[go: up one dir, main page]
More Web Proxy on the site http://driver.im/

RU2494220C1 - Device for treatment and recovery of formation productivity - Google Patents

Device for treatment and recovery of formation productivity Download PDF

Info

Publication number
RU2494220C1
RU2494220C1 RU2012114054/03A RU2012114054A RU2494220C1 RU 2494220 C1 RU2494220 C1 RU 2494220C1 RU 2012114054/03 A RU2012114054/03 A RU 2012114054/03A RU 2012114054 A RU2012114054 A RU 2012114054A RU 2494220 C1 RU2494220 C1 RU 2494220C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
jet pump
packer
working
zone
packer zone
Prior art date
Application number
RU2012114054/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Илфат Нагимович Файзуллин
Олег Александрович Дульский
Рафис Нафисович Якупов
Рим Салихович Губаев
Фарид Баширович Сулейманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2012114054/03A priority Critical patent/RU2494220C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2494220C1 publication Critical patent/RU2494220C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: device includes a working tube forming with a production string a behind-tube space, a packer, a controlled differential valve, a jet pump with a suction chamber interconnected with under-packer zone, with an outlet connected to behind-tube space and a chamber divided with the valve into two parts. One of the above parts is hydraulically connected to the working tube, and the other one is connected to the under-packer zone. In upper part of the jet pump housing there is a channel interconnected with upper and lower rows of through holes covered in initial position with a packing sleeve. At that, the working tube is interconnected with the well under-packer zone. Packing sleeve is equipped from above with a mounting seat for a ball released from the well head and fixed in the jet pump housing with a shear element. When in working position, packing sleeve has the possibility of restricted axial movement till interaction with inner annular projection of the housing and opening of upper and lower rows of through channels of the jet pump. The working tube is interconnected through upper row of through holes with the jet pump nozzle, and receiving chamber of the jet pump is interconnected through lower row of through holes and a differential valve with the under-packer zone.EFFECT: increasing efficiency of formation treatment and recovery of its productivity.2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для обработки призабойной зоны пласта и восстановления продуктивности пласта в процессе эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and is intended for the treatment of bottom-hole formation zone and restoration of reservoir productivity during well operation.

Известно устройство для освоения и обработки скважины (авторское свидетельство SU №1339236, МПК Е21В 43/27, опубл. в бюл. №35 от 23. 09.1987 г.), включающее корпус с осевым каналом и седлом под бросовый клапан, пакер, установленный на корпусе над седлом, струйный насос, смесительная камера которого сообщается с осевым каналом корпуса, и запорный элемент, при этом на наружной поверхности диффузора струйного насоса выполнен обводной канал, связывающий полость над запорным элементом со смесительной камерой, при этом запорный элемент выполнен в виде шарового обратного клапана и поршня, установленных в обводном канале с возможностью осевого перемещения и перекрытия диффузора.A device for the development and processing of a well is known (copyright certificate SU No. 1339236, IPC ЕВВ 43/27, published in bulletin No. 35 dated 23.09.1987), including a housing with an axial channel and a seat for a throttle valve, a packer installed on a housing above the seat, a jet pump, the mixing chamber of which communicates with the axial channel of the housing, and a locking element, while on the outer surface of the diffuser of the jet pump a bypass channel is made connecting the cavity above the locking element with the mixing chamber, while the locking element is made in the form of a spherical the check valve and a piston mounted in the bypass channel for axial displacement and overlapping diffuser.

Недостатками устройства являются:The disadvantages of the device are:

- во-первых, низкая надежность работы, связанная с вероятностью заклинивания поршня в надпоршневой полости в процессе работы;- firstly, low reliability associated with the likelihood of jamming of the piston in the over-piston cavity during operation;

- во-вторых, малая эффективность очистки призабойной зоны из-за ограниченности характеристик создаваемых волн давления и недостаточной управляемости процессом;- secondly, the low efficiency of the bottom-hole cleaning due to the limited characteristics of the generated pressure waves and insufficient process control;

- в-третьих, устройство не позволяет поочередно обработать несколько пластов, в случае если скважина многопластовая (два и более продуктивных пласта).- thirdly, the device does not allow to process several layers in turn if the well is multi-layer (two or more productive layers).

Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки призабойной зоны пласта и освоения скважины (патент RU №2098616, МПК Е21В 43/25, Е21В 43/27, E21B 28/00, опубл. в бюл. №34 от 10.12.1997 г.), включающее рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, работающий на энергии жидкости, поступающей из рабочей трубы, струйный насос с камерой всасывания, сообщенной с подпакерной зоной, с выходом, сообщенным с затрубным пространством, и камерой, разделенной клапаном на две части, одна из которых гидравлически соединена с рабочей трубой, а другая с подпакерной зоной, при этом вместо клапана, предотвращающего переток жидкости из рабочей трубы в подпакерную зону, установлен дифференциальный клапан, срабатывающий на определенный перепад давления, который возникает между зоной, гидравлически связанной с рабочей трубой, и подпакерной зоной, при этом дифференциальный клапан выполнен в виде установленного в цилиндре подпружиненного поршня со сквозным каналом, в котором размещен подпружиненный запорный элемент, причем дифференциальный клапан выполнен регулируемым, при этом по крайней мере одна из частей камеры снабжена перегородкой с установленным в ней дроссельным элементом, причем часть камеры, сообщенной с подпакерной зоной, снабжена обратным клапаном.The closest in technical essence is a device for processing the bottom-hole formation zone and well development (patent RU No. 2098616, IPC Е21В 43/25, Е21В 43/27, E21B 28/00, published in bulletin No. 34 dated 12/10/1997 ), including a working pipe forming an annular space with a production casing, a packer separating the annular space with a sub-packer zone, working on the energy of the liquid coming from the working pipe, a jet pump with a suction chamber in communication with the sub-packer zone, with an outlet in communication with the annular space , and the camera is divided differential valve in two parts, one of which is hydraulically connected to the working pipe, and the other with the under-packer zone, while instead of the valve that prevents the flow of fluid from the working pipe into the under-packer zone, a differential valve is installed that operates on a certain pressure drop that occurs between the zone hydraulically connected with the working tube and the under-packer zone, while the differential valve is made in the form of a spring-loaded piston installed in the cylinder with a through channel in which the spring-loaded th locking element, wherein the differential valve is adjustable, while at least one of the parts of the chamber is provided with a baffle with a throttle element installed in it, and the part of the chamber in communication with the sub-packer zone is provided with a check valve.

Недостатками данного устройства является:The disadvantages of this device are:

- во-первых, низкая эффективность работы, связанная с тем, что устройство не позволяет предварительно перед очисткой призабойной зоны пласта закачать в пласт химический реагент (например, кислоту) и оставить скважину на реакцию;- firstly, the low efficiency associated with the fact that the device does not allow you to pre-clean the bottom-hole formation zone to pump a chemical reagent (for example, acid) into the formation and leave the well for reaction;

- во-вторых, не позволяет поочередно обработать несколько пластов, в случае если скважина многопластовая (два и более продуктивных пласта);- secondly, it does not allow to process several layers in turn, if the well is multi-layer (two or more productive layers);

- в-третьих, низкая надежность работы устройства, связанная с нестабильным срабатыванием дифференциального клапана при резком перепаде давления.- thirdly, the low reliability of the device associated with the unstable operation of the differential valve with a sharp pressure drop.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности обработки пласта и восстановление его продуктивности, а также повышение надежности работы устройства с возможностью поочередной обработки каждого из продуктивных пластов в многопластовой скважине.An object of the invention is to increase the efficiency of processing the formation and restore its productivity, as well as improving the reliability of the device with the ability to process each of the productive formations in a multilayer well.

Поставленная техническая задача решается устройством для обработки и восстановления продуктивности пласта, включающим рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, работающий на энергии жидкости, поступающей из рабочей трубы, струйный насос с камерой всасывания, сообщенной с подпакерной зоной, с выходом, сообщенным с затрубным пространством, и камерой, разделенной клапаном на две части, одна из которых гидравлически соединена с рабочей трубой, а другая - с подпакерной зоной, регулируемый дифференциальный клапан, срабатывающий на определенный перепад давления, который возникает между зоной, гидравлически связанной с рабочей трубой, и подпакерной зоной.The stated technical problem is solved by a device for processing and restoring formation productivity, including a working pipe forming an annular space with a production string, a packer separating the annular space with a sub-packer zone, working on the energy of the liquid coming from the working pipe, and a jet pump with a suction chamber in communication with a sub-packer zone, with an outlet in communication with the annulus, and a chamber divided by the valve into two parts, one of which is hydraulically connected to the working pipe th, and the other - with the packer area, steering differential valve which is triggered at a certain pressure drop, which occurs between the zone fluidly connected to the working pipe and the area below the packer.

Новым является то, что в верхней части корпуса струйного насоса выполнен канал, сообщенный с верхним и нижним рядами сквозных отверстий, перекрытых в исходном положении кольцевой втулкой, при этом рабочая труба сообщается с подпакерной зоной скважины, а кольцевая втулка снабжена сверху посадочным седлом под сбрасываемый с устья скважины шар и закреплена в корпусе струйного насоса срезным элементом, причем в рабочем положении кольцевая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом корпуса и открытия верхнего и нижнего рядов сквозных каналов корпуса струйного насоса, при этом рабочая труба через верхний ряд сквозных отверстий сообщается с соплом струйного насоса, а приемная камера струйного насоса через нижний ряд сквозных отверстий и дифференциальный клапан сообщается с подпакерной зоной, причем в многопластовой скважине снизу к корпусу струйного насоса закрепляют хвостовик, оснащенный снаружи дополнительным пакером.New is that in the upper part of the jet pump housing there is a channel connected with the upper and lower rows of through holes blocked in the initial position by an annular sleeve, while the working pipe communicates with the under-packer zone of the well, and the annular sleeve is equipped with a seating seat on top for being discharged from the wellhead is ball and secured in the housing of the jet pump by a shear element, and in the working position the annular sleeve has the possibility of limited axial movement down to interact with the inner ring the casing protrusion and the opening of the upper and lower rows of the through channels of the jet pump housing, the working pipe through the upper row of through holes communicating with the nozzle of the jet pump, and the receiving chamber of the jet pump through the lower row of through holes and the differential valve communicates with the under-packer zone, and a multilayer well from the bottom to the body of the jet pump fix the shank, equipped with an additional packer from the outside.

На фиг.1 изображена схема устройства для обработки и восстановления продуктивности пласта для однопластовой скважины.Figure 1 shows a diagram of a device for processing and restoring reservoir productivity for a single-well borehole.

На фиг.2 изображена схема устройства для обработки и восстановления продуктивности пласта для многопластовой скважины.Figure 2 shows a diagram of a device for processing and restoring reservoir productivity for a multilayer well.

Устройство для обработки и восстановления продуктивности пласта состоит из рабочей трубы 1 (см. фиг.1), например, колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), струйного насоса 2, включающего сопло 3, камеру смешения 4, диффузор 5. Пакер 6 установлен на наружной поверхности корпуса струйного насоса 2 и разделяет выход диффузора 5 с приемной камерой 7 струйного насоса 2.A device for processing and restoring formation productivity consists of a working pipe 1 (see Fig. 1), for example, a tubing string (tubing), a jet pump 2, including a nozzle 3, a mixing chamber 4, a diffuser 5. The packer 6 is mounted on the outer surface of the housing of the jet pump 2 and shares the output of the diffuser 5 with the receiving chamber 7 of the jet pump 2.

Камера 8 разделена на две части дифференциальным клапаном 9 с пружиной 10 и сообщена сверху с рабочей трубой 1 каналом 11, а снизу сообщена с подпакерной зоной 12 каналом 13.The chamber 8 is divided into two parts by a differential valve 9 with a spring 10 and communicated from above with the working pipe 1 channel 11, and from below communicated with the sub-packer zone 12 channel 13.

В верхней части корпуса струйного насоса 2 выполнены канал 14, сообщенный с верхним 15 и нижним 16 рядами сквозных отверстий перекрытых кольцевой втулкой 17, поэтому рабочая труба 1 сообщается только с подпакерной зоной 13.In the upper part of the housing of the jet pump 2, a channel 14 is made, communicated with the upper 15 and lower 16 rows of through holes covered by an annular sleeve 17, therefore, the working pipe 1 communicates only with the under-packer zone 13.

Кольцевая втулка 17 снабжена сверху посадочным седлом 18 под сбрасываемый с устья скважины шар 19 и закреплена в корпусе струйного насоса 2 срезным элементом 20.The annular sleeve 17 is provided with a landing saddle 18 from above for a ball 19 discharged from the wellhead and is fixed in the housing of the jet pump 2 by a shear element 20.

Кольцевая втулка 17 имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом 21 корпуса струнного насоса 2 и открытия верхнего 15 и нижнего 16 рядов сквозных каналов корпуса струйного насоса 2.The annular sleeve 17 has the possibility of limited axial movement down to interact with the inner annular protrusion 21 of the housing of the string pump 2 and the opening of the upper 15 and lower 16 rows of through channels of the housing of the jet pump 2.

Рабочая труба 1 через верхний ряд сквозных отверстий 15 сообщается с соплом 3 струйного насоса 2. Приемная камера 7 струйного насоса 2 через нижний ряд сквозных отверстий 16 и дифференциальный клапан 9 сообщается с подпакерной зоной 13.The working pipe 1 through the upper row of through holes 15 communicates with the nozzle 3 of the jet pump 2. The receiving chamber 7 of the jet pump 2 through the lower row of through holes 16 and the differential valve 9 communicates with the under-packer zone 13.

Кольцевая втулка 17 имеет сквозные радиальные каналы 22, перекрытые герметично корпусом струйного насоса 2 в исходном положении с возможностью их гидравлического сообщения с нижним рядом сквозных отверстий 16 корпуса струйного насоса 2.The annular sleeve 17 has a through radial channels 22, sealed hermetically by the housing of the jet pump 2 in the initial position with the possibility of hydraulic communication with the lower row of through holes 16 of the housing of the jet pump 2.

В многопластовой скважине (см. фиг.2) снизу к корпусу струйного насоса 2 закрепляют хвостовик 23 с дополнительным пакером 24 для того, чтобы отсечь продуктивный пласт 25 (см. фиг.1 и 2) сверху и снизу.In a multilayer well (see FIG. 2), a shank 23 with an additional packer 24 is fixed from below to the body of the jet pump 2 in order to cut off the producing formation 25 (see FIGS. 1 and 2) from above and from below.

Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.

После извлечения эксплуатационного оборудования из скважины на колонне рабочих труб 1, например, колонне насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм спускают в скважину предлагаемой устройство.After removing the production equipment from the well on the column of working pipes 1, for example, a string of tubing with a diameter of 73 mm, is lowered into the well of the proposed device.

Производят обработку продуктивного пласта 25. Для этого в зависимости от того, сколько пластов в скважине, т.е. скважина однопластовая (см. фиг.1) или многопластовая производят компоновку устройства хвостовиком 23 (см. фиг.2) и дополнительным пакером 24 для индивидуального отсечения сверху и снизу продуктивного пласта 25 в случае многопластовой скважины. Спускают и устанавливают предложенное устройство напротив продуктивного пласта 25 (см. фиг.1 и 2), подлежащего обработке и очистке.The reservoir 25 is processed. For this, depending on how many reservoirs are in the well, i.e. a single-layer well (see Fig. 1) or a multilayer one makes the arrangement of the device with a liner 23 (see Fig. 2) and an additional packer 24 for individual cut-off from the top and bottom of the reservoir 25 in the case of a multilayer well. The proposed device is lowered and installed opposite the reservoir 25 (see FIGS. 1 and 2) to be treated and cleaned.

Производят обработку пласта 25 любым известным химическим реагентом, например, с применением 25% соляной ингибированной кислоты, выпускаемой фирмой «НИИНЕФТЕПРОМХИМ» по ТУ 2458-264-05765670-99 г.Чебоксары, Российская Федерация.Formation 25 is treated with any known chemical reagent, for example, using 25% hydrochloric inhibited acid manufactured by the company NIINEFTEPROMCHEM according to TU 2458-264-05765670-99, Cheboksary, Russian Federation.

Для этого с помощью насосного агрегата (на фиг.1 и 2 не показано) по рабочим трубам 1 (см. фиг.1) через канал 11 и камеру 8 дифференциального клапана 9, отжимая пружину 10 через канал 13 в подпакерную зону 12, а затем через перфорационные отверстия эксплуатационной колонны производят закачку 25% соляной ингибированной кислоты в продуктивный пласт 25. После закачки расчетного объема, например в объеме 2,5 м3, 25% соляной ингибированной кислоты в продуктивный пласт 25 прекращают ее подачу в скважину и оставляют скважину на реагирование.To do this, using a pump unit (not shown in Figs. 1 and 2) through working pipes 1 (see Fig. 1) through channel 11 and chamber 8 of differential valve 9, pressing spring 10 through channel 13 into sub-packer zone 12, and then 25% hydrochloric inhibited acid is injected through the perforations of the production string into the reservoir 25. After the calculated volume, for example, in the volume of 2.5 m 3 , 25% hydrochloric inhibited acid is injected into the reservoir 25, its flow into the well is stopped and the well is left to react .

По прошествии определенного времени на реакцию, например, 12 часов в колонну рабочих труб 1 сбрасывают шар 19 (см. фиг.2), который садится на посадочное седло 18 кольцевой втулки 17.After a certain time after the reaction, for example, 12 hours, a ball 19 is dropped into the working pipe string 1 (see FIG. 2), which sits on the landing seat 18 of the annular sleeve 17.

В колонну рабочих труб 1 заполняют технологической жидкостью и создают в ней избыточное давление, достаточное для разрушения срезного элемента 20, например 6,0 МПа, при этом кольцевая втулка 17 перемещается вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом 21 корпуса струнного насоса 2, при этом происходит гидравлическое сообщение верхнего ряда сквозных каналов 15 корпуса струйного насоса 2 с внутренним пространством рабочих труб 1, а нижнего ряда сквозных каналов 16 корпуса струйного насоса 2 посредством канала 11, камеры 8, дифференциального клапана 9 с подпакерной зоной 12, при этом шар 19 находится в посадочном седле 18 кольцевой втулки 17.In the column of working tubes 1 is filled with process fluid and an excess pressure is created in it sufficient to destroy the shear element 20, for example 6.0 MPa, while the annular sleeve 17 moves downward until it interacts with the inner annular protrusion 21 of the string pump housing 2, while hydraulic communication of the upper row of through channels 15 of the jet pump housing 2 with the interior of the working tubes 1, and the lower row of through channels 16 of the jet pump housing 2 through channel 11, chamber 8, differentially th valve 9 with under-packer zone 12, while the ball 19 is located in the seating seat 18 of the annular sleeve 17.

Далее производят очистку продуктивного пласта от продуктов реагирования в призабойной зоне продуктивного пласта 25. Для этого технологическую жидкость (жидкость промывки), в качестве которой используют, например, пресную воду с добавлением 0,1-0,2% поверхностно-активного вещества МЛ 81 Б в расчетном объеме, например, 1,5 (полтора) объема скважины подают в колонну рабочих труб 1.Next, the productive formation is cleaned of reaction products in the bottomhole zone of the productive formation 25. For this, a process fluid (flushing fluid), for example, fresh water is used with the addition of 0.1-0.2% ML-81B surfactant in the estimated volume, for example, 1.5 (one and a half) well volume is fed into the column of working pipes 1.

Жидкость промывки, достигнув струйного насоса 2 (см. фиг.1 и 2), через верхний ряд сквозных каналов 15 и канал 14 попадает в сопло 3 струйного насоса 2, далее в камеру смешения 4 и через диффузор 5 попадает в затрубное пространство 26 скважины, что сопровождается снижением давления в подпакерной зоне 12.The washing liquid, having reached the jet pump 2 (see FIGS. 1 and 2), through the upper row of through channels 15 and channel 14 enters the nozzle 3 of the jet pump 2, then into the mixing chamber 4 and through the diffuser 5 enters the annular space 26 of the well, which is accompanied by a decrease in pressure in the under-packer zone 12.

В результате продукты реакции из продуктивного пласта 25 попадают из подпакерной зоны 12 через канал 13 в приемную камеру 7 струйного насоса 2, откуда продукты реакции (грязь, шлам и прочее) всасываются в камеру смешения 4, где происходит их смешивание с потоком жидкости промывки и далее продукты реакции, смешанные в потоке промывочной жидкости через диффузор 5, попадают в затрубное пространство 26, по которому поднимаются и сливаются в специальную емкость, например желобную емкость или амбар (на фигурах 1 и 2 не показано), при этом снижение давления может происходить до тех пор, пока не установится баланс между притоком жидкости в скважину и ее откачки из скважины струйным насосом 2 (см. фиг.1 и 2) по затрубному пространству 26.As a result, the reaction products from the reservoir 25 pass from the sub-packer zone 12 through the channel 13 into the receiving chamber 7 of the jet pump 2, from where the reaction products (dirt, sludge, etc.) are sucked into the mixing chamber 4, where they are mixed with the wash liquid stream and then reaction products mixed in the flow of washing liquid through the diffuser 5 fall into the annular space 26, through which they rise and merge into a special container, for example a chute or barn (not shown in figures 1 and 2), while the decrease is I can occur as long as no balance is established between the fluid influx into the well and pumping it from the well jet pump 2 (see FIG. 1 and 2) the annulus 26.

Если в процессе работы струйного насоса 2 перепад давления, определяемый как разность давления в колонне рабочих труб 1 и давления в подпакерной зоне 12, превышает определенное значение, то произойдет открытие дифференциального клапана 9, так промывочная жидкость из колонны рабочих труб 1 будет перетекать из верхнего ряда сквозных отверстий 15 через канал 14 в нижний ряд сквозных отверстий 16 и далее через канал 11 в камеру 8 и через открывшийся дифференциальный клапан 9 в подпакерную зону 12.If during the operation of the jet pump 2 the pressure drop, defined as the difference between the pressure in the column of working pipes 1 and the pressure in the under-packer zone 12, exceeds a certain value, then the differential valve 9 will open, so the flushing liquid from the column of working pipes 1 will flow from the upper row through holes 15 through the channel 14 into the lower row of through holes 16 and then through the channel 11 into the chamber 8 and through the opened differential valve 9 into the under-packer zone 12.

При этом к забою скважины начнет распространяться ударная волна с давлением, равным давлению в рабочей трубе 1. После выравнивания давления в колонне рабочей трубы 1 и подпакерной зоне 12, произойдет закрытие дифференциального клапана 9 и описанный выше процесс повторяется.In this case, a shock wave with a pressure equal to the pressure in the working pipe 1 will begin to propagate to the bottom of the well. After equalizing the pressure in the column of the working pipe 1 and the under-packer zone 12, the differential valve 9 will close and the process described above will be repeated.

Дифференциальный клапан 9 выполнен шариковым, а величина его закрытия-открытия регулируется жесткостью его пружины 10, поэтому значение перепада давления, при котором срабатывает дифференциальный клапан 9, можно задавать заранее, перед спуском устройства в скважину, исходя из конкретных условий при очистке скважин, что обеспечивает гарантированное срабатывание дифференциального клапана и повышает надежность работы устройства в целом.The differential valve 9 is made ball-shaped, and the value of its closing-opening is controlled by the stiffness of its spring 10, so the differential pressure value at which the differential valve 9 is activated can be set in advance, before the device is launched into the well, based on specific conditions when cleaning wells, which ensures guaranteed operation of the differential valve and increases the reliability of the device as a whole.

Работа устройства будет сопровождаться срабатыванием дифференциального клапана 9, а значит, гидроударным воздействием на призабойную зону пласта, до тех пор, пока будет создаваться необходимый перепад давления.The operation of the device will be accompanied by the actuation of the differential valve 9, and therefore, by hydroshock impact on the bottom-hole zone of the formation, until the necessary pressure drop is created.

По окончании очистки продуктивного пласта 25 промывкой технологической жидкостью от продуктов реагирования, т.е. израсходования технологической жидкости, в полуторократном объеме скважины, как указано выше, работы останавливают, восстанавливается продуктивность пласта 25. Далее извлекают рабочую колонну труб 1 с предлагаемым устройством из скважины. После чего в скважину спускают эксплуатационное оборудование и продолжают ее дальнейшую эксплуатацию.At the end of the cleaning of the reservoir 25 by flushing the process fluid from the reaction products, i.e. the consumption of the process fluid in the one and a half times the volume of the well, as described above, the work is stopped, the productivity of the formation 25 is restored. Next, the working string of pipes 1 with the proposed device is removed from the well. After that, operational equipment is lowered into the well and its further operation is continued.

Предложенное устройство позволяет повысить эффективность обработки пласта и восстановить продуктивность пласта, так как позволяет предварительно перед очисткой призабойной зоны пласта закачать в пласт химический реагент (например, кислоту) и оставить скважину на реакцию с последующей очисткой от продуктов реакции, грязи, шлама и прочего. Кроме того, в многопластовой скважине устройство позволяет произвести поочередную обработку и очистку каждого из продуктивных пластов.The proposed device allows to increase the efficiency of the formation treatment and to restore the productivity of the formation, as it allows you to pre-clean the bottom-hole zone of the formation to pump a chemical reagent (for example, acid) and leave the well for the reaction, followed by cleaning from reaction products, dirt, sludge and other things. In addition, in a multilayer well, the device allows for the sequential treatment and cleaning of each of the productive formations.

Claims (1)

Устройство для обработки и восстановления продуктивности пласта, включающее рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, работающий на энергии жидкости, поступающей из рабочей трубы, струйный насос с камерой всасывания, сообщенной с подпакерной зоной, с выходом, сообщенным с затрубным пространством, и камерой, разделенной клапаном на две части, одна из которых гидравлически соединена с рабочей трубой, а другая с подпакерной зоной, регулируемый дифференциальный клапан, срабатывающий на определенный перепад давления, который возникает между зоной, гидравлически связанной с рабочей трубой, и подпакерной зоной, отличающееся тем, что в верхней части корпуса струйного насоса выполнен канал, сообщенный с верхним и нижним рядами сквозных отверстий, перекрытых в исходном положении кольцевой втулкой, при этом рабочая труба сообщается с подпакерной зоной скважины, а кольцевая втулка снабжена сверху посадочным седлом под сбрасываемый с устья скважины шар и закреплена в корпусе струйного насоса срезным элементом, причем в рабочем положении кольцевая втулка имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз до взаимодействия с внутренним кольцевым выступом корпуса и открытия верхнего и нижнего рядов сквозных каналов корпуса струйного насоса, при этом рабочая труба через верхний ряд сквозных отверстий сообщается с соплом струйного насоса, а приемная камера струйного насоса через нижний ряд сквозных отверстий и дифференциальный клапан сообщается с подпакерной зоной, причем в многопластовой скважине снизу к корпусу струйного насоса закрепляют хвостовик, оснащенный снаружи дополнительным пакером. A device for processing and restoring formation productivity, including a working pipe forming an annular space with a production string, a packer separating the annular space with a sub-packer zone, working on the energy of the fluid coming from the working pipe, a jet pump with a suction chamber in communication with the sub-packer zone, with the outlet in communication with the annulus and the chamber divided by the valve into two parts, one of which is hydraulically connected to the working pipe, and the other with a sub-packer zone, adjustable the second differential valve that responds to a certain pressure drop that occurs between the zone hydraulically connected to the working pipe and the under-packer zone, characterized in that a channel is made in the upper part of the jet pump housing, which communicates with the upper and lower rows of through holes overlapped in the original the position of the annular sleeve, while the working tube communicates with the under-packer zone of the well, and the annular sleeve is equipped with a landing seat on top for a ball discharged from the wellhead and is fixed in the jet body of the pump with a shear element, and in the working position the annular sleeve has the possibility of limited axial movement down to interact with the inner annular protrusion of the housing and the opening of the upper and lower rows of the through channels of the jet pump housing, while the working pipe communicates through the upper row of through holes with the nozzle of the jet pump and the receiving chamber of the jet pump through the lower row of through holes and the differential valve communicates with the sub-packer zone, and in a multilayer well from below to orpusu jet pump secured shank fitted outside the additional packer.
RU2012114054/03A 2012-04-10 2012-04-10 Device for treatment and recovery of formation productivity RU2494220C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012114054/03A RU2494220C1 (en) 2012-04-10 2012-04-10 Device for treatment and recovery of formation productivity

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012114054/03A RU2494220C1 (en) 2012-04-10 2012-04-10 Device for treatment and recovery of formation productivity

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2494220C1 true RU2494220C1 (en) 2013-09-27

Family

ID=49254071

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012114054/03A RU2494220C1 (en) 2012-04-10 2012-04-10 Device for treatment and recovery of formation productivity

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2494220C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2574443C1 (en) * 2014-12-05 2016-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for well bottom zone treatment
RU2582144C1 (en) * 2015-02-25 2016-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for processing and well development

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5000264A (en) * 1990-02-26 1991-03-19 Marathon Oil Company Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation
RU2098616C1 (en) * 1994-11-01 1997-12-10 Сергей Григорьевич Просвиров Device for treatment of bottom-hole formation zone and well completion
RU2225937C1 (en) * 2002-07-01 2004-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for cleaning and opening up wells
RU76968U1 (en) * 2008-04-18 2008-10-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION FOR TWO-LIFT COLUMN OF PIPES OF TWO LAYERS IN ONE WELL
RU2340769C1 (en) * 2007-03-02 2008-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5000264A (en) * 1990-02-26 1991-03-19 Marathon Oil Company Method and means for introducing treatment fluid into a subterranean formation
RU2098616C1 (en) * 1994-11-01 1997-12-10 Сергей Григорьевич Просвиров Device for treatment of bottom-hole formation zone and well completion
RU2225937C1 (en) * 2002-07-01 2004-03-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for cleaning and opening up wells
RU2340769C1 (en) * 2007-03-02 2008-12-10 Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method
RU76968U1 (en) * 2008-04-18 2008-10-10 Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION FOR TWO-LIFT COLUMN OF PIPES OF TWO LAYERS IN ONE WELL

Cited By (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2574443C1 (en) * 2014-12-05 2016-02-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Device for well bottom zone treatment
RU2582144C1 (en) * 2015-02-25 2016-04-20 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for processing and well development
RU211316U1 (en) * 2021-11-15 2022-05-31 Хамит Гарипович Абдуллин jet pump

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US20110308812A1 (en) Artificial lift system
US20180221789A1 (en) Oil and Gas Well Primary Separation Device
RU2618548C1 (en) Device for cleaning bottomhole of vertical well
RU2550119C1 (en) Hydraulic impact device
RU2488689C1 (en) Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations
AU2012247456B2 (en) Downhole cleaning system
RU2494220C1 (en) Device for treatment and recovery of formation productivity
RU146363U1 (en) SECTIONAL HYDRO PERFORATOR
RU2542999C2 (en) Dowhnole pump unit for simultaneous and separate operation of two formations
RU2303121C2 (en) Hydraulic percussion means for sand plug removal from well
RU2747495C1 (en) Device and method for selective treatment of a productive formation
RU2522837C1 (en) Device for dual production of wellbore fluid and liquid injection
RU2446271C2 (en) Hydraulic impact device
RU2374429C1 (en) Low-permiability reservoir bottomhole cleaning device
RU2386796C2 (en) Device for multiple hydroimpulsive impact on bottom-hole zone of producing formation
RU2721041C2 (en) Well pumping system for liquid pumping
RU2569526C1 (en) Unit for dual operation of wells
RU2537430C1 (en) Method of cleaning of near wellbore region of injection wells
RU2568457C1 (en) Device for treatment of bottom-hole formation zone and for well development
RU2585299C1 (en) Implosion pressure generator
RU2512222C1 (en) Method for bottomhole zone treatment
RU2534116C1 (en) Method and arrangement of hydram for bottomhole formation area and well development
RU2157886C1 (en) Plant for hydrodynamic stimulation of formation
RU2814516C1 (en) Method and device for flushing well, treating formation and completing a well in one tripping operation
RU2604246C1 (en) Device for cleaning and development of formation

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190411