RU2821866C1 - Device for cyclic fluid injection and formation development - Google Patents
Device for cyclic fluid injection and formation development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2821866C1 RU2821866C1 RU2024101121A RU2024101121A RU2821866C1 RU 2821866 C1 RU2821866 C1 RU 2821866C1 RU 2024101121 A RU2024101121 A RU 2024101121A RU 2024101121 A RU2024101121 A RU 2024101121A RU 2821866 C1 RU2821866 C1 RU 2821866C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hollow
- diameter
- cylindrical valve
- internal
- housing
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 50
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 43
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 43
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 title claims abstract description 29
- 238000011161 development Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title abstract description 24
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 42
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 abstract description 9
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 3
- 230000008030 elimination Effects 0.000 abstract 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 abstract 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 17
- 238000000034 method Methods 0.000 description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 10
- VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N Hydrochloric acid Chemical compound Cl VEXZGXHMUGYJMC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 5
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 5
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 4
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 4
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- -1 dirt Substances 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 2
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000003197 gene knockdown Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005470 impregnation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000002351 wastewater Substances 0.000 description 1
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при закачке жидкости (воды, кислоты, растворителя) в пласт и последующего освоения пласта.The invention relates to the oil and gas industry and can be used when pumping liquid (water, acid, solvent) into a formation and subsequent development of the formation.
Известно устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU № 2531954, опубл. 27.10.2014), включающее корпус концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину, причем гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка, в нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы, при этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса, причем полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса, сменную втулку и жесткий центратор со сбивным клапаном, размещенный на верхнем конце патрубка. Полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами, а ниже радиальных окон в полом цилиндрическом клапане выполнены радиальные отверстия, герметично перекрытые изнутри сменной втулкой, причем сверху сменная втулка соединена с корпусом стержнем, вставленным в радиальные окна полого цилиндрического клапана, при этом полый цилиндрический клапан заглушен снизу, а корпус имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно со сменной втулкой относительно полого цилиндрического клапана с циклическим открытием и закрытием радиальных отверстий полого цилиндрического клапана в процессе закачки жидкости в устройство. A device for pulsed injection of liquid into a formation is known (patent RU No. 2531954, published on October 27, 2014), which includes a housing, a pipe concentrically located in the housing with a central channel, windows and a nut, a spring, and the nut is installed on the outer surface of the pipe in its upper part, and the spring is installed between the nut and the housing, in which an internal cylindrical recess is made, in the lower part of the internal cylindrical recess of the housing, radial channels are made, while from below, a hollow cylindrical valve is rigidly connected to the nozzle inserted into the housing, equipped with an annular protrusion on top with the possibility of limited sealing moving down relative to the internal cylindrical part of the body, and the cavity of the internal cylindrical part of the body above the annular protrusion of the cylindrical valve is connected by windows with a central channel, and the cavity of the internal cylindrical part under the protrusion is connected by radial channels with the space outside the body, a replaceable bushing and a rigid centralizer with a knock-down valve placed at the upper end of the pipe. The hollow cylindrical valve below the internal cylindrical part of the body is equipped with radial windows, and below the radial windows in the hollow cylindrical valve there are radial holes, hermetically sealed from the inside with a replaceable sleeve, and at the top the replaceable sleeve is connected to the body by a rod inserted into the radial windows of the hollow cylindrical valve, while the hollow the cylindrical valve is plugged from below, and the body has the possibility of limited reciprocating axial movements together with a replaceable sleeve relative to the hollow cylindrical valve with cyclic opening and closing of the radial holes of the hollow cylindrical valve during the process of pumping liquid into the device.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкое качество циклической закачки жидкости. Это связанно с тем, что сквозные окна полой втулки через, которые происходит переток жидкости, конструктивно ограничивают расход из-за своих размеров, поэтому при большом расходе происходит «запирание» потока (растёт давление, а расход ограничен), что не позволяет произвести качественную циклическую закачку жидкости в пласт;- firstly, the low quality of cyclic liquid injection. This is due to the fact that the through windows of the hollow sleeve through which fluid flows occur, structurally limit the flow due to their size, therefore, at high flow rates, the flow is “blocked” (pressure increases, and flow is limited), which does not allow for high-quality cyclic injection of fluid into the reservoir;
- во-вторых, низкая надёжность работы конструкции, связанная с тем, что в процессе работы устройства скважинная жидкость, содержащая грязь, шлам, асфальтено-парафиновые отложения (АСПО) и т.д. перетекают через сквозные окна сменной втулки, при этом происходит постепенное засорение и забивание сквозных окон шламом, грязью, АСПО, что постепенно приводит к снижению производительности устройства сокращению длины хода L и импульсной закачки. В результате это приводит к отказу устройства в работе по импульсной закачке жидкости в пласт;- secondly, the low reliability of the structure, due to the fact that during the operation of the device, well fluid containing dirt, sludge, asphaltene-paraffin deposits (APD), etc. flow through the through windows of the replaceable sleeve, while gradual clogging and clogging of the through windows with sludge, dirt, and paraffin occurs, which gradually leads to a decrease in the productivity of the device, reducing the stroke length L and pulse injection. As a result, this leads to the failure of the device to pulse liquid injection into the formation;
- в-третьих, устройство не позволяет производить извлечение продуктов реакции свабированием по колонне труб без подъёма устройства на поверхность, например, после импульсной закачки кислоты в пласт; - thirdly, the device does not allow the extraction of reaction products by swabbing along a pipe string without lifting the device to the surface, for example, after pulsed injection of acid into the formation;
- в-четвёртых, при подъеме колонны вверх, находящаяся в колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) жидкость будет изливаться на устье, вызывая загрязнение окружающей территории и нанося вред экологии.- fourthly, when the column is lifted upward, the liquid located in the tubing string will flow out to the mouth, causing pollution of the surrounding area and harming the environment.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является устройство для импульсной закачки жидкости в пласт (патент RU № 2543241, опубл. 27.02.2015), включающее корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину, причем гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка, в нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы, при этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса, причем полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса, сменную втулку. Полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами, ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой со сквозными окнами сверху, причем в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе, при этом глухой стержень имеет возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно сменной втулки с полым цилиндрическим клапаном с возможностью циклического открытия и закрытия сквозных отверстий сменной втулки в процессе закачки жидкости в устройство.The closest in technical essence and achieved result is a device for pulsed injection of liquid into a formation (patent RU No. 2543241, published on February 27, 2015), including a housing, a pipe concentrically located in the housing with a central channel, windows and a nut, a spring, and the nut is installed on the outer surface of the nozzle in its upper part, and the spring is installed between the nut and the body, in which the internal cylindrical recess is made, in the lower part of the internal cylindrical recess of the body, radial channels are made, while a hollow cylindrical valve is rigidly connected from below to the nozzle inserted into the body , equipped with an annular protrusion on top with the possibility of limited sealed movement down relative to the internal cylindrical recess of the body, and the cavity of the internal cylindrical recess of the body above the annular protrusion of the cylindrical valve is connected by windows with the central channel, and the cavity of the internal cylindrical recess under the protrusion is connected by radial channels with the space outside the housing, replaceable sleeve. The hollow cylindrical valve below the internal cylindrical part of the body is equipped with radial windows; below the radial windows, the cylindrical valve is equipped with a replaceable sleeve with through windows on top, and a blind rod is installed in the replaceable sleeve, equipped with a radial through hole on top, into which a finger is installed, inserted into the radial windows of the hollow cylindrical valve and rigidly fixed in the body, while the blind rod has the possibility of limited reciprocating axial movements together with the body relative to the replaceable sleeve with a hollow cylindrical valve with the possibility of cyclic opening and closing of the through holes of the replaceable sleeve during the process of pumping liquid into the device.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
-во-первых, низкая надёжность работы, связанная с тем, что в процессе спуска устройства на колонне НКТ в скважину скважинная жидкость, содержащая грязь и шлам, действует снизу на глухой стержень, приподнимая его путём сжатия пружины и перетекает через сквозные окна сменной втулки внутрь полого цилиндрического клапана, откуда попадает в кольцевое пространство устройства засоряя и забивая его грязью. В результате это приводит к отказу устройства в работе по импульсной закачке жидкости в пласт;- firstly, low operational reliability due to the fact that during the process of lowering the device on the tubing string into the well, the well fluid containing dirt and sludge acts from below on the blind rod, lifting it by compressing the spring and flows through the through windows of the replaceable sleeve inside a hollow cylindrical valve, from where it enters the annular space of the device, clogging and clogging it with dirt. As a result, this leads to the failure of the device to pulse liquid injection into the formation;
-во-вторых, низкое качество циклической закачки жидкости. Это связанно с тем, что сквозные окна полой втулки через, которые происходит переток жидкости, конструктивно ограничивают расход из-за своих размеров, поэтому при большом расходе происходит «запирание» потока (растёт давление, а расход ограничен), что не позволяет произвести качественную циклическую закачку жидкости в пласт;-secondly, the low quality of cyclic liquid injection. This is due to the fact that the through windows of the hollow sleeve through which fluid flows occur, structurally limit the flow due to their size, therefore, at high flow rates, the flow is “blocked” (pressure increases, and flow is limited), which does not allow for high-quality cyclic injection of fluid into the reservoir;
- в-третьих, ограниченные функциональные возможности, так как устройство не позволяет производить извлечение продуктов реакции свабированием по колонне труб без подъёма устройства на поверхность, например, после импульсной закачки кислоты в пласт; - thirdly, limited functionality, since the device does not allow the extraction of reaction products by swabbing along a pipe string without lifting the device to the surface, for example, after pulsed injection of acid into the formation;
- в-четвертых, вред экологии, заключающийся в загрязнение окружающей среды и территории вокруг скважины, так как при извлечении устройства (подъеме колонны НКТ вверх), находящаяся в колонне НКТ жидкость, например кислотный раствор, будет изливаться на устье скважины из колонны НКТ.- fourthly, environmental damage, consisting of pollution of the environment and the area around the well, since when the device is removed (lifting the tubing string up), the liquid in the tubing string, for example, an acid solution, will pour out at the wellhead from the tubing string.
Техническим результатом является разработка конструкции устройства, позволяющей повысить надёжность работы устройства путём исключения его загрязнения в процессе спуска устройства в скважину и повысить качество циклической закачки жидкости в пласт путем увеличения пропускной способности устройства, а также расширение технологических возможностей в применении за счёт возможности проведения свабирования жидкости из пласта после проведения циклической закачки, а также исключение вреда наносимого экологии при подъёме колонны НКТ, изливающих кислотный раствор на устье скважины. The technical result is the development of a device design that makes it possible to increase the reliability of the device by eliminating its contamination during the process of lowering the device into the well and to improve the quality of cyclic injection of fluid into the formation by increasing the throughput of the device, as well as expanding the technological capabilities in application due to the possibility of swabbing fluid from formation after cyclic injection, as well as eliminating the harm caused to the environment when lifting a tubing string pouring an acid solution at the wellhead.
Технические результаты достигаются устройством для циклической закачки жидкости и освоения пласта, включающим корпус, концентрично расположенный в корпусе патрубок с центральным каналом, окнами и гайкой, пружину, причем гайка установлена на наружной поверхности патрубка в ее верхней части, а пружина установлена между гайкой и корпусом, в котором выполнена внутренняя цилиндрическая выборка, в нижней части внутренней цилиндрической выборки корпуса выполнены радиальные каналы, при этом снизу к патрубку, вставленному в корпус, жестко присоединен полый цилиндрический клапан, оснащенный кольцевым выступом сверху с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки корпуса, причем полость внутренней цилиндрической выборки корпуса над кольцевым выступом цилиндрического клапана сообщена окнами с центральным каналом, а полость внутренней цилиндрической выборки под выступом сообщена радиальными каналами с пространством снаружи корпуса, сменную втулку и полый цилиндрический клапан ниже внутренней цилиндрической выборки корпуса оснащен радиальными окнами, ниже радиальных окон цилиндрический клапан снабжен сменной втулкой, причем в сменную втулку установлен глухой стержень, оснащенный сверху радиальным сквозным отверстием, в которое установлен палец, вставленный в радиальные окна полого цилиндрического клапана и жестко зафиксированный в корпусе.Technical results are achieved by a device for cyclic injection of liquid and development of a formation, including a housing, a pipe with a central channel, windows and a nut located concentrically in the housing, a spring, and the nut is installed on the outer surface of the pipe in its upper part, and the spring is installed between the nut and the housing, in which an internal cylindrical recess is made, radial channels are made in the lower part of the internal cylindrical recess of the body, and a hollow cylindrical valve is rigidly connected from below to the nozzle inserted into the body, equipped with an annular protrusion on top with the possibility of limited sealed movement down relative to the internal cylindrical recess of the body, wherein the cavity of the internal cylindrical recess of the body above the annular protrusion of the cylindrical valve is connected by windows with the central channel, and the cavity of the internal cylindrical recess under the protrusion is connected by radial channels with the space outside the body, a replaceable sleeve and a hollow cylindrical valve below the internal cylindrical recess of the body is equipped with radial windows, below the radial windows the cylindrical valve is equipped with a replaceable sleeve, and a blind rod is installed in the replaceable sleeve, equipped with a radial through hole on top, into which a pin is installed, inserted into the radial windows of the hollow cylindrical valve and rigidly fixed in the body.
Новым является то, что глухой стержень жестко соединён со сменной втулкой высотой - а, причем в полом цилиндрическом клапане выше сменной втулки выполнена внутренняя цилиндрическая выборка высотой – b, при этом b>a, а ниже сменной втулки в полом цилиндрическом клапане установлена заглушка, зафиксированная срезным штифтом, при этом глухой стержень со сменной втулкой имеют возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом относительно полого цилиндрического клапана с возможностью циклического открытия и закрытия внутренней цилиндрической выборки полого цилиндрического клапана для перетока жидкости, причём сверху корпус оснащён патрубком с перфорированными отверстиями, а внутри патрубка напротив перфорированных отверстий установлена полая втулка внутренним диаметром D, герметично перекрывающая перфорированные отверстия диаметром d патрубка, и зафиксированная срезным винтом относительно патрубка, при этом должно соблюдаться следующее соотношение:What is new is that the blind rod is rigidly connected to a replaceable sleeve of height - a, and in the hollow cylindrical valve above the replaceable sleeve there is an internal cylindrical recess of height - b, with b>a, and below the replaceable sleeve in the hollow cylindrical valve there is a plug installed, fixed a shear pin, wherein the blind rod with a replaceable sleeve has the possibility of limited reciprocating axial movements together with the body of a relatively hollow cylindrical valve with the possibility of cyclic opening and closing of the internal cylindrical sample of the hollow cylindrical valve for the flow of liquid, and on top of the body is equipped with a pipe with perforated holes, and inside the pipe, opposite the perforated holes, there is a hollow sleeve with an internal diameter D, hermetically covering the perforated holes with a diameter d of the pipe, and fixed with a shear screw relative to the pipe, and the following ratio must be observed:
∑s/k = S, ∑s/k = S,
где ∑s -суммарная площадь перфорированных отверстии диаметром d патрубка, м2; where ∑s is the total area of perforated holes with diameter d of the pipe, m 2 ;
k – коэффициент эффективности освоения, учитывающий снижения пропускной способности (сужение) перфорированных отверстий d патрубка в процессе освоения скважины, k = 1,5 и определяется опытным путем; k is the development efficiency coefficient, taking into account the reduction in throughput (narrowing) of the perforated holes d of the nozzle during the development of the well, k = 1.5 and is determined experimentally;
S – площадь поперечного сечения полой втулки внутренним диаметром D, м2;S – cross-sectional area of a hollow sleeve with internal diameter D, m2 ;
причём полая втулка оснащена снизу наружной кольцевой проточкой, а сверху посадочным седлом под трёхступенчатую резиновую пробку, проталкиваемую под избыточным давлением по колонне труб, при этом диаметр – D1 верхней ступени трёхступенчатой резиновой пробки равен внутреннему диаметру – d1 колонны труб, а диаметр – D2 средней ступени трёхступенчатой резиновой пробки в 1,05 раза больше внутреннего диаметра - D полой втулки, а диаметр – D3 нижней ступени трёхступенчатой резиновой пробки в 0,8 раза меньше внутреннего диаметра - D полой втулки, при этом патрубок снизу оснащён внутренним кольцевым выступом, а выше внутреннего кольцевого выступа выполнена внутренняя цилиндрическая проточка, в которой размещено разрезное пружинное кольцо, имеющее возможность фиксации в наружной кольцевой проточке полой втулки.Moreover, the hollow sleeve is equipped at the bottom with an outer annular groove, and at the top with a seat for a three-stage rubber plug, pushed under excess pressure along the pipe string, while the diameter - D 1 of the upper stage of the three-stage rubber plug is equal to the internal diameter - d 1 of the pipe string, and the diameter - D 2 of the middle stage of a three-stage rubber plug is 1.05 times larger than the internal diameter - D of the hollow bushing, and the diameter is D 3 of the lower stage of a three-stage rubber plug is 0.8 times smaller than the internal diameter - D of the hollow bushing, while the pipe at the bottom is equipped with an internal annular protrusion , and above the inner annular protrusion there is an internal cylindrical groove in which a split spring ring is placed, which can be fixed in the outer annular groove of the hollow sleeve.
На фиг. 1 изображено устройство для циклической закачки жидкости и освоения пласта в продольном разрезе в процессе закачки жидкости в пласт.In fig. Figure 1 shows a device for cyclic injection of liquid and development of the formation in a longitudinal section during the process of pumping liquid into the formation.
На фиг. 2 изображено сечение А-А устройства для циклической закачки жидкости и освоения пласта.In fig. Figure 2 shows a cross-section A-A of a device for cyclic injection of liquid and development of the reservoir.
На фиг. 3 изображено предлагаемое устройство для циклической закачки жидкости и освоения пласта в продольном разрезе в процессе освоения пласта.In fig. Figure 3 shows the proposed device for cyclic injection of fluid and development of the formation in a longitudinal section during the process of development of the formation.
Устройство для циклической закачки жидкости и освоения пласта состоит из корпуса 1 (см. фиг. 1-3), концентрично размещенного в нём патрубка 2 (см. фиг. 1, 2) с центральным каналом 3 (см. фиг. 1-3), снабженным окнами 4 (см. фиг. 1, 2) и гайкой 5, и пружиной 6. Гайка 5 установлена на наружной поверхности патрубка 2 в её верхней части. Пружина 6 установлена между гайкой 5 и корпусом 1 и упирается нижним концом в верхний торец 7 (см. фиг. 1, 2) корпуса 1. В корпусе 1 выполнена внутренняя цилиндрическая выборка 8 (см. фиг. 1, 2), в нижней части внутренней цилиндрической выборки 8 корпуса 1 выполнен радиальный канал 9 (см. фиг. 1 и 2). Снизу к патрубку 2, вставленному в корпус 1, жёстко присоединен полый цилиндрический клапан 10 (см. фиг. 1-3), оснащенный кольцевым выступом 11 (см. фиг. 1, 2) сверху, выполненный с возможностью ограниченного герметичного перемещения вниз относительно внутренней цилиндрической выборки 8 корпуса 1 на длину L относительно внутренней цилиндрической выборки 8 корпуса 1.The device for cyclic injection of liquid and development of the formation consists of a housing 1 (see Fig. 1-3), a pipe 2 concentrically placed in it (see Fig. 1, 2) with a central channel 3 (see Fig. 1-3) , equipped with windows 4 (see Fig. 1, 2) and a nut 5, and a spring 6. The nut 5 is installed on the outer surface of the pipe 2 in its upper part. The spring 6 is installed between the nut 5 and the housing 1 and rests with its lower end against the upper end 7 (see Fig. 1, 2) of the housing 1. In the housing 1 there is an internal cylindrical recess 8 (see Fig. 1, 2), in the lower part The internal cylindrical sample 8 of the housing 1 has a radial channel 9 (see Figs. 1 and 2). From below, a hollow cylindrical valve 10 (see Fig. 1-3), equipped with an annular protrusion 11 (see Fig. 1, 2) on top, is made with the possibility of limited sealed movement down relative to the internal cylindrical sample 8 of housing 1 for a length L relative to the internal cylindrical sample 8 of housing 1.
Полость 12 (см. фиг. 1 и 2) внутренней цилиндрической выборки 8 корпуса 1 над кольцевым выступом 11 цилиндрического клапана сообщена окнами 4 с центральным каналом 3. Полость 13 (см. фиг. 1 и 2) внутренней цилиндрической выборки 8 под кольцевым выступом 11 сообщена радиальными каналами 9 с пространством (не показано) скважины снаружи корпуса за устройством, что исключает «поршневание» жидкости в процессе работы. The cavity 12 (see Figs. 1 and 2) of the internal cylindrical sample 8 of the body 1 above the annular projection 11 of the cylindrical valve is connected by windows 4 with the central channel 3. The cavity 13 (see Figs. 1 and 2) of the internal cylindrical sample 8 under the annular projection 11 communicated by radial channels 9 with the space (not shown) of the well outside the housing behind the device, which eliminates “pistoning” of the liquid during operation.
Полый цилиндрический клапан 10 ниже внутренней цилиндрической выборки 8 корпуса 1 оснащён радиальными окнами 14 (см. фиг. 1 и 2)The hollow cylindrical valve 10 below the internal cylindrical opening 8 of the housing 1 is equipped with radial windows 14 (see Figs. 1 and 2)
Глухой стержень 15 жестко соединён, например с помощью резьбового соединения со сменной втулкой 16 высотой – а, например равной 10 см, причем в полом цилиндрическом клапане 10 выше сменной втулки 16 выполнена внутренняя цилиндрическая выборка 17 (см. фиг. 1-3) высотой – b например равной 15 см, при этом The blind rod 15 is rigidly connected, for example, using a threaded connection with a replaceable sleeve 16 with a height of - a, for example, equal to 10 cm, and in the hollow cylindrical valve 10 above the replaceable sleeve 16 there is an internal cylindrical recess 17 (see Fig. 1-3) with a height of - b for example equal to 15 cm, while
b > a = 15 см > 10 см. b > a = 15 cm > 10 cm.
Глухой стержень 15 сверху жестко закреплен с корпусом 1 посредством пальца 18 (см. фиг. 1, 2), вставленного в радиальные окна 14 полого цилиндрического клапана 10 и жестко зафиксированного в корпусе 1.The blind rod 15 on top is rigidly fixed to the body 1 by means of a pin 18 (see Fig. 1, 2) inserted into the radial windows 14 of the hollow cylindrical valve 10 and rigidly fixed in the body 1.
Глухой стержень 15 со сменной втулкой 16 имеют возможность ограниченных возвратно-поступательных осевых перемещений совместно с корпусом 1 относительно полого цилиндрического клапана 10 с возможностью циклического открытия и закрытия внутренней цилиндрической выборки 17 полого цилиндрического клапана 10, обеспечивающей переток жидкости.The blind rod 15 with a replaceable sleeve 16 has the possibility of limited reciprocating axial movements together with the body 1 relative to the hollow cylindrical valve 10 with the possibility of cyclic opening and closing of the internal cylindrical sample 17 of the hollow cylindrical valve 10, which ensures the flow of liquid.
В полом цилиндрическом клапане 10 (фиг. 1, 2) ниже сменной втулки 16 установлена заглушка 19 (см. фиг. 1), зафиксированная срезным штифтом 20. In the hollow cylindrical valve 10 (Fig. 1, 2) below the replaceable sleeve 16 there is a plug 19 (see Fig. 1), fixed with a shear pin 20.
Заглушка 19, установленная в цилиндрическом клапане 10 ниже сменной втулки 16 и зафиксированная срезным штифтом 20 при спуске устройства в скважину исключает попадание скважинной жидкости, содержащей грязь и шлам, через сквозные окна сменной втулки 16 внутрь полого цилиндрического клапана 10. Благодаря чему кольцевое пространство устройства не засоряется и не забивается грязью. В результате исключается отказ устройства в работе по импульсной закачке кислотного раствора в пласт.The plug 19, installed in the cylindrical valve 10 below the replaceable sleeve 16 and fixed with a shear pin 20 when lowering the device into the well, prevents the entry of well fluid containing dirt and sludge through the through windows of the replaceable sleeve 16 into the hollow cylindrical valve 10. Due to this, the annular space of the device is not clogs and does not become clogged with dirt. As a result, failure of the device during pulse injection of acid solution into the formation is eliminated.
Сверху патрубок 2 оснащён патрубком 21 (фиг. 1, 2) с перфорированными отверстиями 22, а внутри патрубка 21 напротив перфорированных отверстий 22 установлена полая втулка 23, герметично перекрывающая перфорированные отверстия 22 патрубка 21, и зафиксированная срезным винтом 24 относительно патрубка 21. Патрубок 2 и патрубок 21 соединены друг с другом посредством резьбового соединения.On top of the pipe 2 is equipped with a pipe 21 (Fig. 1, 2) with perforated holes 22, and inside the pipe 21 opposite the perforated holes 22 there is a hollow sleeve 23 installed, hermetically sealing the perforated holes 22 of the pipe 21, and fixed with a shear screw 24 relative to the pipe 21. Pipe 2 and the pipe 21 are connected to each other via a threaded connection.
Полая втулка 23 оснащена снизу наружной кольцевой проточкой 25, а сверху посадочным седлом 26 под трехступенчатую резиновую пробку 27 (фиг. 3), проталкиваемую под избыточным давлением по колонне труб (на фиг. 1-3 не показано). The hollow sleeve 23 is equipped at the bottom with an outer annular groove 25, and at the top with a seat 26 for a three-stage rubber plug 27 (Fig. 3), which is pushed under excess pressure along the pipe string (not shown in Fig. 1-3).
Патрубок 21 (см. фиг. 1) снизу оснащён внутренним кольцевым выступом 28 (фиг. 1, 2). The pipe 21 (see Fig. 1) is equipped at the bottom with an internal annular protrusion 28 (Fig. 1, 2).
Выше внутреннего кольцевого выступа 28 выполнена внутренняя цилиндрическая проточка 29, в которой размещено разрезное пружинное кольцо 30, имеющее возможность фиксации в наружной кольцевой проточке 25 полой втулки 23.Above the inner annular protrusion 28 there is an internal cylindrical groove 29, in which a split spring ring 30 is placed, which can be fixed in the outer annular groove 25 of the hollow sleeve 23.
Несанкционированные перетоки жидкости в процессе работы устройства предотвращаются уплотнительными кольцами (на фиг. 1, 2 и 3 показано условно).Unauthorized flows of liquid during operation of the device are prevented by sealing rings (shown conditionally in Fig. 1, 2 and 3).
Предлагаемая конструкция устройства позволяет повысить качество циклической закачки жидкости в пласт путем увеличения пропускной способности устройства путём выполнения в полом цилиндрическом клапане 10 (см. фиг. 1-3) выше сменной втулки 16 внутренней цилиндрической выборки 17, глубина которой соответствует расходу жидкости прокачиваемой через устройство (определяется опытным путём). The proposed design of the device makes it possible to improve the quality of cyclic injection of liquid into the formation by increasing the throughput of the device by making an internal cylindrical sample 17 in the hollow cylindrical valve 10 (see Fig. 1-3) above the replaceable sleeve 16, the depth of which corresponds to the flow rate of the liquid pumped through the device ( determined experimentally).
Также устройство позволяет произвести свабирование пласта, в который была произведена импульсная закачка жидкости (воды, кислоты, растворителя). Свабирование продуктов реакции – технологическая операция, которая необходима после проведения циклической кислотной закачки, поэтому возможность проведения свабирования без проведения дополнительных спуско-подъёмных операций, распакеровки пакера и извлечения колонны труб, позволяет сократить продолжительность работ. При подъеме устройства с колонной НКТ из скважины происходит перелив жидкости из колонны НКТ обратно в скважину, что исключает излив жидкости из колонны НКТ на устье скважины и, как следствие, загрязнение окружающей среды и территории вокруг скважины, а значит не наносится вред экологии.The device also allows you to swab the formation into which a pulsed injection of liquid (water, acid, solvent) was performed. Swabbing of reaction products is a technological operation that is necessary after cyclic acid injection, therefore the ability to carry out swabbing without additional tripping, unpacking of the packer and removal of the pipe string allows reducing the duration of work. When lifting a device with a tubing string from a well, fluid is poured from the tubing string back into the well, which eliminates the overflow of liquid from the tubing string to the wellhead and, as a result, pollution of the environment and the area around the well, which means no harm to the environment.
Следовательно, повышается надёжность работы устройства, а также расширяются технологические возможности применения за счёт обеспечения возможности проведения свабирования жидкости из пласта после проведения циклической закачки, а также исключается вред, наносимый экологии, при подъёме колонны труб, изливающих на устье скважины.Consequently, the reliability of the device’s operation is increased, and the technological possibilities of application are also expanded by providing the possibility of swabbing fluid from the formation after cyclic injection, and the harm caused to the environment when lifting a string of pipes pouring out to the wellhead is eliminated.
Устройство для циклической закачки жидкости и освоения пласта работает следующим образом.The device for cyclic injection of liquid and development of the formation operates as follows.
Перед спуском устройства в скважину (не показано) в зависимости от приемистости пласта производят регулировку устройства, то есть подбирают оптимальный режим (частоту колебаний, амплитуду) импульсной закачки. Before lowering the device into the well (not shown), depending on the injectivity of the formation, the device is adjusted, that is, the optimal mode (oscillation frequency, amplitude) of pulsed injection is selected.
В оптимальном режиме работы устройства процесс охвата импульсным воздействием неоднородностей углеводородной залежи имеет значительные границы, что положительно сказывается на уменьшении остаточной нефтенасыщенности (ускоряются процессы капиллярной пропитки замкнутых пор) и, как следствие, увеличивается нефтеоотдача в эксплуатационных скважинах. In the optimal operating mode of the device, the process of pulsed action covering the inhomogeneities of the hydrocarbon deposit has significant limits, which has a positive effect on reducing the residual oil saturation (the processes of capillary impregnation of closed pores are accelerated) and, as a result, oil recovery in production wells increases.
Подбирают пропускную способность цилиндрической выборки 17 глубиной выборки (см. фиг. 1) и настраивают жесткость пружины 6 так, что при определенном расходе жидкости и давления создают требуемую частоту колебаний и амплитуду импульсов, подбираемую при стендовых испытаниях. Увеличить амплитуду колебаний импульсного воздействия на пласт и соответственно перепад давлений можно увеличив жесткость пружины путем заворота гайки 5 в патрубок 2 и, наоборот, уменьшить амплитуду колебаний импульсного воздействия на пласт и соответственно перепад давлений можно уменьшив жесткость пружины путем отворота гайки 5 на патрубке 2.The throughput of the cylindrical sampling 17 is selected by the depth of the sampling (see Fig. 1) and the stiffness of the spring 6 is adjusted so that at a certain fluid flow rate and pressure the required oscillation frequency and pulse amplitude are created, selected during bench tests. You can increase the amplitude of oscillations of the pulse effect on the formation and, accordingly, the pressure drop by increasing the stiffness of the spring by screwing the nut 5 into the nozzle 2 and, conversely, you can reduce the amplitude of the oscillations of the pulse effect on the formation and, accordingly, the pressure drop by reducing the stiffness of the spring by unscrewing the nut 5 on the nozzle 2.
После регулировки устройство для импульсной закачки жидкости и освоения пласта соединяют с колонной труб, например, колонной НКТ с пакером (на фигурах 1, 2 и 3 не показано) любой известной конструкции (например, проходной пакер с механической осевой установкой ПРО-ЯМО (на 25 МПа) производства научно-производственной фирмы «Пакер» г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).After adjustment, the device for pulsed injection of liquid and development of the formation is connected to a pipe string, for example, a tubing string with a packer (not shown in Figures 1, 2 and 3) of any known design (for example, a through-hole packer with a mechanical axial installation PRO-YaMO (at 25 MPa) produced by the research and production company “Packer”, Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).
С целью последующего после импульсной закачки кислоты в пласт освоения скважины определяют диаметры - d перфорированных отверстии 22 патрубка 21 и внутренний диаметр - D полой втулки 23, исходя из следующего соотношения:For the purpose of subsequent well development after pulsed injection of acid into the formation, the diameters - d of the perforated holes 22 of the pipe 21 and the internal diameter - D of the hollow sleeve 23 are determined, based on the following ratio:
∑s /k = S×, (1)∑s /k = S×, (1)
где ∑s – суммарная площадь перфорированных отверстии диаметром d патрубка, м2; where ∑s is the total area of perforated holes with diameter d of the pipe, m 2 ;
k – коэффициент эффективности освоения, учитывающий снижение пропускной способности (сужение) перфорированных отверстий d патрубка в процессе освоения скважины, k = 1,5 и определяется опытным путем; k is the development efficiency coefficient, taking into account the reduction in throughput (narrowing) of the perforated holes d of the nozzle during the development of the well, k = 1.5 and is determined experimentally;
S – площадь поперечного сечения полой втулки внутренним диаметром D, м2. S – cross-sectional area of a hollow sleeve with internal diameter D, m2 .
Например, примем d = 0,01 м, а количество - n перфорированных отверстий патрубка равным 30. Тогда, подставляя в формулу 1 получим:For example, let’s take d = 0.01 m, and the number n of perforated holes in the pipe equals 30. Then, substituting into formula 1 we get:
∑s = π × (0,01 м)2/4 ×n= 3,14 × (0,01м)2/4 ×30 = 0,002355 м2 ∑s = π × (0.01 m) 2 /4 ×n= 3.14 × (0.01 m) 2 /4 ×30 = 0.002355 m 2
∑s/k = S = 0,002355 м2/1,5 = 0,00157 м2 ∑s/k = S = 0.002355 m 2 /1.5 = 0.00157 m 2
D = √(4×S/π) = √(4×0,00157 м2/3,14) = 0,0447 м = 0,045 м D = √(4×S/π) = √(4×0.00157 m 2 /3.14) = 0.0447 m = 0.045 m
Примем внутренний диаметр D = 0,045 м = 45 ммLet's take the internal diameter D = 0.045 m = 45 mm
Также определим конструктивные размеры трёхступенчатой резиновой пробки.We will also determine the design dimensions of the three-stage rubber plug.
Диаметр – D1 верхней ступени трёхступенчатой резиновой пробки равен внутреннему диаметру – d1 колонны труб, а диаметр – D2 средней ступени трёхступенчатой резиновой пробки в 1,05 раза больше внутреннего диаметра - D полой втулки 23, а диаметр – D3 нижней ступени трёхступенчатой резиновой пробки равен 0,8 D, где D – внутренний диаметр полой втулки.The diameter - D 1 of the upper stage of a three-stage rubber plug is equal to the internal diameter - D 1 of the pipe column, and the diameter - D 2 of the middle stage of a three-stage rubber plug is 1.05 times larger than the internal diameter - D of the hollow bushing 23, and the diameter - D 3 of the lower stage of a three-stage rubber plug is 0.8 D, where D is the internal diameter of the hollow sleeve.
Учитывая, что внутренний диаметр патрубка 21 d1 = 0,064 = 64 мм, то D1 = d1 = 64 мм.Considering that the internal diameter of the pipe is 21 d 1 = 0.064 = 64 mm, then D 1 = d 1 = 64 mm.
Тогда диаметр – D2 средней ступени трёхступенчатой резиновой пробки в 1,05 раза больше внутреннего диаметра - D полой втулки, т.е. D2 = 1,05 × D = 1,05 × 64 мм = 67 мм.Then the diameter - D 2 of the middle stage of the three-stage rubber plug is 1.05 times greater than the internal diameter - D of the hollow bushing, i.e. D 2 = 1.05 × D = 1.05 × 64 mm = 67 mm.
Диаметр D3 – нижней ступени трёхступенчатой резиновой пробки в 0,8 раза меньше внутреннего диаметра - D полой втулки, т.е. D3 = 0,8×D = 0,8 × 64 мм = 51 мм.The diameter D 3 of the lower stage of the three-stage rubber plug is 0.8 times less than the internal diameter D of the hollow bushing, i.e. D 3 = 0.8 × D = 0.8 × 64 mm = 51 mm.
Применение трёхступенчатой резиновой пробки 27 позволяет повысить надёжность работы устройства в целом, так как сбрасываемые с устья запорные элементы (куски штанг, шары) не могут обеспечить герметичную посадку из-за загрязнения посадочного седла 26 полой втулки 23 в процессе работы, а продавливаемая под действием избыточного давления с помощью насосного агрегата трехступенчатая резиновая пробка 27 гарантированно обеспечивает герметичность устройства ниже трехступенчатой резиновой пробки 27 при освоении (свабировании) пласта по колонне труб после импульсной закачки кислоты в пласт. В качестве материала резины применяют, например резину кислотостойкую по ГОСТ 15180 86 «Прокладки плоские эластичные».The use of a three-stage rubber plug 27 makes it possible to increase the reliability of the device as a whole, since the locking elements (pieces of rods, balls) dropped from the mouth cannot ensure a tight fit due to contamination of the seat 26 of the hollow bushing 23 during operation, and is pressed under the influence of excess pressure using a pump unit, a three-stage rubber plug 27 is guaranteed to ensure the tightness of the device below the three-stage rubber plug 27 when developing (swabbing) the formation along a pipe string after pulsed injection of acid into the formation. The rubber material used is, for example, acid-resistant rubber according to GOST 15180 86 “Flat elastic gaskets”.
Далее в скважину производят спуск колонны НКТ с пакером так, чтобы пакер находился на 5-10 м выше кровли пласта, подлежащего импульсной закачке жидкости, например, сточной воды или раствора кислоты.Next, a tubing string with a packer is lowered into the well so that the packer is 5-10 m above the roof of the formation subject to pulse injection of liquid, for example, waste water or an acid solution.
В процессе спуска устройства на колонне НКТ в скважину благодаря заглушке 19 (см. фиг. 1), зафиксированной в полом цилиндрическом клапане 10 срезным штифтом 20 исключается воздействие скважинной жидкости, содержащей грязь и шлам, на стержень. Благодаря этому скважинная жидкость не попадает внутрь полого цилиндрического клапана и соответственно, не засоряет и не забивает грязью кольцевое пространство устройства. В результате исключается отказ устройства и повышается надежность устройства.During the process of lowering the device on the tubing string into the well, thanks to the plug 19 (see Fig. 1), fixed in the hollow cylindrical valve 10 with a shear pin 20, the impact of the well fluid containing dirt and sludge on the rod is eliminated. Thanks to this, the well fluid does not get inside the hollow cylindrical valve and, accordingly, does not clog or clog the annular space of the device with dirt. As a result, device failure is eliminated and device reliability is increased.
После спуска устройства на колонне НКТ в заданный интервал производят герметизацию заколонного пространства, для этого производят посадку проходного пакера в скважине, после чего, производят долив жидкости в колонну НКТ, обвязывают верхний конец колонны с насосным агрегатом любой известной конструкции, например, с насосным агрегатом ЦА-320. После чего начинают импульсную закачку жидкости (например, 15% водного раствора соляной кислоты с целью обработки закольматированного пласта) в скважину по колонне НКТ с расходом 3-4 л/с. After running the device on the tubing string at a given interval, the annulus space is sealed; for this purpose, a continuous packer is planted in the well, after which liquid is added to the tubing string, and the upper end of the string is tied to a pumping unit of any known design, for example, with a CA pumping unit -320. Then they begin pulse injection of liquid (for example, a 15% aqueous solution of hydrochloric acid in order to treat the clogged formation) into the well through the tubing string at a flow rate of 3-4 l/s.
Поток жидкости под действием давления, создаваемого с устья скважины через центральный канал 3 через окна 4 попадает в полость 12.The fluid flow under the influence of pressure created from the wellhead through the central channel 3 through the windows 4 enters the cavity 12.
В полости 12 поток жидкости под действием давления воздействует на верхний торец кольцевого выступа 11 полого цилиндрического клапана 10.In the cavity 12, the fluid flow under pressure acts on the upper end of the annular protrusion 11 of the hollow cylindrical valve 10.
Длина - l радиальных окон 14, в которых с возможностью осевого перемещения находится палец 18, больше длины L – длины хода кольцевого выступа 11 полого цилиндрического клапана 10 равной длине а = 10 см (указано выше), из-за чего полый цилиндрический клапан 10 имеет возможность перемещения вниз на длину L = а = 10 см. Тогда l примем равным 18 см.The length - l of the radial windows 14, in which the finger 18 is located with the possibility of axial movement, is greater than the length L - the stroke length of the annular protrusion 11 of the hollow cylindrical valve 10 equal to the length a = 10 cm (indicated above), due to which the hollow cylindrical valve 10 has the possibility of moving downward by a length L = a = 10 cm. Then we take l equal to 18 cm.
Корпус 1 начинает смещаться вверх относительно кольцевого выступа 11 полого цилиндрического клапана 10 (максимально на длину L), сжимая пружину 6, при этом кольцевой выступ 11 полого цилиндрического клапана 10 оказывается в нижней части внутренней цилиндрической выборки 8 корпуса 1, при этом вместе с корпусом 1, также поднимаются вверх сменная втулка 16, глухой стержень 15 с пальцем 18 относительно полого цилиндрического клапана 10, причём палец 18 перемещается вверх в пределах длины l радиальных окон 14 полого цилиндрического клапана 10.Housing 1 begins to move upward relative to the annular protrusion 11 of the hollow cylindrical valve 10 (maximum length L), compressing the spring 6, while the annular protrusion 11 of the hollow cylindrical valve 10 ends up in the lower part of the internal cylindrical recess 8 of the housing 1, together with the housing 1 , the replaceable sleeve 16, the blind rod 15 with the finger 18 also rise up relative to the hollow cylindrical valve 10, and the finger 18 moves up within the length l of the radial windows 14 of the hollow cylindrical valve 10.
Как только нижний торец сменной втулки 16, окажется на уровне внутренней цилиндрической выборки 17 полого цилиндрического клапана 10 жидкость (кислотный раствор) перетекает сверху вниз по внутренней цилиндрической выборке 17, так как b > а (15 см > 10 см) и воздействует сверху на заглушку 19. При достижении давления, например, 5,0 МПа, срезной винт 20 разрушается, и заглушка 19 спускается вниз и выпадает из предлагаемого устройства.As soon as the lower end of the replaceable sleeve 16 is at the level of the internal cylindrical recess 17 of the hollow cylindrical valve 10, liquid (acid solution) flows from top to bottom along the inner cylindrical recess 17, since b > a (15 cm > 10 cm) and acts on the plug from above 19. When the pressure reaches, for example, 5.0 MPa, the shear screw 20 is destroyed, and the plug 19 goes down and falls out of the proposed device.
В результате жидкость из пространства полого цилиндрического клапана 10 ниже сменной втулки 16 попадает в пласт (на фигурах 1, 2 и 3 не показано), при этом давление в центральном канале 3 полого цилиндрического клапана 10 выше сменной втулки 16, а также внутри патрубка 2 и в полости 12 резко снижается под действием возвратной силы пружины 6 корпус 1, сменная втулка 16, глухой стержень 15 с пальцем 18 смещаются вниз относительно полого цилиндрического клапана 10, причём палец 18 перемещается вниз в пределах длины l радиальных окон 14 полого цилиндрического клапана 10. При этом внутренняя цилиндрическая выборка 17 (см. фиг. 1) полого цилиндрического клапана 10 оказывается выше сменной втулкой 16 и герметично перекрывается снизу сменной втулкой 16.As a result, liquid from the space of the hollow cylindrical valve 10 below the replaceable sleeve 16 enters the formation (not shown in figures 1, 2 and 3), while the pressure in the central channel 3 of the hollow cylindrical valve 10 is higher than the replaceable sleeve 16, as well as inside the pipe 2 and in the cavity 12 sharply decreases under the action of the return force of the spring 6, the body 1, the replaceable sleeve 16, the blind rod 15 with the finger 18 are shifted down relative to the hollow cylindrical valve 10, and the finger 18 moves downward within the length l of the radial windows 14 of the hollow cylindrical valve 10. When In this case, the internal cylindrical sample 17 (see Fig. 1) of the hollow cylindrical valve 10 is above the replaceable sleeve 16 and is hermetically sealed from below by the replaceable sleeve 16.
Поступление жидкости под сменную втулку 16 и, соответственно, в пласт прекращается, так происходит один цикл импульсной закачки жидкости в пласт. Далее в момент герметичного разделения внутренней цилиндрической выборки 17 полого цилиндрического клапана 10 снизу сменной втулкой 16 давление в центральном канале 3 полого цилиндрического клапана 10 выше сменной втулки 16, а также внутри патрубка 2 и в кольцевом пространстве 12 вновь возрастает и повторяется, как описано выше.The flow of liquid under the replaceable sleeve 16 and, accordingly, into the formation stops, so one cycle of pulsed injection of liquid into the formation occurs. Further, at the moment of hermetically sealed separation of the internal cylindrical sample 17 of the hollow cylindrical valve 10 from below by a replaceable sleeve 16, the pressure in the central channel 3 of the hollow cylindrical valve 10 above the replaceable sleeve 16, as well as inside the pipe 2 and in the annular space 12 again increases and repeats itself, as described above.
Эти циклы многократно повторяют, как описано выше, при этом равномерный поток жидкости преобразуется в импульсный, при этом корпус 1 циклически перемещается относительно полого цилиндрического клапана 10. Происходит импульсная закачка 15% водного раствора соляной кислоты.These cycles are repeated many times, as described above, while the uniform flow of liquid is converted into a pulsed one, while the housing 1 moves cyclically relative to the hollow cylindrical valve 10. A pulsed injection of a 15% aqueous solution of hydrochloric acid occurs.
По окончании закачки заданного объёма 15% водного раствора соляной кислоты в продуктивный пласт, например в объёме 10 м3 отсоединяют насосный агрегат ЦА 320 от колонны НКТ. Выдерживают технологическую паузу в течение 4 часов. Upon completion of injection of a given volume of 15% aqueous solution of hydrochloric acid into the productive formation, for example in a volume of 10 m 3, the CA 320 pumping unit is disconnected from the tubing string. Maintain a technological pause for 4 hours.
Далее производят освоение пласта свабированием (отбор из пласта продуктов реакции кислоты с породой пласта в призабойной зоне свабом по колонне НКТ).Next, the development of the formation is carried out by swabbing (selection from the formation of acid reaction products with the formation rock in the bottomhole zone using a swab along the tubing string).
Для этого с устья скважины в колонну НКТ устанавливают трёхступенчатую резиновую пробку 27 (см. фиг. 3). На устье скважины обвязывают насосный агрегат ЦА 320 с колонной НКТ и с помощью насосного агрегата под действием избыточного давления жидкости, например 2,0 МПа проталкивают ступенчатую резиновую пробку 27 верхней ступенью диаметром – d1 по колонне НКТ, до тех пор пока ступенчатая резиновая пробка 27 сядет на посадочное седло 26 полой втулки 23. Далее с помощью насосного агрегата повышают избыточное давления в колонне НКТ и устройстве над ступенчатой резиновой пробкой 27, при этом происходит вход её нижней и средней ступеней диаметром – D3 и D2 в полую втулки 23 и последующее разрушения срезного винта 24, например, при давлении 6,0 МПа в колонне НКТ. В результате происходит смещение вниз полой втулки 23 относительно патрубка 21 с открытием перфорированных отверстий 22 патрубка 21. Полая втулка 23 своим нижним торцом упирается во внутренний кольцевой выступ 28 патрубка 21, разрезное пружинное кольцо 30, находящееся во внутренней цилиндрической проточке 29 патрубка 21, фиксируется в наружной кольцевой проточке 25 полой втулки 23.To do this, a three-stage rubber plug 27 is installed from the wellhead into the tubing string (see Fig. 3). At the wellhead, a TsA 320 pumping unit is tied to the tubing string and, using the pump unit, under the influence of excess fluid pressure, for example 2.0 MPa, a stepped rubber plug 27 is pushed with an upper step with a diameter of d 1 along the tubing string until the stepped rubber plug 27 will sit on the landing seat 26 of the hollow bushing 23. Next, using a pumping unit, they increase the excess pressure in the tubing string and the device above the stepped rubber plug 27, while its lower and middle stages with diameters of D 3 and D 2 enter the hollow bushing 23 and subsequent destruction of the shear screw 24, for example, at a pressure of 6.0 MPa in the tubing string. As a result, the hollow sleeve 23 moves downward relative to the pipe 21 with the opening of the perforated holes 22 of the pipe 21. The hollow sleeve 23 with its lower end rests against the inner annular protrusion 28 of the pipe 21, the split spring ring 30, located in the internal cylindrical groove 29 of the pipe 21, is fixed in outer annular groove 25 of the hollow bushing 23.
В результате полая втулка 23 закрепляется неподвижно относительно патрубка 21.As a result, the hollow sleeve 23 is fixed motionless relative to the pipe 21.
Отсоединяют насосный агрегат ЦА 320 от колонны НКТ. Устанавливают на устье скважины геофизический подъёмник (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), например марки ПКС 5, спускают сваб в колонну НКТ и с помощью сваба отбирают продукты реакции кислоты с породой пласта в призабойной зоне через перфорированные отверстия 22 патрубка 21 (см. фиг. 3) по колонне НКТ на устье скважины в желобную ёмкость (на фиг. 1-3 не показано).Disconnect the CA 320 pumping unit from the tubing string. A geophysical lift is installed at the wellhead (not shown in Fig. 1, 2 and 3), for example grade PKS 5, a swab is lowered into the tubing string and, using the swab, the reaction products of the acid with the formation rock in the bottom-hole zone are taken through the perforated holes 22 of the pipe 21 ( see Fig. 3) along the tubing string at the wellhead into the trough tank (not shown in Fig. 1-3).
По окончании свабирования производят извлечение колонны НКТ с устройством из скважины.Upon completion of swabbing, the tubing string with the device is removed from the well.
Применение ступенчатой резиновой пробки 27 позволяет повысить надёжность работы устройства в целом, так как сбрасываемые с устья запорные элементы (куски штанг, шары) не могут обеспечить герметичную посадку из-за загрязнения посадочного седла 26 полой втулки 23 в процессе работы, а продавливаемая под действием избыточного давления с помощью насосного агрегата ступенчатая резиновая пробка 27 гарантированно обеспечивает герметичность.The use of a stepped rubber plug 27 makes it possible to increase the reliability of the device as a whole, since the locking elements (pieces of rods, balls) dropped from the mouth cannot ensure a tight fit due to contamination of the seat 26 of the hollow bushing 23 during operation, and is pressed under the influence of excess pressure using the pump unit, the stepped rubber plug 27 is guaranteed to ensure tightness.
Благодаря патрубку 21 с перфорированными отверстиями 22 предлагаемое устройство позволяет произвести свабирование пласта, в который была произведена импульсная закачка жидкости (15% водного раствора соляной кислоты). Свабирование продуктов реакции технологическая операция, которая необходима после проведения циклической кислотной закачки, поэтому возможность проведения свабирования без проведения дополнительных спуско-подъёмных операций, распакеровки пакера и извлечения колонны труб позволяет сократить продолжительность работ.Thanks to the pipe 21 with perforated holes 22, the proposed device allows swabbing of the formation into which a pulsed injection of liquid (15% aqueous solution of hydrochloric acid) was performed. Swabbing of reaction products is a technological operation that is necessary after cyclic acid injection, therefore the ability to carry out swabbing without additional tripping, unpacking of the packer and removal of the pipe string allows reducing the duration of work.
Также благодаря патрубку с перфорированными отверстиями, при подъеме устройства с колонной НКТ из скважины, происходит перелив жидкости из колонны НКТ обратно в скважину, что исключает излив жидкости из колонны НКТ на устье скважины и, как следствие, загрязнение окружающей среды и территории вокруг скважины, а значит не наносится вред экологии.Also, thanks to the nozzle with perforated holes, when lifting the device with the tubing string from the well, fluid is overflowed from the tubing string back into the well, which eliminates the overflow of liquid from the tubing string at the wellhead and, as a result, pollution of the environment and the area around the well, and This means there is no harm to the environment.
Устройство для циклической закачки жидкости и освоения пласта позволяет повысить надёжность работы устройства путём исключения его загрязнения в процессе спуска устройства в скважину, а также произвести освоение пласта свабированием жидкости из пласта после проведения импульсной закачки жидкости и освоения пласта (обработанного кислотой пласта), что расширяет его технологические возможности в применении, а также исключить вред наносимый экологии при подъёме изливающих на устье скважины колонны труб с устройством.A device for cyclic injection of liquid and development of the formation makes it possible to increase the reliability of the device by eliminating its contamination during the process of lowering the device into the well, as well as to develop the formation by swabbing fluid from the formation after pulsed injection of liquid and development of the formation (acid-treated formation), which expands it technological possibilities in application, as well as to eliminate the harm caused to the environment when lifting a pipe string with a device pouring out to the wellhead.
Устройство для циклической закачки жидкости и освоения пласта позволяет:A device for cyclic fluid injection and reservoir development allows:
- повысить надёжность работы устройства;- increase the reliability of the device;
- произвести освоение пласта свабированием;- to develop the formation by swabbing;
- исключить вред наносимый экологии.- eliminate harm to the environment.
Claims (6)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2821866C1 true RU2821866C1 (en) | 2024-06-27 |
Family
ID=
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1114783A1 (en) * | 1983-01-06 | 1984-09-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки | Device for acting on bed |
| US8316944B2 (en) * | 2008-01-17 | 2012-11-27 | Wavefront Reservoir Technologies Ltd. | System for pulse-injecting fluid into a borehole |
| CN103147721A (en) * | 2013-03-01 | 2013-06-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pulsating steam distribution valve |
| US8544552B2 (en) * | 2008-04-30 | 2013-10-01 | Wavefront Reservoir Technologies Ltd. | System for pulse-injecting fluid into a borehole |
| RU2495998C2 (en) * | 2011-05-10 | 2013-10-20 | Минталип Мингалеевич Аглиуллин | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) |
| US8596300B2 (en) * | 2009-04-24 | 2013-12-03 | Wavefront Reservoir Technologies Ltd. | At-surface tool for pulse-injection of liquids |
| RU2531954C1 (en) * | 2013-08-15 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulsed injection of fluid into bed |
| RU2543241C1 (en) * | 2013-08-20 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulse pumping of liquid to formation |
| RU2583804C1 (en) * | 2015-04-01 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulse action on reservoir |
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1114783A1 (en) * | 1983-01-06 | 1984-09-23 | Всесоюзный научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт по взрывным методам геофизической разведки | Device for acting on bed |
| US8316944B2 (en) * | 2008-01-17 | 2012-11-27 | Wavefront Reservoir Technologies Ltd. | System for pulse-injecting fluid into a borehole |
| US8544552B2 (en) * | 2008-04-30 | 2013-10-01 | Wavefront Reservoir Technologies Ltd. | System for pulse-injecting fluid into a borehole |
| US8596300B2 (en) * | 2009-04-24 | 2013-12-03 | Wavefront Reservoir Technologies Ltd. | At-surface tool for pulse-injection of liquids |
| RU2495998C2 (en) * | 2011-05-10 | 2013-10-20 | Минталип Мингалеевич Аглиуллин | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) |
| CN103147721A (en) * | 2013-03-01 | 2013-06-12 | 中国石油天然气股份有限公司 | Pulsating steam distribution valve |
| RU2531954C1 (en) * | 2013-08-15 | 2014-10-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulsed injection of fluid into bed |
| RU2543241C1 (en) * | 2013-08-20 | 2015-02-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulse pumping of liquid to formation |
| RU2583804C1 (en) * | 2015-04-01 | 2016-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulse action on reservoir |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2400615C1 (en) | Device for pulse pumping of liquid to formation | |
| RU2186947C2 (en) | Device for well cleaning | |
| RU2083805C1 (en) | Device for clearing bottom hole | |
| RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
| RU2821866C1 (en) | Device for cyclic fluid injection and formation development | |
| RU2131023C1 (en) | Method of well completion, research and stimulation of oil-gas inflows and device for its embodiment | |
| RU2432457C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
| RU2440491C1 (en) | Device for well formation swabbing development | |
| RU115402U1 (en) | DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER | |
| RU2432456C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
| RU2160825C2 (en) | Implosive device to clean wells ( versions ) | |
| RU2225937C1 (en) | Device for cleaning and opening up wells | |
| RU2810660C1 (en) | Device for pulsed fluid injection and reservoir development | |
| RU2568615C1 (en) | Reservoir cleaning and completion device | |
| RU2157886C1 (en) | Plant for hydrodynamic stimulation of formation | |
| RU128239U1 (en) | DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER | |
| RU2832399C1 (en) | Equipment for cyclic fluid injection and formation development | |
| RU2542062C1 (en) | Device for formation treatment in horizontal well | |
| RU2725909C1 (en) | Suction pump of deep-well pump | |
| RU2531954C1 (en) | Device for pulsed injection of fluid into bed | |
| RU2305173C2 (en) | Method and device for production string sealing during sandy well flushing | |
| RU2184837C1 (en) | Device for restoration of productivity of producing wells and injectivity of injection wells | |
| RU59118U1 (en) | DEVICE FOR WASHING A WELL FROM A SAND PLUG | |
| RU2325508C2 (en) | Circulating valve | |
| RU2289679C1 (en) | Device for cleaning wells |