RU2582144C1 - Device for processing and well development - Google Patents
Device for processing and well development Download PDFInfo
- Publication number
- RU2582144C1 RU2582144C1 RU2015106496/03A RU2015106496A RU2582144C1 RU 2582144 C1 RU2582144 C1 RU 2582144C1 RU 2015106496/03 A RU2015106496/03 A RU 2015106496/03A RU 2015106496 A RU2015106496 A RU 2015106496A RU 2582144 C1 RU2582144 C1 RU 2582144C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- jet pump
- cylinder
- spring
- packer
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к оборудованию, используемому в нефтегазодобывающей промышленности, в частности к устройствам для обработки призабойной зоны пласта различными агентами и освоения скважины.The invention relates to equipment used in the oil and gas industry, in particular to devices for treating the bottom-hole formation zone with various agents and well development.
Известно устройство для освоения скважины и воздействия на призабойную зону пласта (патент RU № 2098617, МПК E21B 43/25, опубл. 10.12.1997 г.), включающее рабочую трубу, образующую с эксплуатационной колонной затрубное пространство, пакер, разобщающий затрубное пространство с подпакерной зоной, струйный насос, камера всасывания которого сообщена с подпакерной зоной, а выход сообщен с затрубным пространством, обратный клапан, установленный на выходе из диффузора струйного насоса, и оборудованную обратным клапаном гидравлическую линию, сообщающую подпакерную зону с рабочей трубой, при этом устройство снабжено сообщенной с затрубным пространством дополнительной камерой, имеющей два выходных канала, и размещенным в ней с возможностью поочередного перекрытия упомянутых выходных каналов распределительным органом, при этом гидравлическая линия, сообщающая подпакерную зону с рабочей трубой, выполнена в виде сообщенных с выходными каналами дополнительной камеры двух импульсных трубок, одна из которых связана с подпакерной зоной, другая с рабочей трубой, а обратный клапан в упомянутой гидравлической линии установлен на выходе импульсной трубки, связанной с рабочей трубой, также устройство имеет дополнительный канал с обратным клапаном, гидравлически сообщающий подпакерную зону с рабочей трубой.A device is known for well development and impact on the bottomhole formation zone (patent RU No. 2098617, IPC E21B 43/25, publ. 10.12.1997), including a working pipe forming an annular space with a production string, a packer separating the annular space with the sub-packer zone, the jet pump, the suction chamber of which is in communication with the sub-packer zone, and the outlet is in communication with the annulus, a check valve installed at the outlet of the diffuser of the jet pump, and a hydraulic line equipped with a check valve communicating the core zone with the working pipe, the device is equipped with an additional chamber in communication with the annular space, having two output channels, and placed therein with the possibility of alternately blocking the said output channels by the distribution body, while the hydraulic line communicating the sub-packer area with the working pipe is made in in the form of two impulse tubes communicated with the output channels of the additional chamber, one of which is connected with the sub-packer zone, the other with the working pipe, and the check valve in the mentioned guide avlicheskoy line installed at the outlet of the capillary, connected with a working tube, the device also has a second channel with a check valve in fluid communication with the packer area of the working pipe.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей и, как следствие, неудобство в обслуживании;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of components and parts and, as a result, the inconvenience of maintenance;
- во-вторых, низкая эффективность работы при освоении скважин с низкопроницаемыми пластами из-за невозможности многократного повторения процессов освоения и воздействия на призабойную зону пласта (обработки) без извлечения устройства из скважины;- secondly, low work efficiency when developing wells with low permeability formations due to the impossibility of multiple repetition of development processes and impact on the bottomhole formation zone (treatment) without removing the device from the well;
- в-третьих, низкая надежность работы, связанная с тем, что при освоении жидкость, извлекаемая из скважины, содержит частицы шлама, который в процессе подъема оседает на поверхности деталей, например, конструкция содержит шайбу, которая перебрасывается к другому каналу, перекрывая его и одновременно открывая перекрытый ранее канал. Так при прохождении осваиваемой жидкости через этот канал шлам оседает на внутренней поверхности детали, что исключает переброску шайбы от одного канала к другому и ведет к отказу устройства в работе;- thirdly, low reliability associated with the fact that during development, the fluid extracted from the well contains particles of sludge that settles on the surface of the parts during the lifting process, for example, the structure contains a washer that is transferred to another channel, blocking it and simultaneously opening a previously blocked channel. So, when the liquid being absorbed passes through this channel, the sludge settles on the inner surface of the part, which eliminates the transfer of the washer from one channel to another and leads to the failure of the device in operation;
- в-четвертых, низкое качество освоения, обусловленное нерегулируемым процессом работы струйного насоса. Это обусловлено тем, что при снижении уровня жидкости в подпакерном пространстве ниже струйного насоса осваиваемая скважинная жидкость перестает поступать из подпакерного пространства в камеру всасывания струйного насоса. В результате рабочая жидкость циркулирует через струйный насос вхолостую, а скважина не осваивается.- fourthly, the low quality of development, due to the unregulated process of the jet pump. This is due to the fact that with a decrease in the liquid level in the under-packer space below the jet pump, the wellbore that is being mastered stops flowing from the under-packer space into the suction chamber of the jet pump. As a result, the working fluid circulates through the jet pump idle, and the well is not being developed.
Также известно устройство для освоения и интенсификации нефтегазовых притоков пласта (патент RU на полезную модель № 117501, МПК E21B 43/25, опубл. в бюл. № 18. от 27.06.2012 г.), содержащее верхний пакер, установленный выше пласта, расположенный ниже пакера и связанный с колонной насосно-компрессорных труб полый корпус с выполненными в нем осевым и верхним и нижним радиальным каналами, установленный в полом корпусе струйный насос вставного исполнения, канал для осуществления подачи рабочей жидкости из затрубья в сопло струйного насоса через нижний радиальный канал снизу вверх, причем ниже радиальных каналов корпуса и ниже пласта установлен дополнительный пакер, разобщающий внутрискважинное пространство, при этом канал для осуществления подачи рабочей жидкости из затрубья выполнен в виде патрубка, охватывающего полый корпус и заглушенного снизу, а нижний пакер зафиксирован снаружи устройства.It is also known a device for the development and intensification of oil and gas tributaries of the formation (RU patent for utility model No. 117501, IPC E21B 43/25, published in Bulletin No. 18. dated June 27, 2012) containing an upper packer installed above the formation located below the packer and the hollow body connected to the tubing string with axial and upper and lower radial channels made therein, a plug-in jet pump installed in the hollow body, a channel for supplying the working fluid from the annulus to the jet pump nozzle through the lower flax channel upwards and below the radial housing channels and below the reservoir an additional packer uncoupling downhole space, the passage for supplying the working fluid from the annulus formed as a sleeve covering the hollow body and muffled bottom, and the lower packer is fixed outside the apparatus.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, низкая эффективность работы при освоении скважин с низкопроницаемыми пластами из-за невозможности многократного повторения процессов освоения и обработки без извлечения устройства из скважины;- firstly, low work efficiency in the development of wells with low permeability formations due to the impossibility of multiple repetition of the development and processing processes without removing the device from the well;
- во-вторых, низкая надежность работы, связанная с тем, что при освоении жидкость, извлекаемая из скважины, содержит частицы шлама, который в процессе подъема оседает на поверхности деталей, например, конструкция содержит шайбу, которая перебрасывается к другому каналу, перекрывая его и одновременно открывая перекрытый ранее канал. Так при прохождении через этот канал осваиваемой жидкости шлам оседает на внутренней поверхности детали, что исключает переброску шайбы от одного канала к другому и ведет к отказу устройства в работе;- secondly, low reliability associated with the fact that during the development of the fluid extracted from the well, contains particles of sludge, which in the process of lifting settles on the surface of the parts, for example, the structure contains a washer that is transferred to another channel, blocking it and simultaneously opening a previously blocked channel. So, when passing through this channel of recoverable liquid, the sludge settles on the inner surface of the part, which eliminates the transfer of the washer from one channel to another and leads to the failure of the device in operation;
- в-третьих, низкое качество освоения, обусловленное нерегулируемым процессом работы струйного насоса. Это обусловлено тем, что при снижении уровня жидкости в пространстве между двумя пакерами ниже входа в струйный насос осваиваемая скважинная жидкость перестает поступать из подпакерного пространства в камеру всасывания струйного насоса. В результате рабочая жидкость циркулирует через струйный насос вхолостую, а скважина не осваивается. Освоение скважины начинается после восстановления уровня осваиваемой скважинной жидкости до входа в струйный насос.- thirdly, the low quality of development, due to the unregulated process of the jet pump. This is due to the fact that when the liquid level in the space between the two packers decreases below the entrance to the jet pump, the well being mastered stops flowing from the sub-packer space into the suction chamber of the jet pump. As a result, the working fluid circulates through the jet pump idle, and the well is not being developed. Well development begins after the recovery of the level of mastered well fluid before entering the jet pump.
Наиболее близким по технической сущности является устройство для обработки и освоения скважины (патент RU № 2023146, МПК E21B 43/25, опубл. 15.11.1994 г.), включающее цилиндр в виде набора переводников с входным каналом, установленный в нем струйный насос и пакер, размещенный на цилиндре и разделяющий затрубное и подпакерное пространства скважины, при этом в струйном насосе выполнены радиальные каналы, а эжектор - подпружиненным и установлен с возможностью осевого перемещения, при этом устройство снабжено забойным шламоотделителем и отстойником шлама, расположенными в нижней части цилиндра под струйным насосом.The closest in technical essence is a device for processing and well development (patent RU No. 2023146, IPC E21B 43/25, publ. 11/15/1994), including a cylinder in the form of a set of sub with an input channel, an installed jet pump and a packer placed on the cylinder and separating the annulus and under-packer space of the well, while in the jet pump radial channels are made, and the ejector is spring loaded and mounted with the possibility of axial movement, while the device is equipped with a downhole sludge separator and sludge settler, located at the bottom of the cylinder under the jet pump.
Недостатками данного устройства являются:The disadvantages of this device are:
- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей и металлоемкость, в частности цилиндр, выполнен в виде набора переводников с радиальными каналами;- firstly, the complexity of the design, due to the large number of nodes and parts and metal consumption, in particular the cylinder, is made in the form of a set of sub with radial channels;
- во-вторых, низкая эффективность работы при освоении низкопроницаемых пластов из-за невозможности многократного повторения процессов обработки и освоения без извлечения устройства из скважины;- secondly, low work efficiency in the development of low permeability formations due to the impossibility of multiple repetition of the processes of processing and development without removing the device from the well;
- в-третьих, низкая надежность работы, связанная с тем, что устройство засоряется шламом и не позволяет провести промывку подпакерного пространства скважины в процессе освоения. Это обусловлено тем, что в процессе освоения шлам вместе с осваиваемой жидкостью через фильтровые отверстия попадает внутрь цилиндра и благодаря шламоотелителю попадет в отстойник шлама, где и оседает шлам, а осваиваемая жидкость попадает на прием струйного насоса. В процессе освоения уровень шлама в цилиндре поднимается и забивает канал внутреннего цилиндра забойного шламоотделителя. В результате перекрывается доступ осваиваемой жидкости в струйный насос, что приводит к отказу устройства в освоении скважины;- thirdly, low reliability associated with the fact that the device is clogged with sludge and does not allow flushing of the under-packer space of the well during development. This is due to the fact that during the development of the sludge, along with the liquid being absorbed, it enters the cylinder through the filter holes and, thanks to the sludge trap, it enters the sludge settler, where the sludge settles, and the liquid that is being collected falls into the jet pump. In the process of development, the level of sludge in the cylinder rises and clogs the channel of the inner cylinder of the bottomhole sludge separator. As a result, the access of the fluid being acquired to the jet pump is blocked, which leads to the failure of the device in well development;
- в-четвертых, низкое качество освоения, обусловленное нерегулируемым процессом работы струйного насоса. Это обусловлено тем, что при снижении уровня жидкости в процессе освоения в подпакерном пространстве ниже фильтровых отверстий осваиваемая жидкость перестает поступать из подпакерного пространства в камеру всасывания струйного насоса. В результате рабочая жидкость циркулирует через струйный насос вхолостую, а скважина не осваивается.- fourthly, the low quality of development, due to the unregulated process of the jet pump. This is due to the fact that when the liquid level decreases during the development in the sub-packer space below the filter openings, the liquid being absorbed ceases to flow from the sub-packer space into the suction chamber of the jet pump. As a result, the working fluid circulates through the jet pump idle, and the well is not being developed.
Технической задачей изобретения является упрощение конструкции устройства и снижение металлоемкости, а также повышение эффективности и надежности работы устройства и повышение качества освоения скважины.An object of the invention is to simplify the design of the device and reduce metal consumption, as well as improving the efficiency and reliability of the device and improving the quality of well development.
Поставленная задача решается устройством для обработки и освоения скважины, включающим цилиндр с входным каналом, установленный в цилиндре струйный насос с радиальным каналом и пакер, размещенный на цилиндре, разделяющий затрубное и подпакерное пространства скважины.The problem is solved by a device for processing and developing a well, including a cylinder with an inlet channel, a jet pump with a radial channel installed in the cylinder and a packer placed on the cylinder separating the annular and sub-packer spaces of the well.
Новым является то, что струйный насос выполнен вставным и спущен в скважину на колонне труб, при этом вставной струйный насос оснащен входным каналом, сообщающимся с подпакерным пространством скважины, причем вставной струйный насос снизу оснащен зубцами, а цилиндр снизу снабжен жесткозакрепленной втулкой с боковыми отверстиями, при этом во втулке размещен подпружиненный тарельчатый клапан, а жесткость пружины тарельчатого клапана регулируется заворотом - отворотом гайки, навернутой на нижний конец втулки, при этом вставной струйный насос имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра при взаимодействии зубцов струйного насоса с верхним торцом подпружиненного тарельчатого клапана с сжатием пружины и перемещением вниз тарельчатого клапана с открытием боковых отверстий втулки при обработке скважины и герметичного закрытия боковых отверстий втулки подпружиненным тарельчатым клапаном при освоении скважины, причем цилиндр сверху оснащен конусной поверхностью, сужающейся сверху вниз для ввода вставного струйного насоса в цилиндр, при этом на цилиндре под пакером установлен датчик напора жидкости в подпакерном пространстве скважины с возможностью включения и отключения насоса, размещенного на устье скважины и приводящего в действие струйный насос путем подачи рабочей жидкости.What is new is that the jet pump is plug-in and lowered into the well on the pipe string, while the plug-in jet pump is equipped with an inlet channel in communication with the under-packer space of the well, the plug-in jet pump being equipped with teeth from below, and a cylinder with a fixed sleeve with side openings at the bottom, at the same time, a spring-loaded poppet valve is placed in the sleeve, and the stiffness of the spring of the poppet valve is controlled by inversion - by turning the nut screwed onto the lower end of the sleeve, while the plug-in jet The sos has the possibility of limited axial movement downward relative to the cylinder during the interaction of the teeth of the jet pump with the upper end of the spring-loaded poppet valve with compression of the spring and the displacement of the poppet valve with the opening of the side holes of the sleeve during well treatment and the tight closing of the side holes of the sleeve with a spring-loaded poppet valve when developing the well, the cylinder on top is equipped with a conical surface, tapering from top to bottom to enter the insertion jet pump into the cylinder, etc. and on the cylinder below the packer, a fluid pressure sensor is installed in the under-packer space of the well with the ability to turn on and off the pump located at the wellhead and driving the jet pump by supplying the working fluid.
На фиг. 1 схематично изображено устройство при обработке скважины.In FIG. 1 schematically shows a device during processing of a well.
На фиг. 2 схематично изображено устройство при освоении скважины.In FIG. 2 schematically shows a device during well development.
На фиг. 3 схематично изображена развертка зубцов струйного насоса.In FIG. 3 schematically depicts a reaming of the teeth of a jet pump.
Устройство для обработки и освоения скважины включает цилиндр 1 с входным каналом 2. В цилиндре 1 установлен струйный насос 3 с радиальным каналом 4 и пакер 5, размещенный на цилиндре 1. Пакер 5 разделяет затрубное 6 и подпакерное 7 пространства скважины 8. В качестве пакера 5 используют любой известный пакер, позволяющий герметично разделить ствол скважины 8.A device for processing and developing a well includes a
Струйный насос 3 спущен в скважину 8 на колонне труб 9.The
Струйный насос 3 выполнен вставным оснащен входным каналом 10 сообщающимся с подпакерным пространством 7 скважины 8.The
Струйный насос 3 снизу оснащен зубцами 11. Цилиндр 1 снизу снабжен жесткозакрепленной втулкой 12 с боковыми отверстиями 13.The
Во втулке 12 размещен подпружиненный пружиной 14 тарельчатый клапан 15.In the
Жесткость пружины 14 тарельчатого клапана 15 регулируется заворотом-отворотом гайки 16, навернутой по резьбе 17 на нижний конец втулки 12.The stiffness of the
Струйный насос 3 в рабочем положении имеет возможность ограниченного осевого перемещения вниз относительно цилиндра 1 при взаимодействии зубцов 11 струйного насоса 3 с верхним торцом подпружиненного тарельчатого клапана 15 с сжатием пружины 14 и перемещением вниз тарельчатого клапана 15 с открытием боковых отверстий 13 втулки 12 при обработке скважины 8, а также герметичного закрытия боковых отверстий 13 втулки 12 подпружиненным тарельчатым клапаном 15 при освоении скважины 8.The
Цилиндр 1 сверху оснащен конусной поверхностью 18, сужающейся сверху вниз для ввода вставного струйного насоса 3 в цилиндр 1.The
На цилиндре 1 под пакером 5 установлен датчик напора 19 жидкости в подпакерном пространстве 7 с возможностью включения и отключения поршневого насоса (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), размещенного на устье скважины 8 (см. фиг. 1 и 2) и приводящего в действие струйный насос 3 путем подачи рабочей жидкости, например сточной воды плотностью 1100 кг/м3.On the
Сопрягаемые поверхности деталей снабжены уплотнительными кольцами, на фиг. 1, 2 и 3 показаны условно.The mating surfaces of the parts are provided with o-rings, in FIG. 1, 2 and 3 are shown conditionally.
Устройство работает следующим образом.The device operates as follows.
Перед спуском устройства в скважину 8 на лабораторном стенде регулируют жесткость пружины 14 (см. фиг. 1 и 2) тарельчатого клапана 15 в зависимости от глубины спуска вставного струйного насоса 3 в скважину 8 так, чтобы при освоении скважины через струйный насос 3 столб рабочей жидкости, циркулирующей в скважине 8, не передавливал тарельчатый клапан 15 вниз и боковые отверстия 13 втулки 12 были герметично закрыты.Before the device is lowered into the
Например, при спуске струйного насоса 3 на глубину 800 м давление открытия подпружиненного тарельчатого клапана 15 должно быть:For example, when lowering the
где, Р - давление открытия подпружиненного тарельчатого клапана 15, МПа,where, P is the opening pressure of the spring-loaded
ρ - плотность рабочей жидкости, кг/м3,ρ is the density of the working fluid, kg / m 3 ,
g - ускорение свободного падения, м/с2,g is the acceleration of gravity, m / s 2 ,
Н - глубина спуска вставного струйного насоса 3, мN - depth of descent of the plug-in
k - коэффициент запаса, получен опытным путем и учитывает повышение давления в затрубном пространстве 6 скважины 8 при циркуляции рабочей жидкости и равен 1,1-1,3, примем k=1,2k is the safety factor, obtained experimentally and takes into account the increase in pressure in the
Подставляя в формулу 1 числовые значения, получаем:Substituting numerical values in
Р=1,2 (1100 кг/м3·9,8 м/с2·800 м)=10,28·106 Па=10,28 МПа.P = 1.2 (1100 kg / m 3 · 9.8 m / s 2 · 800 m) = 10.28 · 10 6 Pa = 10.28 MPa.
Таким образом, на лабораторном стенде путем заворота и/или отворота гайки 16 по резьбе 17, выполненной на нижнем конце втулки 12, регулируют жесткость пружины так, чтобы в процессе работы устройства подпружиненный тарельчатый клапан 15 сохранял герметичность боковых отверстий 13 втулки 12 при давлении не ниже 10,28 МПа.Thus, on the laboratory bench by tightening and / or turning the
Монтируют в скважине 8 устройство. Для этого в скважину 8, например, на технологической колонне труб с гидравлическим разъединителем (на фиг. 1, 2 и 3 не показано) спускают цилиндр 1 (см. фиг. 1) с пакером 5.Mount in the
Производят посадку пакера 5 в скважине 8, после чего приводят в действие гидравлический разъединитель и производят разъединение технологической колонны труб от цилиндра 1. Извлекают из скважины технологическую колонну труб с разъединителем.The
Далее спускают в скважину 8 вставной струйный насос 3 на колонне труб 9, при этом благодаря конусной поверхности 18 цилиндра 1, сужающейся сверху вниз, вставной струйный насос 3 направляется внутрь цилиндра 1.Next, the plug-in
Перемещают вставной струйный насос 3 вниз относительно неподвижного цилиндра вниз относительно цилиндра 1 и производят взаимодействие зубцов 11 струйного насоса 3 с верхним торцом подпружиненного тарельчатого клапана 15 с сжатием пружины 14 и перемещением вниз тарельчатого клапана 15 с открытием боковых отверстий 13 втулки 12. Например, сжатие пружины 14 и перемещение вниз тарельчатого клапана 15 с открытием боковых отверстий 13 втулки 12 производят при нагрузке p, (H) большей давления открытия клапана, т.е.The
где p - усилие необходимое для открытия подпружиненного тарельчатого клапана 15, кНwhere p is the force required to open the spring-loaded
P - давление открытия подпружиненного тарельчатого клапана 15, МПа,P - opening pressure of the spring-loaded
S - площадь поперечного сечения подпружиненного тарельчатого клапана, например, при диаметре d (м), подпружиненного тарельчатого клапана 15:S is the cross-sectional area of the spring-loaded poppet valve, for example, with a diameter d (m) of the spring-loaded poppet valve 15:
d = 100 мм = 0,1 м.d = 100 mm = 0.1 m.
Тогда, подставляя в формулу 2 числовые значения, получим:Then, substituting numerical values in
p>10,280 МПа · (3,14·(0,1 м)2/4)=80,7·103Н=8,07 т.p> 10,280 MPa · (3.14 · (0.1 m) 2/4) = 80.7 x 10 3 N = 8.07 m.
Таким образом, производят разгрузку колонны труб 9 на подпружиненный тарельчатый клапан 15 с усилием не менее 8,07 т, например собственный вес колонны труб 9 со вставным струйным насосом 3 составляет 120·103Н=12 т, тогда производят разгрузку колонны труб 9 со вставным струйным насосом 3 на конце на подпружиненный тарельчатый клапан 15 на 85·103Н=8,5 т, т.е. до снижения показаний на индикаторе веса (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), установленном на устье скважины 8 (см. фиг. 1), до 85·103Н=3,5 т. В результате открываются боковые отверстия 13 втулки 12, а колонна труб 9 со вставным струйным насосом 3 перемещается на расстояние h, например, равное 0,5 м.Thus, the
Затем приступают к обработке скважины 8.Then proceed to the processing of the
Для этого по колонне труб 9 при закрытой задвижке (на фиг. 1, 2, 3 не показано) на затрубном пространстве 6 (см. фиг. 1) устья скважины 8 производят закачку и продавку 15%-водного раствора соляной кислоты, например в объеме 4 м3, через вставной струйный насос 3 и далее через его каналы 20 между зубцами 11 (см. фиг. 1 и 3) и открытые боковые отверстия 13 втулки 12 в подпакерное пространство 7 и далее через перфорационные отверстия 21 в низкопроницаемый пласт 22. Оставляют скважину на реакцию кислотного раствора, например, в течение 12 ч.To do this, along the
По окончании 4 ч производят герметичное закрытие боковых отверстий 13 втулки 12 подпружиненным тарельчатым клапаном 15.At the end of 4 hours, the
Для этого приподнимают колонну труб 9 с вставным струйным насосом 3 на конце до набора собственного веса, как отмечено выше: 120·103Н=12 т, при этом пружина 14 подпружиненного тарельчатого клапана 15 разжимается и подпружиненный тарельчатый клапан 15 герметично закрывает боковые отверстия 13 втулки 12, а зубцы 11 вставного струйного насоса 3 располагаются напротив радиального отверстия 2 цилиндра 1 сообщая вставной струйный насос 3 с затрубным пространством 6 скважины 1.To do this, lift the
После этого открывают задвижку (на фиг. 1, 2, 3 не показано) на затрубном пространстве 6 (см. фиг. 2) на устье скважины 8 и производят закачку рабочей жидкости, например из автоцистерны с помощью поршневого насоса (на фиг. 1, 2 и 3 не показано), установленного на устье скважины 8 (см. фиг. 2).After that, open the valve (in Fig. 1, 2, 3 not shown) in the annulus 6 (see Fig. 2) at the
В процессе освоения рабочая жидкость циркулирует по затрубному пространству 6 через вставной струйный насос 3, отбирая из подпакерного пространства 7 через входной канал 10 вставного струйного насоса 3 осваиваемую жидкость, которая попадает туда через перфорационные отверстия 21 низкопроницаемого пласта 22.In the process of development, the working fluid circulates through the
Из вставного струйного насоса 3 смешанная жидкость (рабочая жидкость + осваиваемая жидкость из низкопроницаемого пласта 22) поднимается по колонне труб 9 на устье скважины 8, где попадает в желобную емкость (на фиг. 1, 2 и 3 не показано).From the plug-in
Циркуляцию рабочей жидкости продолжают. Для этого рабочую жидкость из автоцистерны закачивают поршневым насосом в затрубное пространство 6 (см. фиг. 2) скважины 8. В процессе освоения скважины 8 в подпакерное пространство 7 и на забой скважины 8, а также в цилиндр 1 и во вставной струйный насос 3 возможно попадание и оседание шлама.The circulation of the working fluid continues. For this, the working fluid from the tanker is pumped by a piston pump into the annular space 6 (see Fig. 2) of the
Так при отложении шлама в цилиндре 1 и вставном струйном насосе 3 устройство позволяет произвести прямую или обратную промывку скважины 8, а наличие в конструкции устройства подпружиненного тарельчатого клапана 15 позволяет промыть подпакерное пространство 7 до забоя скважины 8 как в процессе обработки низкопроницаемого пласта 22, так и как самостоятельную технологическую операцию, путем разгрузки колонны труб 9 на подпружиненный тарельчатый клапан 15 с открытием боковых отверстий 13 втулки 12. Все это повышает надежность работы устройства и исключает отказ устройства в работе по причине отложения шлама.So, when the sludge is deposited in the
Освоение скважины продолжается до тех пор, пока в процессе освоения жидкость в подпакерном пространстве 7 не опустится ниже входного канала 10 цилиндра 1, при этом срабатывает датчик напора 19 жидкости, который подает сигнал на отключение поршневого насоса, расположенный на устье скважины 8 и подающий рабочую жидкость во вставной струйный насос 3. Это происходит при условии, когда объем отбора жидкости из подпакерного пространства 7 скважины 8 вставным струйным насосом 3 меньше объема жидкости, поступающей в подпакерное пространство 7 из низкопроницаемого пласта 22 через перфорационные отверстия 21.Well development continues until, during the development process, the liquid in the under-
Устройство отключается от освоения скважины 8 на время заполнения подпакерного пространства 7 скважины 8 жидкостью из низкопроницаемого пласта 22 через перфорационные отверстия 21. В результате уровень жидкости в подпакерном пространстве 7 поднимается и достигает определенного значения напора, датчик напора 19 жидкости подает сигнал на включение поршневого насоса, расположенного на устье скважины 8, при этом подача рабочей жидкости во вставной струйный насос 3 возобновляется и начинается освоение скважины 8.The device is disconnected from the development of the
Повышается качество освоения скважины, так как предлагаемое устройство позволяет регулировать процесс работы струйного насоса и исключить циркуляцию рабочей жидкости через струйный насос вхолостую, без освоения скважины. Регулирование процесса работы струйного насоса достигается за счет установки датчика напора 19 жидкости, который отключает привод (поршневой насос на устье скважины 8) вставного струйного насоса 3 при снижении уровня осваиваемой жидкости ниже входного канала 10 цилиндра 1 и включает привод вставного струйного насоса 3, когда напор жидкости в подпакерном пространстве 7 достигнет определенного значения для работы вставного струйного насоса 3 в режиме освоения скважины 8.The quality of well development increases, since the proposed device allows you to adjust the process of the jet pump and to exclude the circulation of the working fluid through the jet pump idle, without well development. The regulation of the operation of the jet pump is achieved by installing a
После проведения циркуляции в двух объемах скважины 8, например, в объеме 40 м3 освоение скважины прекращают. С помощью геофизических приборов производят запись кривой восстановления давления (КВД).After circulating in two volumes of
По результатам обработки кривой восстановления давления при недостаточном притоке жидкости из низкопроницаемого пласта 22 вновь повторяют процесс обработки и освоения скважины необходимое количество раз, например еще два раза, до достижения планируемого притока из низкопроницаемого пласта 22 скважины 8.According to the results of processing the pressure recovery curve with insufficient fluid inflow from the low-
Повышается эффективность работы устройства при освоении низкопроницаемого пласта за счет многократного чередования процессов по обработке скважины кислотным составом и освоению скважины.The efficiency of the device increases during the development of a low-permeable formation due to the repeated alternation of processes for treating the well with acid composition and well development.
Предлагаемое устройство благодаря выполнению струйного насоса вставным имеет простую конструкцию, при этом снижается количество узлов и деталей конструкции и как следствие снижается металлоемкость.The proposed device due to the implementation of the jet pump plug-in has a simple design, while reducing the number of nodes and structural parts and, as a consequence, reduces the metal consumption.
Также предлагаемое устройство для обработки и освоения скважины позволяет повысить эффективность и надежность работы устройства и повысить качество освоения скважины.Also, the proposed device for processing and well development can improve the efficiency and reliability of the device and improve the quality of well development.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015106496/03A RU2582144C1 (en) | 2015-02-25 | 2015-02-25 | Device for processing and well development |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015106496/03A RU2582144C1 (en) | 2015-02-25 | 2015-02-25 | Device for processing and well development |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2582144C1 true RU2582144C1 (en) | 2016-04-20 |
Family
ID=56195205
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015106496/03A RU2582144C1 (en) | 2015-02-25 | 2015-02-25 | Device for processing and well development |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2582144C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2810660C1 (en) * | 2023-06-15 | 2023-12-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulsed fluid injection and reservoir development |
Citations (6)
| 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 |
| RU2023146C1 (en) * | 1991-01-28 | 1994-11-15 | Государственное геологическое предприятие "Полтавнефтегазгеология" | Device for completion and treatment of well |
| RU2098617C1 (en) * | 1994-11-29 | 1997-12-10 | Николай Митрофанович Антоненко | Device for well completion and treatment of bottom-hole formation zone (versions) |
| RU2098616C1 (en) * | 1994-11-01 | 1997-12-10 | Сергей Григорьевич Просвиров | Device for treatment of bottom-hole formation zone and well completion |
| RU2211321C2 (en) * | 2001-03-06 | 2003-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" | Device for hydrodynamic stimulation of bottomhole zone |
| RU2494220C1 (en) * | 2012-04-10 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment and recovery of formation productivity |
-
2015
- 2015-02-25 RU RU2015106496/03A patent/RU2582144C1/en active
Patent Citations (6)
| 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 |
| RU2023146C1 (en) * | 1991-01-28 | 1994-11-15 | Государственное геологическое предприятие "Полтавнефтегазгеология" | Device for completion and treatment of well |
| RU2098616C1 (en) * | 1994-11-01 | 1997-12-10 | Сергей Григорьевич Просвиров | Device for treatment of bottom-hole formation zone and well completion |
| RU2098617C1 (en) * | 1994-11-29 | 1997-12-10 | Николай Митрофанович Антоненко | Device for well completion and treatment of bottom-hole formation zone (versions) |
| RU2211321C2 (en) * | 2001-03-06 | 2003-08-27 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-исследовательский и проектный институт нефти "КогалымНИПИнефть" | Device for hydrodynamic stimulation of bottomhole zone |
| RU2494220C1 (en) * | 2012-04-10 | 2013-09-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for treatment and recovery of formation productivity |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2814516C1 (en) * | 2022-12-26 | 2024-02-29 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and device for flushing well, treating formation and completing a well in one tripping operation |
| RU2810660C1 (en) * | 2023-06-15 | 2023-12-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Device for pulsed fluid injection and reservoir development |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2341692C1 (en) | Well jet facility for hydro-break-up of reservoir and reserch of horizontal wells and method of this facility employment | |
| EA004564B1 (en) | Well jet device | |
| RU2495998C2 (en) | Method of hydraulic impact treatment of bottom-hole formation zone and well development and ejection device for its implementation (versions) | |
| US5055002A (en) | Downhole pump with retrievable nozzle assembly | |
| US10337296B2 (en) | Gas lift assembly | |
| RU2342519C2 (en) | Method of supply of liquid and solid reagents and device for its implementation | |
| RU2415253C1 (en) | Immersed pump with cleaned in well filter | |
| RU2582144C1 (en) | Device for processing and well development | |
| RU2291291C1 (en) | Well separator | |
| RU2334871C1 (en) | Device for completion, treatment and exploration of wells | |
| RU2329410C1 (en) | "эмпи-угис-(31-40)д" deep-well jet pump unit | |
| WO2008066412A1 (en) | Well jet device logging and testing horizontal wells | |
| RU2321731C2 (en) | Oil field development method (variants) | |
| RU140103U1 (en) | START-UP COUPLING WITH VALVE | |
| RU2483211C1 (en) | Plant for borehole separation of water-gas-oil mixture from water | |
| RU115402U1 (en) | DEVICE FOR PULSE LIQUID PUMPING INTO THE LAYER | |
| RU2471966C1 (en) | Well cleaning and operation device | |
| RU8405U1 (en) | IMPLOSION WELL CLEANING DEVICE | |
| RU2584254C1 (en) | Device for well development and affecting bottomhole formation zone | |
| RU2821866C1 (en) | Device for cyclic fluid injection and formation development | |
| RU57340U1 (en) | EMERGENCY PIPE RINSING DEVICE | |
| TW201634807A (en) | Device and method for evacuating liquids accumulated in a well | |
| RU2516313C2 (en) | Device for reservoir fluid removal from gas well | |
| RU2810660C1 (en) | Device for pulsed fluid injection and reservoir development | |
| RU2546204C1 (en) | Starter clutch with valve |