением насосных агрегатов в течение короткого времени периодически закачивают жидкость до достижения допустимых давлений нагнетания, которые затем быстро сбрасывают через затрубное пространство (Абдуллин Ф.С. Повышение производительности скважин. - М.: Недра, 1975, с. 177). При закачке жидкости в прискважинной зоне пласта раскрываются имеющиеся или образуются новые трещины, а при сбрасывании давления происходит приток жидкости из пласта к забою с большой скоростью в режиме обратного гидроудара на пласт. При этом происходят усталостные явления в породах пласта и появляется возможность образования и развития трещин, что ведет к увеличению проницаемости прискважинной зоны.The most famous and widely used method of processing the borehole zone of the formation by creating high alternating pressure fluctuations (MPD) at the bottom of the well by pumping fluid from the wellhead. The essence of the method lies in the fact that liquid is periodically pumped into the near-wellbore zone of the formation through tubing pipes using pumping units for a short time until acceptable injection pressures are reached, which are then quickly discharged through the annulus (Abdullin F.S. Increasing well productivity. - M .: Nedra, 1975, p. 177). When fluid is injected into the near-wellbore zone of the formation, existing or new cracks are discovered, and when pressure is released, fluid flows from the formation to the bottom at a high speed in the mode of reverse hydraulic shock to the formation. In this case, fatigue phenomena occur in the formation rocks and the possibility of formation and development of cracks appears, which leads to an increase in the permeability of the near-wellbore zone.

Недостаток метода в малой эффективности при низкой проницаемости коллектора, глубокой кольматации пласта, вследствие неглубокого дренирования пласта из-за быстрого выравнивания давления в околоскважинной зоне пласта до давления в скважине и соответственно незначительного притока из пласта жидкости с продуктами разрушения. При обработке создаются импульсы обратного гидроудара, прямой гидроудар отсутствует.The disadvantage of the method is its low efficiency with low permeability of the reservoir, deep formation mudding, due to shallow drainage of the formation due to the rapid equalization of pressure in the near-wellbore zone of the formation to pressure in the well and, accordingly, a small influx of liquid from the formation with fracture products. During processing impulses of reverse hydroblow are created, there is no direct hydroblow.

Известен способ и устройство гидротарана призабойной зоны пласта и освоения скважин (патент РФ №2534116 "Способ и устройство гидротарана призабойной зоны пласта и освоения скважин", опубл. 27.11.2014, бюл. №33).A known method and device of a hydraulic ram of the bottomhole formation zone and development of wells (RF patent No. 2534116 "Method and device of a hydraulic ram of the bottomhole formation zone and development of wells", published on November 27, 2014, bull. No. 33).

Способ включает изоляцию пласта кольцевым пакером, барообработку призабойной зоны пласта циклическими импульсами давления репрессии и депрессии на призабойную зону пласта с откачкой пластовой жидкости. Для создания импульсов давления репрессии и депрессии разъединяют подпакерное пространство с надпакерным пространством. Дают время на выравнивание подпакерного давления с пластовым. Давление в надпакерной зоне без прокачки рабочего агента с поверхности обеспечивают выше пластового для прямого гидротарана или ниже пластового для обратного гидротарана. Объединяют подпакерное пространство с насосно-компрессорной трубой - НКТ или подпакерное пространство с надпакерным пространством для прямого или обратного гидротарана.The method includes isolating the formation with an annular packer, processing the bottom-hole zone of the formation with cyclic pressure pulses of repression and depression on the bottom-hole zone of the formation with pumping out the formation fluid. To create pressure impulses, repression and depression separate the under-packer space from the over-packer space. They give time to equalize the under-packer pressure with the reservoir pressure. The pressure in the above-packer zone without pumping the working agent from the surface is provided above the reservoir for direct ram or below reservoir for the reverse ram. Combine the under-packer space with the tubing - tubing or under-packer space with the over-packer space for direct or reverse ram.

Способ обеспечивает создание прямых и обратных гидроударов на пласт высокой крутизны фронтов импульсов давления. Это сочетание позволяет более эффективно в сравнении с гидроударами одного направления создавать микротрещины в пласте и условия для закачки химреагентов при низкой проницаемости коллектора или его глубокой кольматации. Недостаток способа в том, что эти импульсы не чередуются по полярности и отсутствует возможность знакопеременной обработки пласта импульсами давления. Также недостаток в малой радиальной глубине воздействия на пласт, обусловленная кратковременным циклом импульсом давления и соответственно фильтрационная составляющая волны давления ограничена ближайшей зоной пласта без глубокого воздействия по пласту. Для создания импульсов обратного гидроудара и для удаления разрушенных отложений необходимо снижать противодавление на пласт закачкой газожидкостной смеси и продувкой труб азотом, что усложняет и удораживает обработку скважин.The method provides the creation of direct and reverse hydroshocks to the formation of high steepness of the fronts of pressure pulses. This combination makes it possible to create microcracks in the formation and conditions for the injection of chemicals with low permeability of the reservoir or its deep mudding more efficiently in comparison with hydraulic shock of one direction. The disadvantage of this method is that these pulses do not alternate in polarity and there is no possibility of alternating treatment of the formation with pressure pulses. There is also a disadvantage in the small radial depth of the impact on the formation, caused by a short-term cycle of the pressure pulse and, accordingly, the filtration component of the pressure wave is limited to the nearest zone of the formation without deep impact on the formation. To create pulses of reverse water hammer and to remove destroyed deposits, it is necessary to reduce the back pressure on the formation by injecting a gas-liquid mixture and purging the pipes with nitrogen, which complicates and makes the well treatment difficult.

Известен способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (патент РФ №2495998 "Способ гидроударной обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины и эжекторное устройство для его осуществления (варианты)", опубл. 20.10.2013, бюл; №29), принятый за прототип. Способ включает изоляцию пласта пакером, закачку в призабойную зону пласта химреагентов, ожидание реакции, барообработку пласта в процессе ожидания реакции в импульсном режиме путем создания циклических импульсов давления репрессии и депрессии на пласт с закачкой и откачкой пластовой жидкости, откачку продуктов реакции после реагирования и освоение скважины. В процессе барообработки пласта контролируют приемистость при репрессии, приток при депрессии, нарастание давления импульса репрессии производят с низкой крутизной 1÷6 МПа/мин, при снижении давления импульса репрессии и депрессии обеспечивают высокую крутизну 1÷6 МПа/с, причем амплитуды импульсов давления не превышают допустимое давление на пласт, длительность импульса репрессии при отсутствии приемистости ограничивают до достижения предельно допустимого давления, при наличии приемистости - до закачки объема жидкости в количестве не более объема жидкости в подпакерной зоне, длительность импульса депрессии при отсутствии притока выполняют равным длительности репрессионного импульса при отсутствии приемистости, при наличии притока - до откачки объема жидкости, равного объему закачанной при репрессии жидкости.A known method of hydropercussion treatment of the bottomhole formation zone and well development and an ejector device for its implementation (RF patent No. 2495998 "Method of hydropercussion treatment of the bottomhole formation zone and well development and ejector device for its implementation (options)", published on October 20, 2013, bull; No. 29), adopted as a prototype. The method includes isolating the formation with a packer, injecting chemicals into the bottomhole zone of the formation, waiting for the reaction, barotting the formation while waiting for the reaction in a pulsed mode by creating cyclic pressure pulses of repression and depression on the formation with injection and pumping of formation fluid, pumping out reaction products after the reaction and well completion . In the process of reservoir processing, the injectivity during repression is controlled, the influx during depression, the pressure of the repression pulse is increased with a low slope of 1 ÷ 6 MPa / min, while the pressure of the repression and depression pulse is reduced, they provide a high slope of 1 ÷ 6 MPa / s, and the amplitudes of the pressure pulses do not exceed the permissible pressure on the reservoir, the duration of the repression pulse in the absence of injectivity is limited until the maximum permissible pressure is reached, in the presence of injectivity - until the volume of fluid is injected in an amount olee fluid volume in the area below the packer, the pulse duration of the depression in the absence of inflow operate equal repressionnogo pulse duration in the absence of pickup, if the influx - pumping fluid to a volume equal to the volume of injected fluid at repression.

Способ позволяет восстанавливать приемистость и приток в нефтяных скважинах, ухудшившихся вследствие кольматации прискважинной зоны в процессе эксплуатации, простоя, ремонта. Технологический эффект обеспечивается за счет деформации и расширения фильтрационных каналов при репрессии и выноса освободившихся твердых частиц кольматантов в скважину при депрессии на пласт. Частицы выносятся фильтрационным потоком, опережающим сжатие каналов при обратной деформации депрессии за счет высокой крутизны фронта давления 1÷6 МПа/с при падении давления от репрессии к депрессии с созданием обратного гидроудара на пласт.The method allows to restore the injectivity and flow in oil wells that have deteriorated due to mudding of the borehole zone during operation, downtime, repair. The technological effect is ensured by deformation and expansion of the filtration channels during repression and removal of released solids of colmatants into the well during depression on the formation. Particles are carried out by the filtration flow, which outstrips the compression of the channels during the reverse deformation of the depression due to the high steepness of the pressure front 1 ÷ 6 MPa / s when the pressure drops from repression to depression with the creation of a reverse water hammer on the formation.

В описании прототипа для обработки прискважинной зоны пласта приведена скважинная компоновка, включающая (снизу-вверх): 1…2 шт. труб НКТ в качестве хвостовика, пакер, циркуляционный клапан с устанавливаемым в его осевом канале струйным насосом. Исполнение циркуляционного клапана позволяет осуществлять многократное открытие и закрытие радиальных каналов сообщающих внутреннюю полость труб или выход струйного насоса с затрубным пространством. Открытие и закрытие каналов в первом варианте циркуляционного клапана осуществляется с устья вертикальным перемещением колонны труб, передаваемое на шток устройства, относительно неподвижного корпуса устройства, соединенного трубами с ниже установленным пакером. При открытом клапане и прокачке технологической жидкости по трубам через струйный насос последним создается депрессия на пласт. При закрытом клапане поток жидкости направлен через каналы насоса на пласт с созданием на него репрессии.In the description of the prototype for processing the borehole zone of the formation, a well assembly is provided, including (from bottom to top): 1 ... 2 pcs. tubing pipes as a liner, packer, circulation valve with a jet pump installed in its axial channel. The design of the circulation valve allows the multiple opening and closing of radial channels communicating the internal cavity of the pipes or the exit of the jet pump with the annulus. The opening and closing of the channels in the first embodiment of the circulation valve is carried out from the mouth by vertical movement of the pipe string, transmitted to the rod of the device, relative to the stationary body of the device connected by pipes to a lower installed packer. With the valve open and pumping the process fluid through the pipes through the jet pump, the latter creates a depression on the formation. With the valve closed, the fluid flow is directed through the pump channels to the formation with the creation of repression on it.

Устройство скважинной компоновки позволяет выполнять технологические операции по закачке и продавке химреагента в пласт, гидроударно-волновую обработку пласта созданием циклических импульсов давления репрессии и депрессии с закачкой и откачкой пластовой жидкости, удаление продуктов реакции из пласта откачкой струйным насосом, контролировать приемистость и приток из пласта.The borehole assembly device allows performing technological operations for pumping and selling a chemical agent into a formation, hydro-shock wave treatment of a formation by creating cyclic pressure pulses of repression and depression with pumping and pumping out of a formation fluid, removing reaction products from the formation by pumping out a formation, and controlling injectivity and inflow from the formation.

Недостатком способа и устройства является длительность обработок при низкой проницаемости и приемистости пласта. В этих случаях после первой закачки реагента в пласт, гидроударно-волновой обработки и откачки продуктов реакции и недостижении эффекта повторяют процесс обработки закачкой с устья новой порции реагента до получения ожидаемой приемистости. Технологический процесс растягивается во времени вследствие многократных доставок кислоты с устья до забоя скважины. Доставка с устья малых объемов реагента - 0,5…1,0 м³, длительная продавка -1…3 часа этого объема нерентабельны и не позволяют производить глубокие послойные обработки прискважинной зоны пласта. Также недостатком является отсутствие в способе операции прямого гидроудара на пласт, обеспечивающего эффективное разрушение породы и создание высокопроницаемой прискважинной зоны пласта.The disadvantage of this method and device is the duration of treatments with low permeability and injectivity of the reservoir. In these cases, after the first injection of the reagent into the formation, hydro-shock wave treatment and pumping out of the reaction products and the effect is not achieved, the process of processing by injection from the mouth of a new portion of the reagent is repeated until the expected injectivity is obtained. The technological process extends over time due to multiple deliveries of acid from the wellhead to the bottom of the well. Delivery from the mouth of small volumes of reagent is 0.5 ... 1.0 m ³ , long delivery time -1 ... 3 hours of this volume is unprofitable and does not allow for deep layer-by-layer processing of the borehole zone of the formation. Another disadvantage is the absence in the method of operation of direct water hammer on the formation, ensuring effective destruction of the rock and the creation of a highly permeable borehole zone of the formation.

Технической задачей изобретения является создание способа и устройств для образования вокруг скважины высокопроницаемой зоны, обеспечивающей планируемые параметры закачки или притока в скважину в коллекторах с низкой проницаемостью менее 0,1 мкм², при добыче высоковязкой нефти, а также при глубокой и плотной кольматации прискважинной зоны пласта.An object of the invention is to provide a method and devices for the formation of a highly permeable zone around the borehole, providing the planned parameters of injection or inflow into the borehole in reservoirs with low permeability of less than 0.1 μm ² , during the production of highly viscous oil, as well as during deep and dense mudding of the borehole formation zone .

Поставленные задачи решаются тем, что в известном способе включающем выбор скважины с продуктивным пластом проницаемостью коллектора менее 0,1 мкм² или приемистостью менее 1 м³/час, определение приемистости пласта, спуск в скважину на колонне труб пакера с хвостовиком с установкой низа хвостовика в нижней части обрабатываемого интервала пласта, расчет объема химреагента для продавки в пласт за время 1…3 часа при полученной приемистости пласта, закачку расчетного объема химреагента в колонну труб, доводку химреагента технологической жидкостью до заполнения затрубного пространства обрабатываемого интервала скважины, установку пакера, создание давления репрессии на пласт и продавку химреагентов в пласт, ожидание реакции с гидроударно-волновой обработкой пласта созданием знакопеременных волн давления репрессии и депрессии на пласт амплитудой ниже давления разрыва пласта и допустимого давления на пласт, откачку продуктов реакции из пласта, текущий контроль приемистости и притока из пласта при закачке и откачке из пласта, повторение операций обработки с закачкой нового объема химреагентов до образования вокруг скважины высокопроницаемой зоны, обеспечивающей планируемые параметры закачки или притока в скважину, в подпакерной зоне скважины в затрубном пространстве по длине хвостовика, в колонне труб хвостовика и выше на длину хвостовика создают буферную емкость для предварительной закачки в нее химреагентов, причем длину хвостовика и соответственно объем буферной емкости рассчитывают исходя как минимум из трехкратного расчетного объема закачиваемого химреагента, закачивают химреагент в объеме до заполнения буферной емкости, при приемистости менее 0,2…0,5 м³/час выполняют гидроударно-волновую обработку пласта репрессионными импульсами давления длительностью 1…5 мин в количестве импульсов до достижения приемистости более 0,2 …0,5 м³/час, причем передний фронт импульса давления создают в режиме прямого гидроудара "падающим" столбом скважинной жидкости с расчетной скоростью, обеспечивающей заданную амплитуду импульса, задний фронт импульса давления создают в режиме обратного гидроудара на пласт сбрасыванием давления, при этом продавку химреагента при репрессии на пласт осуществляют из объема химреагента, закачанного в затрубное пространство под пакером, а сброс жидкости из пласта после сбрасывания давления осуществляют в колонну труб через хвостовик, при наличии или после достижения приемистости не менее 0,2…0,5 м³/час выполняют гидроударно-волновую обработку пласта репрессионно-депрессионными импульсами давления с продавкой химреагента из объема закачанного в затрубное пространство под пакером и откачкой продуктов реакции из пласта через хвостовик колонны труб, причем, продавку химреагента производят до насыщения пласта при заданном допустимом давлении, ожидание реакции не производится при приемистости до 1 м³/час, при дальнейшем увеличении приемистости и объема закачанного химреагента ожидание реакции увеличивают до заданного значения для данного химреагента, а откачку продуктов реакции осуществляют как минимум до прекращения притока, а при наличии притока с откачкой объема, закачанного при продавке, операции продавки и откачки выполняют с контролем объемов продавки и откачки и повторяют до выработки химреагента в буферной емкости, при недостижении ожидаемых параметров приемистости или притока операции повторяются с доставкой новой порции химреагента в буферную емкость до образования вокруг скважины высокопроницаемой зоны, обеспечивающей планируемые параметры закачки или притока в скважину.The tasks are solved by the fact that in the known method comprising selecting a well with a productive formation, the permeability of the collector is less than 0.1 μm ² or injectivity less than 1 m ³ / h, determining the injectivity of the formation, descent into the well on a pipe string of a packer with a liner with installation of the bottom of the liner in the lower part of the processed interval of the formation, calculation of the volume of the chemical for selling into the formation during 1 ... 3 hours at the received injectivity of the formation, pumping the calculated volume of the chemical in the pipe string, finishing the chemical bone to fill the annular space of the treated interval of the well, installing a packer, creating pressure of repression on the formation and selling chemicals to the formation, waiting for a reaction with hydro-shock wave treatment of the formation by creating alternating waves of pressure of repression and depression on the formation with an amplitude below the pressure of the fracturing and permissible pressure on the formation , pumping reaction products from the reservoir, current control of injectivity and inflow from the reservoir during injection and pumping from the reservoir, repetition of processing operations with the injection of new the volume of chemicals until a highly permeable zone is formed around the well that provides the planned parameters for injection or inflow into the well, in the sub-packer zone of the well in the annulus along the length of the liner, a buffer tank is created in the pipe string of the liner and higher for the length of the liner, and the length of the chemicals the shank and, accordingly, the volume of the buffer tank is calculated on the basis of at least three times the calculated volume of the injected chemical; the chemical is pumped up to filling the buffer tank at least injectivity 0.2 ... 0.5 ^m3 / h is performed hydropercussion-wave processing repressionnymi reservoir pressure pulses 1 ... 5 min in pulses amount to achieve a pickup of 0.2 ... 0.5 m ³ / h moreover, the leading edge of the pressure pulse is created in the direct water hammer mode by the “falling” column of the borehole fluid with a design speed that provides the specified amplitude of the pulse, the trailing edge of the pressure pulse is created in the mode of reverse hydraulic shock to the formation by pressure relief, while Patent Application chemical reagent under formation is performed on the repression of the volume of chemical agent pumped into the annulus below the packer, and the fluid discharge from the formation after the depressurization is carried out in a pipe string through the shank, with or after the pick-up is not less than 0.2 ... 0.5 m ³ / hour, hydro-shock-wave treatment of the formation with repressive-depression pressure pulses is performed with the chemical reagent being pumped from the volume pumped into the annulus below the packer and pumping the reaction products from the reservoir through the pipe ub, moreover, the chemical is discharged until the formation is saturated at a given permissible pressure, the reaction is not expected at injectivity up to 1 m ³ / h, with a further increase in the injectivity and the volume of the injected chemical, the reaction is increased to a predetermined value for this chemical, and the pumping of reaction products carry out at least until the cessation of inflow, and if there is an inflow with pumping out the volume pumped during the sale, the operations of selling and pumping out are performed with the control of volumes of sales and pumping t to produce the chemical reagent in the buffer tank, if not expected parameters pickup or inflow operation is repeated with a new portion of the chemical reagent delivery to the buffer tank to the high permeability formation zone around the wellbore, providing planned injection parameters or influx into the borehole.

Также поставленная задача решается тем, что на объектах с высокой вязкостью нефти при наличии или после достижения приемистости не менее 0,2…0,5 м³/час предварительно создают оторочку закачкой растворителя в буферную емкость и ее продавкой в пласт при гидроударно-волновой обработке репрессионными импульсами давления без откачки с последующей обработкой пласта кислотными композициями.The task is also solved by the fact that at objects with high oil viscosity, with or after injectivity of at least 0.2 ... 0.5 m ³ / h, a rim is preliminarily created by pumping the solvent into the buffer tank and pushing it into the formation during hydro-shock wave processing repression pressure pulses without pumping, followed by treatment of the formation with acid compositions.

Поставленная задача и способ обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта реализуется устройством, включающем пакер с хвостовиком, многоцикловый циркуляционный клапан с радиальным и осевым каналами, с управляемым клапаном в радиальном канале вертикальным перемещением труб при посаженном пакере и размещаемым в осевом канале вставным струйным насосом, транспортируемым с устья циркуляцией жидкости по колонне труб, колонну труб до устья скважины, аппаратуру контроля давления и расхода жидкости на устье скважины, в котором длину хвостовика пакера выбирают из расчета создания объема подпакерной зоны скважины по длине хвостовика, исходя как минимум из трехкратного расчетного объема химреагента, между пакером и хвостовиком установлен разделитель потока с осевым и радиальным клапанами, выполненный таким образом, что при закачке открыт радиальный клапан, осевой закрыт, а при откачке из пласта осевой открыт, а радиальный закрыт, между пакером и циркуляционным клапаном размещена колонна труб длиной равной длине хвостовика.The task and method for processing the near-wellbore zone of a low-permeable formation is implemented by a device including a packer with a liner, a multi-cycle circulation valve with radial and axial channels, with a vertical valve to move the pipes in the radial channel when the packer is seated and an plug-in jet pump placed in the axial channel, transported from the mouth fluid circulation through the pipe string, pipe string to the wellhead, pressure and fluid flow control equipment at the wellhead, in which the packer’s shank is selected based on the creation of the volume of the sub-packer zone of the well along the length of the shank, based on at least three times the calculated chemical volume, between the packer and the shank there is a flow separator with axial and radial valves, made in such a way that the radial valve is open during injection, the axial is closed and when pumping out of the formation, the axial one is open and the radial one is closed, between the packer and the circulation valve a pipe string is placed with a length equal to the length of the liner.

Также поставленная задача решается тем, что в устройстве для реализации способа обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта разделитель потока содержит патрубок с концевыми резьбами, муфтой в верхней части, цилиндрическим выступом в нижней части и радиальными каналами в средней части, радиальный клапан выполнен в виде кислотостойкой эластичной трубки, размещенной на патрубке между муфтой и выступом на патрубке с герметизацией радиальных каналов, осевой клапан содержит посадочное седло в нижней части осевого канала патрубка и размещенный над ним шар из эластичного кислотостойкого материала диаметром менее диаметров осевых каналов вышерасположенных узлов компоновки.The task is also solved by the fact that in the device for implementing the method for processing the near-wellbore zone of a low-permeable formation, the flow splitter contains a pipe with end threads, a sleeve in the upper part, a cylindrical protrusion in the lower part and radial channels in the middle part, the radial valve is made in the form of an acid-resistant elastic tube located on the pipe between the coupling and the protrusion on the pipe with sealing radial channels, the axial valve contains a seat in the lower part of the axial channel of the pipe and placed over it a ball of resilient acid resistant material with a diameter less than the diameters of axial flow passages upstream layout nodes.

Рассмотрим подробнее отличительные признаки способа обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта.Let us consider in more detail the distinguishing features of the method for processing the near-wellbore zone of a low-permeability formation.

Создание в подпакерной зоне скважины в колонне труб и затрубном пространстве буферной емкости для предварительной закачки в нее химреагентов позволяет снизить затраты времени на доставку химреагентов на забой скважины в условиях низкой приемистости пласта. При этом на каждом цикле для продавки в пласт используется часть реагента из буферной емкости, который можно продавить за время 1…3 часа (например, 0,2…0,4 м³). После реагирования отработанный химреагент удаляется из пласта с продуктами реакции. В пласт закачивается свежий химреагент из буферной емкости с увеличением объема до величины откачанного объема. Операции повторяются с созданием вокруг скважины зоны с высокой проницаемостью. Осуществляется многократная послойная обработка околоскважинной зоны пласта без затрат времени на доставку каждой порции реагента с устья скважины. С этой целью объем буферной емкости рассчитывают исходя как минимум из трехкратного расчетного объема закачиваемого химреагента.The creation of a buffer tank in the under-packer zone of the well in the pipe string and annulus for pre-pumping chemicals into it reduces the time required to deliver chemicals to the bottom of the well in conditions of low injectivity. At the same time, at each cycle, for part of the reservoir, part of the reagent from the buffer tank is used, which can be pressed during 1 ... 3 hours (for example, 0.2 ... 0.4 m ³ ). After the reaction, the spent chemical is removed from the reservoir with the reaction products. Fresh chemical is pumped into the reservoir from the buffer tank with an increase in volume to the amount of evacuated volume. The operations are repeated with the creation of a zone with high permeability around the well. Multiple layer-by-layer processing of the near-wellbore zone of the formation is carried out without spending time on the delivery of each portion of the reagent from the wellhead. To this end, the volume of the buffer tank is calculated based on at least three times the calculated volume of the injected chemical.

В скважинах с приемистостью менее 0,2…0,5 м³/час для обеспечения закачки химреагента в пласт выполняют гидроударно-волновую обработку пласта репрессионными импульсами давления длительностью 1…5 мин в количестве импульсов до достижения приемистости более 0,2…0,5 м³/час. При этом передний фронт импульса давления создают в режиме прямого гидроудара "падающим" столбом скважинной жидкости с расчетной скоростью, обеспечивающей заданную амплитуду импульса. Расчетная величина давления гидравлического удара, например, при производительности насосного агрегата 20 л/с по колонне труб диаметром 2,5'' составляет 10 Мпа. Задний фронт импульса давления создают в режиме обратного гидроудара на пласт сбрасыванием давления. Одновременно осуществляют продавку химреагента при репрессии на пласт из объема химреагента, закачанного в затрубное пространство под пакером, а при обратном гидроударе осуществляют сброс жидкости из пласта в колонну труб через хвостовик.In wells with an injection rate of less than 0.2 ... 0.5 m ³ / h, to ensure the injection of a chemical reagent into the formation, shock-wave treatment of the formation by repression pressure pulses of 1 ... 5 min duration in the number of pulses is performed until the injectivity reaches more than 0.2 ... 0.5 m ³ / hour. In this case, the leading edge of the pressure pulse is created in the mode of direct hydroblow by the “falling” column of the borehole fluid with a design speed that provides a given pulse amplitude. The calculated value of the pressure of a hydraulic shock, for example, at a pump unit capacity of 20 l / s along a pipe string with a diameter of 2.5 '', is 10 MPa. The trailing edge of the pressure pulse is created in the mode of a reverse hydroblow to the formation by dropping pressure. At the same time, the chemical is discharged during repression to the reservoir from the volume of the chemical injected into the annulus under the packer, and with reverse hydraulic shock, the fluid is discharged from the reservoir into the pipe string through the liner.

Таким образом, при прямом гидроударе создаются микротрещины с проникновением в них, например, глинокислотной композиции из затрубной зоны буферной емкости, при обратном гидроударе микротрещины испытывают обратную деформацию с удалением из трещин продуктов реакции и разрушенных частиц через хвостовик, минуя затрубное пространство буферной емкости. Многократные знакопеременные нагрузки ускоряют разрушение коллектора, а воздействие с постоянно обновляющейся порцией кислоты позволяет реализовать синергетическое воздействие на породу, кратно увеличивающее темп ее разрушения. Эти операции позволяют с максимальным эффектом создать первоначальные каналы в околоскважинной зоне пласта для дальнейшей закачки химреагента, углубления и расширения этих каналов.Thus, in case of direct water hammer, microcracks are created with the penetration, for example, of a clay acid composition from the annular zone of the buffer tank, while in the case of reverse water hammer, microcracks undergo back deformation with removal of reaction products and destroyed particles through the shank, bypassing the annular space of the buffer tank. Multiple alternating loads accelerate the destruction of the reservoir, and exposure with a constantly renewed portion of acid allows you to realize a synergistic effect on the rock, multiply increasing the rate of its destruction. These operations make it possible to create initial channels with maximum effect in the near-wellbore zone of the formation for further chemical injection, deepening and expansion of these channels.

Последующая обработка пласта после достижения приемистости 0,2…0,5 м³/час или при его наличии осуществляется гидроударно-волновой обработкой пласта репрессионно-депрессионными импульсами давления с продавкой химреагента из объема, закачанного в затрубное пространство под пакером и откачкой продуктов реакции из пласта через хвостовик колонны труб. Наличие фильтрационных каналов позволяет продавливать в пласт некоторый объем химреагента без гидравлических ударов на пласт, продавку химреагента производят до насыщения пласта при заданном допустимом давлении. На первоначальном этапе работ насыщение пласта наступает при минимальном расходе химреагента, в дальнейшем, по мере увеличения приемистости расход увеличивается. Соответственно этому для снижения затрат времени при малых расходах ожидание реакции не производится при приемистости до 1 м³/час, при дальнейшем увеличении приемистости и объема закачанного химреагента ожидание реакции увеличивают до заданного значения для данного химреагента.Subsequent treatment of the formation after reaching an injection rate of 0.2 ... 0.5 m ³ / h or, if available, is carried out by hydro-shock wave treatment of the formation by repression and depression pressure pulses with the sale of a chemical agent from the volume pumped into the annulus below the packer and pumping reaction products from the formation through the shank of the pipe string. The presence of filtration channels allows you to push a certain volume of a chemical into the formation without hydraulic shock to the formation; the chemical is forced to saturate the formation at a given allowable pressure. At the initial stage of work, formation saturation occurs with a minimum consumption of a chemical reagent, in the future, as the injectivity increases, the flow rate increases. Accordingly, in order to reduce time costs at low costs, the reaction is not expected at an injection rate of up to 1 m ³ / h, with a further increase in the injectivity and the volume of the injected chemical, the reaction expectation is increased to a predetermined value for this chemical.

Откачку продуктов реакции осуществляют как минимум до прекращения притока, а при наличии притока с откачкой объема, закачанного при продавке. Эта операция позволяет удалять продукты реакции, разрушенные отложения и обеспечить поступление в каналы свежего объема химреагента.The pumping of reaction products is carried out at least until the cessation of the inflow, and in the presence of an inflow with pumping volume pumped during the sale. This operation allows you to remove the reaction products, the destroyed deposits and ensure the flow into the channels of the fresh volume of the chemical.

При обработке осуществляется контроль объемов продавки и откачки с устья скважины, позволяющий управлять процессом и регулировать его параметры, в т.ч. выработку химреагента в буферной емкости. Использование химреагента из колонны труб хвостовика и выше на длину хвостовика осуществляется перекачкой их в затрубное пространство под пакером при закачке и откачке из пласта.During processing, the volumes of sales and pumping from the wellhead are monitored, which makes it possible to control the process and adjust its parameters, including chemical production in the buffer tank. The use of a chemical reagent from a pipe string of a liner and above for a liner length is carried out by pumping them into the annulus below the packer during pumping and pumping from the formation.

При недостижении ожидаемых параметров приемистости или притока операции повторяют с доставкой новой порции химреагента в буферную емкость до образования вокруг скважины высокопроницаемой зоны, обеспечивающей планируемые параметры закачки или притока в скважину. Это повышает гарантию получения технологического эффекта скважино-операции ОПЗ.If the expected parameters of injectivity or inflow are not achieved, the operations are repeated with the delivery of a new portion of the chemical agent to the buffer tank until a highly permeable zone is formed around the well that provides the planned parameters of injection or inflow into the well. This increases the guarantee of obtaining the technological effect of the borehole operation of the SCR.

Способ имеет принципиальные возможности увеличения добычи нефти с высокой вязкостью. Для этого на объектах с высокой вязкостью нефти при наличии или после достижения приемистости не менее 0,2…0,5 м³/час предварительно создают оторочку закачкой растворителя в буферную емкость и ее продавкой в пласт при гидроударно-волновой обработке репрессионными импульсами давления без откачки с последующей обработкой пласта кислотными композициями. Знакопеременные импульсы давления при закачке повышают охват пласта воздействием, усиливают действие реагента. Оторочка растворителя вымывает из фильтрационных каналов высокоорганические соединения и улучшает контакт вмещающих пород с кислотой. Последующая гидроударно-волновая обработка пласта репрессионно-депрессионными импульсами давления с одновременным воздействием кислотными композициями по гидрофилизированной поверхности фильтрационных каналов позволяет создать вокруг скважины высокопроницаемую зону, увеличить площадь стока нефти и дебит скважины.The method has the fundamental possibility of increasing oil production with high viscosity. To do this, at objects with high oil viscosity, with or after injectivity of at least 0.2 ... 0.5 m ³ / hr, a rim is preliminarily created by pumping the solvent into the buffer tank and pushing it into the reservoir during hydro-shock wave treatment with repressive pressure pulses without pumping followed by treatment of the formation with acid compositions. Alternating pressure pulses during injection increase the coverage of the formation by exposure, enhance the action of the reagent. A hint of solvent flushes highly organic compounds from the filter channels and improves the contact of the host rocks with acid. Subsequent hydro-shock wave treatment of the formation with repression and depression pressure pulses with simultaneous exposure to acid compositions along the hydrophilized surface of the filtration channels allows creating a highly permeable zone around the well, increasing the area of oil flow and well flow rate.

Отличительная особенность способа от аналогов заключается в возможности его применения для различных типов коллекторов. Известные способы с созданием каверн-накопителей (например, проф. К.Б. Аширова) позволяют обрабатывать лишь карбонатные коллектора. В терригенных коллекторах метод неэффективен из-за малой активности кислот, способных растворять глинисто-кремнистые составляющие вмещающей породы. Способ по изобретению позволяет компенсировать этот недостаток путем механических, знакопеременных гидроударов на пласт кислотными композициями, подбираемыми для этого по максимальной активности по отношению к данному типу коллектора. Одновременное механическое разрушение породы с растворением их частиц кислотами и последующим выносом из пласта продуктов разрушения, многократное повторение операции со "свежим" объемом кислоты обеспечит экономичное решение поставленной задачи с созданием каверн-накопителей в коллекторах с различными физико-механическими характеристиками и свойствами.A distinctive feature of the method from analogues is the possibility of its application for various types of collectors. Known methods for creating cavern drives (for example, prof. KB B. Ashirov) allow processing only carbonate reservoirs. In terrigenous reservoirs, the method is ineffective due to the low activity of acids capable of dissolving clay-siliceous components of the host rock. The method according to the invention allows to compensate for this drawback by mechanical, alternating water hammering on the formation with acidic compositions selected for this according to their maximum activity with respect to this type of reservoir. The simultaneous mechanical destruction of the rock with the dissolution of their particles by acids and the subsequent removal of fracture products from the formation, the repeated repetition of the operation with a "fresh" volume of acid will provide an economical solution to the problem with the creation of caverns in reservoirs with different physical and mechanical characteristics and properties.

Подробнее об отличительных признаках устройства.Learn more about the distinguishing features of the device.

В устройстве устанавливают хвостовик пакера длиной из расчета создания объема подпакерной зоны скважины по длине хвостовика, исходя как минимум из трехкратного расчетного объема химреагента, вычисляемого после определения приемистости пласта для продавки в пласт за время 1…3 часа при полученной приемистости пласта. Образованная таким образом буферная емкость на забое скважины имеет объем, позволяющий как минимум в три раза сократить затраты времени на доставку химреагента с устья в обрабатываемый интервал скважины. Ввиду низкой приемистости пласта этот объем применительно, например, к месторождениям Татарстана, составляет не более 1…1,5 м³, а по длине хвостовика не более 150 м для 5'' эксплуатационной колонны.A packer shank is installed in the device based on the calculation of creating the volume of the sub-packer zone of the well along the length of the shank, based on at least three times the calculated volume of the chemical reagent calculated after determining the injectivity of the formation for sale into the formation during 1 ... 3 hours with the obtained injectivity of the formation. The buffer capacity thus formed at the bottom of the well has a volume that allows at least three times to reduce the time required to deliver the chemical from the wellhead to the processed interval of the well. Due to the low injectivity of the formation, this volume, for example, for deposits in Tatarstan, is no more than 1 ... 1.5 m ³ , and along the length of the liner no more than 150 m for a 5 '' production string.

Установка между пакером и хвостовиком разделителя потока с осевым и радиальным клапанами, в котором при закачке открыт радиальный клапан, осевой закрыт, а при откачке из пласта осевой открыт, а радиальный закрыт позволяет разделять потоки закачиваемого реагента и откачиваемых продуктов реакции, исключить их смешивание, обеспечивать продавку в пласт постоянно "свежего" реагента с удалением из пласта загрязненной жидкости.The installation between the packer and the liner of a flow separator with axial and radial valves, in which the radial valve is open during injection, the axial is closed, and when it is pumped out of the formation, the axial is open and the radial is closed, it allows to separate the flows of the injected reagent and pumped reaction products, to exclude their mixing, to ensure the pushing into the reservoir of constantly "fresh" reagent with the removal of contaminated liquid from the reservoir.

Установка между пакером и циркуляционным клапаном колонны труб длиной равной длине хвостовика позволяет использовать объем этой колонны труб в качестве дополнительной буферной емкости. Объем реагента размещаемый в трубах на этом участке при первом цикле закачки в пласт через радиальный канал разделителя потока перемещается в подпакерную зону затрубного пространства, далее при откачке из пласта на этот участок поднимается чистый химреагент из хвостовика и т.д. до полного расходования реагента с этого участка колонны труб. Это является возможным за счет контроля, закачиваемого и откачиваемого объемов оператором при производстве работ.The installation between the packer and the circulation valve of the pipe string with a length equal to the length of the shank allows you to use the volume of this pipe string as an additional buffer tank. The volume of reagent placed in the pipes in this section during the first injection cycle into the reservoir through the radial channel of the flow separator moves to the sub-packer zone of the annulus, then, when pumping out of the reservoir, a clean chemical from the liner rises to this section, etc. until the reagent is completely consumed from this section of the pipe string. This is possible due to the control of the pumped and pumped volumes by the operator during the work.

В изобретении предложен вариант разделителя потока, который содержит патрубок с концевыми резьбами, муфтой в верхней части, цилиндрическим выступом в нижней части и радиальными каналами в средней части. Радиальный клапан выполнен в виде кислотостойкой эластичной трубки, размещенной на патрубке между муфтой и выступом на патрубке с герметизацией радиальных каналов, осевой клапан содержит посадочное седло в нижней части осевого канала патрубка и размещенный над ним шар из эластичного кислотостойкого материала диаметром менее диаметров осевых каналов вышерасположенных узлов компоновки.The invention proposes a variant of the flow separator, which contains a pipe with end threads, a sleeve in the upper part, a cylindrical protrusion in the lower part and radial channels in the middle part. The radial valve is made in the form of an acid-resistant elastic tube located on the nozzle between the coupling and the protrusion on the nozzle with sealing of the radial channels, the axial valve contains a seating seat in the lower part of the axial channel of the nozzle and a ball placed above it of elastic acid-resistant material with a diameter less than the diameters of the axial channels of the upstream nodes layout.

Разделитель потока позволяет направлять закачиваемый поток жидкости через радиальный клапан в затрубное пространство хвостовика и эксплуатационной колонны труб. Осевой клапан при закачке закрыт шаром. При откачке радиальный клапан закрыт, а осевой открывается и обеспечивает откачку по трубам хвостовика, минуя затрубное пространство. Таким образом осуществляется закачка в пласт всегда "свежей" порции реагента и удаление отработавшего из пласта, минуя чистый химреагент в буферной емкости. Выполнение шара из эластичного кислотостойкого материала диаметром менее диаметров осевых каналов вышерасположенных узлов компоновки позволяет осуществлять его доставку с устья скважины до седла клапана и вымыв обратно потоком жидкости. Таким образом, в устройстве при необходимости решения других производственных задач (промывка забоя, геофизические исследования и др.) обеспечивается проходной канал для пропуска приборов, шлама и др.The flow separator allows you to direct the injected fluid flow through a radial valve into the annulus of the liner and production tubing. The axial valve is closed with a ball during injection. During pumping, the radial valve is closed, and the axial valve opens and provides pumping through the shank pipes, bypassing the annulus. Thus, an always “fresh” portion of the reagent is injected into the reservoir and the spent spent is removed from the reservoir, bypassing the clean chemical in the buffer tank. The implementation of the ball from an elastic acid-resistant material with a diameter less than the diameters of the axial channels of the upstream assembly nodes allows its delivery from the wellhead to the valve seat and washing it back with a fluid stream. Thus, in the device, if necessary, solving other production problems (washing the face, geophysical surveys, etc.), a passage channel is provided for passing instruments, sludge, etc.

В связи с вышеизложенным можно сделать вывод о соответствии заявляемого предложения критерию "новизна". Заявителю неизвестны технические решения, содержащие сходные признаки, отличающие заявляемое предложение от прототипа, что позволяет сделать вывод о соответствии его критерию "изобретательский уровень".In connection with the foregoing, we can conclude that the proposed proposal meets the criterion of "novelty." The applicant is not aware of technical solutions containing similar features that distinguish the claimed proposal from the prototype, which allows us to conclude that it meets the criterion of "inventive step".

Изобретение представлено на фигурах 1…3.The invention is presented in figures 1 ... 3.

Фиг 1. Общий вид компоновки оборудования для обработки прискважинной зоны низкопроницаемого пласта.Fig 1. General view of the layout of equipment for processing the borehole zone of a low-permeability formation.

Фиг 2. Общий вид разделителя потока.Fig 2. General view of the stream splitter.

Фиг. 3. Диаграмма давления и температуры технологического процесса гидроударно-репрессионной обработки скв. 2260 Кадыровского месторождения.FIG. 3. Diagram of pressure and temperature of the process of hydro-shock-repression treatment of wells. 2260 of the Kadyrovskoye field.

Фиг. 4. Диаграмма давления технологического процесса реагентно-волновой гидроударной обработки скв. 5500 Ромашкинского месторождения.FIG. 4. The pressure diagram of the technological process of the reagent-wave hydropercussion treatment of wells. 5500 Romashkinskoye field.

Рассмотрим реализацию способа и устройства по изобретению.Consider the implementation of the method and device according to the invention.

Перед ОПЗ проводятся подготовительные работы. Производят выбор скважины с продуктивным пластом проницаемостью коллектора менее 0,1 мкм. Технология может быть использована для ОПЗ скважин с большей проницаемостью коллектора, но низкой проницаемостью в прискважинной зоне вследствие кольматации пласта с приемистостью близкой к нулевой. Определяют приемистость пласта. Производят выбор химреагента (кислотной композиции и др.) с заданными значениями времени его ожидания на реакцию, рассчитывают его объем для продавки в пласт за время 1…3 часа при полученной приемистости пласта. Спускают в скважину компоновку на трубах (фиг. 1), включающую (снизу-вверх) хвостовик 1 из насосно-компрессорных труб, разделитель потока 2 без шара, пакер 3, колонну труб 4 длиной равной длине хвостовика, многоцикловый циркуляционный клапан 5 с радиальным и осевым каналами, управляемый вертикальным перемещением колонны труб при посаженном пакере (например, по варианту клапана устройства УЭГОС по прототипу). Длину хвостовика, соответственно объем буферной зоны 9 рассчитывают исходя, как минимум, из трехкратного расчетного объема закачиваемого химреагента.Before the SCF preparatory work is carried out. A well is selected with a reservoir with a reservoir permeability of less than 0.1 μm. The technology can be used for SCR wells with a higher permeability of the reservoir, but low permeability in the near-wellbore zone due to mudding of the reservoir with injectivity near zero. The injectivity of the formation is determined. A chemical reagent (acid composition, etc.) is selected with the given values of the time it is expected to react, its volume is calculated for pushing into the formation during 1 ... 3 hours with the resulting injectivity of the formation. The layout on the pipes is lowered into the well (Fig. 1), which includes (from bottom to top) a liner 1 of tubing, a flow splitter 2 without a ball, a packer 3, a pipe string 4 with a length equal to the length of the liner, a multi-cycle circulation valve 5 with a radial and axial channels, controlled by the vertical movement of the pipe string when the packer is planted (for example, according to the variant of the valve of the UEGOS device according to the prototype). The length of the shank, respectively, the volume of the buffer zone 9 is calculated based on at least three times the estimated volume of the injected chemical.

Разделитель потока (фиг. 2) содержит патрубок 10 с концевыми резьбами и муфтой. На патрубке выполнен радиальный клапан в виде цилиндрического выступа 11, радиальных каналов 12, закрытых эластичной трубкой 13. Осевой клапан содержит посадочное седло 14 и шар 15 из эластичного материала.The flow separator (Fig. 2) contains a pipe 10 with end threads and a sleeve. A radial valve in the form of a cylindrical protrusion 11, radial channels 12 closed by an elastic tube 13 is made on the nozzle. The axial valve contains a seating seat 14 and a ball 15 of elastic material.

Спускают компоновку на насосно-компрессорных трубах 6 до нижней отметки обрабатываемого интервала.Lower the layout on the tubing 6 to the lower mark of the processed interval.

Расставляют у устья скважины насосный агрегат 7 с мерником 8, автоцистерны с реагентом, емкости с технологической жидкостью (не показано). Производят обвязку устья герметизатором (превентор и др.), трубной и затрубной задвижками.A pumping unit 7 with a meter 8 is placed at the wellhead, tankers with a reagent, tanks with process fluid (not shown). They make the mouth of the mouth with a sealant (preventer, etc.), pipe and annular valves.

Закачивают в колонну труб расчетный объем химреагента и сбрасывают в колонну труб шар от разделителя потока. Доводят химреагент и шар технологической жидкостью до заполнения буферной емкости в подпакерной зоне скважины, в т.ч. и полости труб до циркуляционного клапана и посадки шара на седло разделителя потока. Устанавливают пакер. Подсоединяют линию нагнетания насосного агрегата к колонне труб. Затрубную задвижку и вход насоса подсоединяют к мернику насосного агрегата.The calculated volume of the chemical is pumped into the pipe string and the ball from the flow separator is dropped into the pipe string. Bring the chemical and the ball with the process fluid to fill the buffer tank in the sub-packer zone of the well, including and pipe cavities to the circulation valve and the ball is seated on the seat of the flow divider. Install the packer. Connect the discharge line of the pump unit to the pipe string. The annular valve and the pump inlet are connected to the measuring unit of the pump unit.

При приемистости менее 0,2…0,5 м³/час выполняют гидроударно-волновую обработку пласта репрессионными импульсами давления длительностью 1…5 мин в количестве импульсов до достижения приемистости более 0,2…0,5 м³/час.When the injectivity is less than 0.2 ... 0.5 m ³ / h, hydro-shock wave treatment of the formation is performed by repression pressure pulses of 1 ... 5 min duration in the number of pulses until an injectivity of more than 0.2 ... 0.5 m ³ / h is achieved.

Для этого без срыва пакера приподнимают колонну труб и открывают радиальный канал циркуляционного клапана. Создают прямую циркуляцию технологической жидкости через радиальный канал. При достижении расчетной скорости потока приспуском труб закрывают клапан. Скоростной поток падающего столба жидкости преобразуется в давление прямого гидроудара. Жидкость под большим давлением поступает через радиальный канал разделителя потока на столб химреагента, который продавливается в пласт с созданием микротрещин в пласте. После создания переднего фронта импульса давления выдерживают его амплитуду в течение 1…5 минут при максимально-допустимом давлении на пласт. Далее сбрасывают давление в трубах открытием задвижки на слив в мерник насосного агрегата, тем самым создают задний фронт импульса давления в режиме обратного гидроудара. При этом происходит выброс некоторого объема жидкости и разрушенных частиц из пласта. Движение потока жидкости на забое при этом осуществляется через хвостовик и открываемый осевой клапан разделителя потока. Радиальный клапан разделителя закрыт прижатой к стенке корпуса эластичной трубкой.To do this, without breaking the packer, they lift the pipe string and open the radial channel of the circulation valve. Create a direct circulation of the process fluid through the radial channel. When the estimated flow rate is reached, the valve is closed by the bottom of the pipes. The high-speed flow of a falling column of liquid is converted to direct pressure shock. Fluid under high pressure enters through the radial channel of the flow separator onto a chemical column, which is pressed into the formation with the creation of microcracks in the formation. After creating the leading edge of the pressure pulse, its amplitude is maintained for 1 ... 5 minutes at the maximum allowable pressure on the formation. Next, the pressure in the pipes is relieved by opening the valve to drain into the measuring unit of the pump unit, thereby creating a trailing edge of the pressure pulse in the reverse water hammer mode. In this case, a certain volume of liquid and destroyed particles are ejected from the formation. The movement of the fluid flow at the bottom is carried out through the shank and the axial valve of the flow separator that opens. The separator radial valve is closed by an elastic tube pressed against the housing wall.

Операция повторяется до достижения приемистости более 0,2…0,5 м³/час. Приемистость контролируется по объему закачиваемой жидкости в течение цикла создаваемого импульса давления и отдельными замерами за больший промежуток времени.The operation is repeated until the injectivity of more than 0.2 ... 0.5 m ³ / hour. The pick-up is controlled by the volume of injected fluid during the cycle of the generated pressure pulse and by individual measurements over a longer period of time.

При наличии или после достижения приемистости не менее 0,2…0,5 м³/час выполняют гидроударно-волновую обработку пласта репрессионно-депрессионными импульсами давления с продавкой химреагента из объема, закачанного в затрубное пространство под пакером и откачкой продуктов реакции из пласта через хвостовик колонны труб.If there is or after injectivity is not less than 0.2 ... 0.5 m ³ / h, hydro-shock-wave treatment of the formation with repressive-depressive pressure pulses is performed with the chemical reagent from the volume pumped into the annulus under the packer and the reaction products are pumped out from the reservoir through the shank pipe columns.

Предварительно при необходимости повторными операциями вымывают шар и закачкой с устья заполняют израсходованный объем химреагента в буферной емкости. При открытом циркуляционном клапане и установленном пакере сбрасывают в колонну труб шар и вставной струйный насос, доводят их до посадочных седел циркуляционного клапана и разделителя потока. Закрывают циркуляционный клапан и насосным агрегатом создают давление на пласт с продавкой химреагента из буферной емкости по затрубу в пласт. Длительность продавки - до насыщения пласта при заданном допустимом давлении на пласт. Без остановки насосного агрегата открывают циркуляционный клапан и создают круговую циркуляцию технологической жидкости через мерник для работы струйного насоса. На пласт создается депрессия с притоком жидкости и продуктов реакции из пласта. Откачку осуществляют как минимум до прекращения притока, а при наличии притока с откачкой объема, закачанного при продавке. При этом осуществляется непрерывный контроль объемов продавки и откачки и соответственно приемистости и притока из пласта через уровень мерника насосного агрегата. Операции повторяют до выработки химреагента в буферной емкости. При недостижении ожидаемых параметров приемистости или притока операции повторяются с закачкой новой порции химреагента в буферную емкость.Preliminarily, if necessary, wash the ball with repeated operations and fill the spent volume of the chemical in the buffer tank with the injection from the mouth. With the circulation valve open and the packer installed, the ball and plug-in jet pump are dropped into the pipe string, brought to the seating seats of the circulation valve and the flow separator. The circulation valve is closed and the pump unit creates pressure on the formation with the sale of the chemical from the buffer tank through the annulus into the formation. Duration of selling - until the formation is saturated at a given permissible pressure on the formation. Without stopping the pump unit, open the circulation valve and create a circular circulation of the process fluid through the meter for operation of the jet pump. Depression is created on the formation with the influx of fluid and reaction products from the formation. Pumping is carried out at least until the cessation of the inflow, and in the presence of an inflow with the pumping of the volume pumped during the sale. In this case, continuous monitoring of the volumes of sales and pumping and, accordingly, injectivity and inflow from the reservoir through the level of the measuring unit of the pumping unit is carried out. The operations are repeated until the production of the chemical in the buffer tank. If the expected injectivity or flow parameters are not achieved, the operations are repeated with the injection of a new portion of the chemical into the buffer tank.

При достижении достаточно высокой приемистости пласта и возможности закачки объема химреагента за 1…3 часа больше объема буферной емкости, из скважины вымываются шар разделителя потока вместе со струйным насосом и закачивается в пласт новый расчетный объем химреагента. При ожидании реакции устанавливается струйный насос и выполняется гидроударно-волновая обработка пласта репрессионно-депрессионными импульсами давления амплитудой ниже давления разрыва пласта и допустимого давления на пласт. В завершение обработки длительной работой струйного насоса осуществляют откачку продуктов реакции из пласта. Операции повторяют с увеличенными расчетными объемами реагента до создания вокруг скважины высокопроницаемой зоны, обеспечивающей планируемые параметры закачки или притока в скважину.Upon reaching a sufficiently high injectivity of the formation and the possibility of injecting the volume of the chemical reagent 1 ... 3 hours more than the volume of the buffer tank, the ball of the flow separator is washed out of the well together with the jet pump and a new estimated volume of the chemical reagent is pumped into the formation. While waiting for the reaction, a jet pump is installed and hydro-shock wave treatment of the formation with repression and depression pressure pulses with an amplitude below the fracture pressure and the permissible pressure on the formation is performed. At the end of the processing by the long operation of the jet pump, the reaction products are pumped out of the formation. The operations are repeated with increased calculated volumes of the reagent until a highly permeable zone is created around the well that provides the planned parameters for injection or inflow into the well.

Способ и устройство апробированы на месторождениях Татарстана в процессе капитального ремонта скважин при отсутствии приемистости пласта и невозможности закачки кислоты в пласт. На фиг. 3 показана диаграмма давления и температуры технологического процесса гидроударно-репрессионной обработки скв. 2260 Кадыровского месторождения способом и устройством по настоящему изобретению. В процессе обработки производились контрольные оценки изменения приемистости по кривой падения давления. До обработки темп падения составил 0,255 Мпа/мин, после обработок - 0,976 Мпа/мин. Достигнутый результат в пересчете на приемистость - 2 м³/час позволил выполнить последующие операции по обработке скважины с закачкой химреагентов в пласт.The method and device were tested in the fields of Tatarstan in the process of overhauling wells in the absence of injectivity of the formation and the impossibility of pumping acid into the formation. In FIG. 3 shows a diagram of pressure and temperature of the process of hydropercussion-repression treatment of wells. 2260 Kadyrovskoye field method and device of the present invention. In the process of processing, control estimates of the change in injectivity were made according to the pressure drop curve. Before treatment, the drop rate was 0.255 MPa / min, after treatments - 0.976 MPa / min. The achieved result in terms of injectivity of 2 m ³ / h made it possible to carry out subsequent operations for processing the well with the injection of chemicals into the formation.

На фиг. 4 показана диаграмма давления технологического процесса реагентно-волновой гидроударной обработки нагнетательной скв. 5500 Ромашкинского месторождения. Обработки производились в количестве четырех циклов с закачкой глинокислотной композиции ГКК в буферную емкость подпакерной зоны скважины. Цикл №1 (2, фиг. 4) - выполнена гидроударно-репрессионная обработка пласта на техводе. Цикл №2 (3, фиг. 4) - знакопеременная гидроударно-волновая обработка на техводе с созданием репрессии/депрессии и соответственно закачки/откачки из пласта. Цикл. №3 (4, фиг. 4) - выполнена закачка ГКК в объеме 1,5 м³ в подпакерную (буферную) зону скважины и знакопеременная гидроударно-волновая обработка с ГКК. Цикл №4 (5, фиг. 4) - достигнутая приемистость более 1 м³/сут позволила закачать в пласт ГКК 2 м³ и далее выполнить знакопеременную гидроударно-волновую кислотную обработку пласта с созданием репрессии/депрессии и последующую откачку продуктов реакции из пласта в течение 1 часа. (Примечание. Закачка реагентов и их доводка до забоя проводились без регистрации давления на устье).In FIG. 4 shows a pressure diagram of the technological process of reagent-wave hydraulic shock treatment of injection wells. 5500 Romashkinskoye field. The treatments were carried out in the amount of four cycles with the injection of the GKK clay-acid composition into the buffer capacity of the sub-packer zone of the well. Cycle No. 1 (2, Fig. 4) —percussion-repression treatment of the formation was carried out using a technical water supply. Cycle No. 2 (3, Fig. 4) - alternating hydro-shock-wave processing on a technical water supply with the creation of repression / depression and, accordingly, injection / pumping from the reservoir. Cycle. No. 3 (4, Fig. 4) - the GKK was pumped in a volume of 1.5 m ³ into the sub-packer (buffer) zone of the well and alternating hydro-shock wave treatment with the GKK. Cycle No. 4 (5, Fig. 4) - the achieved injectivity of more than 1 m ³ / day allowed to pump 2 m ³ into the GKK formation and then perform alternating hydro-shock-wave acid treatment of the formation with the creation of repression / depression and subsequent pumping of reaction products from the formation into within 1 hour. (Note. The injection of reagents and their refinement to the bottom was carried out without recording pressure on the mouth).

Приемистость до обработки составляла менее 1 м³/сут или по падению давления Рнач./Ркон.=150/120 за 30 мин. После обработки способом по изобретению достигнута приемистость Q=144 м³/сут при давлении Р=18,5Мпа.The pick-up before treatment was less than 1 m ³ / day or according to the pressure drop Pnach. / Pkon. = 150/120 for 30 min. After processing by the method according to the invention, the injectivity of Q = 144 m ³ / day at a pressure of P = 18.5 MPa is achieved.

Технико-экономический эффект изобретения обеспечивается при ОПЗ скважин с низкопроницаемыми коллекторами, с глубокой и плотной кольматацией пласта за счет обеспечения планируемой добычи нефти или закачки воды, за счет снижения затрат на проведение дорогостоящих операций по гидро- газо- разрыву пласта, исключения высоких давлений на пласт и межпластовые перемычки, обеспечения геологической безопасности ОПЗ и др.The technical and economic effect of the invention is ensured during the treatment of wells with low permeability reservoirs, with deep and dense reservoir formation by ensuring the planned oil production or water injection, by reducing the cost of expensive hydraulic-gas-fracturing operations, eliminating high pressure on the formation and interstratal jumpers, ensuring the geological safety of the SCR, etc.

Claims

1. A method of processing the near-wellbore zone of a low-permeable formation, including selecting a well with a productive formation with a reservoir permeability of less than 0.1 μm ² , determining injectivity of the formation, lowering the packer with a liner into the well with a liner at the bottom of the processed interval of the formation, calculating the volume chemical agent for transferring into the reservoir within 1-3 hours with the received injectivity of the reservoir, pumping the calculated volume of the chemical agent into the pipe string, refinement of the chemical agent with the process fluid until filling the full space of the treated interval of the well, installing a packer, creating repression pressure on the formation and selling chemicals to the formation, waiting for a reaction with hydro-shock wave treatment of the formation by creating alternating waves of pressure of repression and depression on the formation with an amplitude below the fracture pressure and allowable pressure on the formation, pumping out products reactions from the reservoir, current monitoring of injectivity and inflow from the reservoir during injection and pumping out of the reservoir, repetition of processing operations with the injection of a new volume of chemicals to the formation of a highly permeable zone around the well, which provides the planned parameters of injection or inflow into the well, characterized in that in the sub-packer zone of the well in the annulus along the length of the liner, in the pipe string of the liner and higher by the length of the liner, a buffer tank is created for pre-pumping chemicals into it the length of the shank and, accordingly, the volume of the buffer tank is calculated based on at least three times the calculated volume of the injected chemical; the chemical is pumped in a volume up to buffer capacity, with an injectivity of less than 0.2-0.5 m ³ / h, hydro-shock wave treatment of the formation is performed by repression pressure pulses of 1-5 min duration in the number of pulses until an injectivity of more than 0.2-0.5 m ³ / h is achieved moreover, the leading edge of the pressure pulse is created in the mode of direct hydraulic shock by the “falling” column of well fluid with a design speed that provides the specified amplitude of the pulse, the trailing edge of the pressure pulse is created in the mode of reverse hydraulic shock to the formation by pressure relief, while eagenta at repression on a layer carried on the volume of chemical agent pumped into the annulus below the packer, and the fluid discharge from the formation after the depressurization is carried out in a pipe string through the shank, with or after the pick-up of not less than 0.2-0.5 m ³ / hour, they perform hydro-shock-wave treatment of the formation with repression and depression pressure pulses with the sale of a chemical from the volume pumped into the annulus under the packer and pumping the reaction products from the formation through the shank of the pipe string, m, the chemical is discharged until the formation is saturated at a given permissible pressure, the reaction is not expected when the injectivity is up to 1 m ³ / h, with a further increase in the injectivity and the volume of the injected chemical, the reaction is increased to the specified value for the chemical, and the reaction products are pumped out, at least until the cessation of the inflow, and if there is an inflow with the pumping out of the volume pumped during the sale, the sales and pumping operations are performed with the control of the sales and pumping volumes, and are repeated until operations of the chemical agent in the buffer tank, if the expected injectivity or inflow parameters are not achieved, the operations are repeated with the delivery of a new portion of the chemical agent to the buffer tank until a highly permeable zone is formed around the well that provides the planned parameters for injection or inflow into the well.

2. The method for processing the near-wellbore zone of a low-permeable formation according to claim 1, characterized in that, for objects with high oil viscosity, a rim is preliminarily created by pumping the solvent into the buffer tank and pushing it into the formation during hydro-shock wave treatment with pressure repression pulses.

3. The device for implementing the method for processing the near-wellbore zone of a low-permeable formation according to claim 1, comprising a packer with a liner, a multi-cycle circulation valve with radial and axial channels, with a vertical valve to move the pipes in the radial channel with the packer seated and an insertion jet pump placed in the axial channel transported from the mouth by fluid circulation along the pipe string, pipe string to the wellhead, pressure and fluid flow control equipment at the wellhead, characterized in that the packer shank is selected based on the creation of the volume of the sub-packer zone of the well along the length of the shank, based on at least three times the calculated volume of the chemical reagent, between the packer and the shank there is a flow separator with axial and radial valves, made in such a way that when the radial valve is opened, the axial is closed, and when pumping out of the formation, the axial one is open and the radial one is closed, between the packer and the circulation valve a pipe string is placed with a length equal to the length of the liner.

4. The device according to claim 3, characterized in that the flow divider contains a pipe with end threads, a sleeve in the upper part, a cylindrical protrusion in the lower part and radial channels in the middle part, the radial valve is made in the form of an acid-resistant elastic tube placed on the pipe between with a sleeve and a protrusion on the nozzle with sealing of the radial channels, the axial valve contains a seating seat in the lower part of the axial channel of the nozzle and a ball of elastic acid-resistant material with a diameter less than diameters axial channels of upstream assemblies.