RU2685366C1 - Well bottomhole zone treatment method - Google Patents

Well bottomhole zone treatment method Download PDF

Info

Publication number
RU2685366C1
RU2685366C1 RU2018123424A RU2018123424A RU2685366C1 RU 2685366 C1 RU2685366 C1 RU 2685366C1 RU 2018123424 A RU2018123424 A RU 2018123424A RU 2018123424 A RU2018123424 A RU 2018123424A RU 2685366 C1 RU2685366 C1 RU 2685366C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
sleeve
pipe
injection
perforated
string
Prior art date
Application number
RU2018123424A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Екатерина Алексеевна Андаева
Данис Задитович Кадыров
Владимир Николаевич Калинников
Original Assignee
Публичное 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 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2018123424A priority Critical patent/RU2685366C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2685366C1 publication Critical patent/RU2685366C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B28/00—Vibration generating arrangements for boreholes or wells, e.g. for stimulating production
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/003—Vibrating earth formations
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/25—Methods for stimulating production

Landscapes

  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Feeding, Discharge, Calcimining, Fusing, And Gas-Generation Devices (AREA)
  • Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.SUBSTANCE: method for treatment of bottomhole zone involves lowering of pipe string equipped with packer, device for pulse pumping of liquid, destructible valve, perforated branch pipe with bushing inside and locking ring above breakable valve, in interval of formation perforation. Also, this method comprises the solvent injection through the pipes string in the continuous mode with a flat packer, well with solvent technological exposure, four cycles of the process fluid injection into the reservoir through the pipes string and the well annular space, the solvent and the reaction products washing out by backwashing. For the fluid pulsed injection by the pipe string raising, installing the fluid impulsive injection device opposite the formation bottom and a packer is fitted. Then moving the bushing down relative to the perforated branch pipe and sealing the perforated pipe holes. Excess pressure of process fluid is used to cut the destructible valve, pumping of 10–15 % aqueous solution of hydrochloric acid into the bed is performed in pulsed mode, and pulsed treatment is performed with this solution. Further, process holding is performed for reaction and extraction of reaction products by swabbing. Novelty is that sealing of holes of perforated branch pipe is carried out by moving sleeve down to stop in stop ring of this branch pipe. Sleeve is installed between the branch pipe and the bushing and fixed on the branch pipe and on the bushing by shear screws. Note here that shear strength of shear bolt securing the sleeve on the branch pipe is less than the shear strength of such screw fixing the sleeve on the sleeve. Sleeve is moved down to outlet of cartridge case by creation of hydraulic pressure in pipe string after discharge into ball tube string. Ball closes bore of sleeve. From the bottom end of the bushing there are radial slots for passage of 10–15 % aqueous solution of hydrochloric acid from the cavity of the case into the device for pulse pumping of liquid.EFFECT: reduced time for treatment of the formation of the well due to reduced duration of preparation of the process of pumping hydrochloric acid solution into the formation in pulse mode.1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - снижении времени на обработку пласта скважины за счет снижения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме. Способ обработки призабойной зоны скважины включает спуск колонны труб, оснащенного пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри и стопорным кольцом над разрушаемым клапаном, в интервал перфорации пласта. Также данный способ включает закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой. Для импульсной закачки жидкости, поднятием колонны труб, устанавливают устройство для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта и производят посадку пакера. Затем перемещают втулку вниз относительно перфорированного патрубка и герметизируют отверстия перфорированного патрубка. Избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этим раствором. Далее выполняют технологическую выдержку для реагирования и извлечения продуктов реакции свабированием. Новым является то, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется перемещением гильзы вниз до упора в стопорное кольцо этого патрубка. Гильза установлена между патрубком и втулкой и зафиксирована на патрубке и на втулке срезными винтами. При этом прочность на срез срезного винта, фиксирующего гильзу на патрубке, выбрана меньше прочности на срез такого винта, фиксирующего гильзу на втулке. Втулку перемещают вниз до выхода из полости гильзы созданием гидравлического давления в колонне труб после сброса в колонну труб шарика. Шарик закрывает отверстие втулки. С нижнего торца втулки выполнены радиальные пазы для прохода 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты из полости гильзы в устройство для импульсной закачки жидкости.The invention relates to the oil industry. The technical result is to reduce the time for treatment of the reservoir wells by reducing the duration of the preparation process of the injection of hydrochloric acid solution into the reservoir in a pulsed mode. The method of processing the well bottom zone includes the descending of a pipe string equipped with a packer, a device for impulse injection of liquid, a destructible valve, a perforated branch pipe with a sleeve inside and a stop ring above the destructible valve, into the formation perforation interval. Also, this method involves pumping solvent through a string of pipes in a continuous mode with a non-set packer, technological exposure of a well with a solvent, four cycles of pumping process fluid into the formation through a string of pipes and annular space of the well, washing out the solvent and back reaction products. For pulsed injection of fluid, raising the column of pipes, install a device for pulsed injection of fluid opposite the bottom of the reservoir and produce a packer. Then move the sleeve down relative to the perforated pipe and seal the holes of the perforated pipe. The destructible valve is cut off with an overpressure of the process fluid, a 10-15% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped into the reservoir in a pulsed mode into the reservoir and is pulsed in with this solution. Next, perform technological exposure to react and extract the reaction products by swabbing. New is the fact that the sealing of the holes of the perforated nozzle is carried out by moving the sleeve down to the stop in the locking ring of this nozzle. The sleeve is installed between the nozzle and the sleeve and fixed to the nozzle and the sleeve with shear screws. In this case, the shear strength of the shear screw fixing the sleeve on the nozzle is less than the shear strength of such a screw fixing the sleeve on the sleeve. The sleeve is moved down to the exit from the cavity of the sleeve by creating a hydraulic pressure in the pipe string after discharge into the pipe column of the ball. The ball closes the opening of the sleeve. From the lower end of the sleeve, radial grooves are made for the passage of a 10-15% aqueous solution of hydrochloric acid from the cavity of the sleeve to the device for pulsed injection of fluid.

Известен способ кислотной обработки пласта [1], включающий выделение в обрабатываемом пласте зон различной проницаемости, закачку порции раствора соляной кислоты в зону более высокой проницаемости, последующую продавку в эту же зону вязкой жидкости на основе нефти порцией раствора соляной кислоты с поверхностно-активным веществом - ПАВ, продавку раствора соляной кислоты с ПАВ скважинной жидкостью в циклическом режиме в зону менее высокой проницаемости и вынос отреагировавшей соляной кислоты из скважины на последнем цикле, при этом концентрацию раствора соляной кислоты на каждом этапе ее применения уменьшают. Недостатками данного способа являются низкая эффективность обработки пласта раствором соляной кислоты в сильно закольматированной призабойной зоне скважины, так как не производится предварительная обработка призабойной зоны.There is a method of acid treatment of the reservoir [1], including the allocation in the treated reservoir zones of different permeability, injection of a portion of a solution of hydrochloric acid into a zone of higher permeability, subsequent displacement in the same zone of a viscous liquid based on oil with a portion of hydrochloric acid solution with a surfactant Surfactant, pushing a solution of hydrochloric acid with surfactant borehole fluid in cyclic mode in the zone of less high permeability and removal of the reacted hydrochloric acid from the well on the last cycle, with the end The concentration of hydrochloric acid solution at each stage of its application is reduced. The disadvantages of this method are the low efficiency of the formation treatment with a solution of hydrochloric acid in a highly kolmatny wellbore zone, since the wellbore zone is not pre-treated.

Наиболее близким к заявляемому является способ обработки призабойной зоны скважины [2], включающий спуск колонны труб, оснащенного пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри и стопорным кольцом над разрушаемым клапаном, в интервал перфорации пласта, закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой, установка поднятием колонны труб устройства для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта, посадку пакера, перемещение вниз втулки относительно перфорированного патрубка, герметизацию отверстий перфорированного патрубка, избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этим раствором, выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием. В прототипе втулку, расположенную внутри перфорированного патрубка, спускают вниз для закрытия отверстий этого патрубка с помощью сбивного инструмента, например двух насосно-компрессорных труб с наружным выступом. Сбивной инструмент спускают на геофизическом кабеле. Под действием сбивного инструмента на втулку, срезается срезной винт и втулка перемещается вниз под весом сбивного инструмента. В конце перемещения втулка фиксируется стопорным кольцом перфорированного патрубка и закрывает отверстия этого патрубка, чтобы раствор соляной кислоты по полости колонны труб поступал в устройство для закачки жидкости в импульсном режиме. Спуск и подъем сбивного инструмента требует специальной лебедки для геофизического кабеля и отнимает значительную часть времени на проведение обработки пласта скважины.The closest to the claimed method is the processing of the well bottom zone [2], including the descent of a tubing string equipped with a packer, a device for pulsed injection of fluid, destructible valve, a perforated branch pipe with a sleeve inside and a locking ring above the destructible valve, in the perforation interval of the reservoir, solvent injection on a string of pipes in a continuous mode when the packer is not planted, technological holding of a well with a solvent, four cycles of injection of process fluid into the formation through a string of pipes and annular space of the well, washing out the solvent and reaction products by backwashing, installing a device for impulsive injection of a liquid to the bottom of the formation, raising the packer, moving the sleeve downward relative to the perforated nipple, sealing the perforated nipple openings, overpressure of the process liquid cuts off the destroyed valve, in a pulsed mode, a 10–15% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped into the reservoir mpulsnom mode with this solution operates to extract process response and recovery of the products produced by swabbing reaction. In the prototype, the sleeve located inside the perforated pipe is lowered down to close the holes of this pipe using a whipped tool, for example, two tubing pipes with an outer lug. Collapsed instrument descend on the geophysical cable. Under the action of the whipped tool on the sleeve, the shear screw is cut and the sleeve moves down under the weight of the whipped tool. At the end of the movement, the sleeve is fixed with a retaining ring of the perforated pipe and closes the openings of this pipe so that the hydrochloric acid solution through the cavity of the pipe string enters the device for pumping fluid in a pulsed mode. Descent and ascent of a whipped tool requires a special winch for a geophysical cable and takes a significant portion of time to conduct well treatment.

Задачей изобретения является сокращение времени на осуществление способа обработки пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.The objective of the invention is to reduce the time to implement the method of treatment of the reservoir wells by reducing the duration of the preparation process of the injection of hydrochloric acid solution into the reservoir in a pulsed mode.

Поставленная задача решается тем, что в способе обработки призабойной зоны скважины, включающем спуск колонны труб, оснащенного пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком со втулкой внутри и стопорным кольцом над разрушаемым клапаном, в интервал перфорации пласта, закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при не посаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой, установка поднятием колонны труб устройства для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта, посадку пакера, перемещение вниз втулки относительно перфорированного патрубка, герметизацию отверстий перфорированного патрубка, избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этим раствором, выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием, новым является то, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется перемещением гильзы вниз до упора в стопорное кольцо этого патрубка, причем гильза установлена между перфорированным патрубком и втулкой и зафиксирована на этом патрубке и на втулке срезными винтами, при этом прочность на срез срезного винта, фиксирующего гильзу на перфорированном патрубке, выбрана меньше прочности на срез такого винта, фиксирующего гильзу на втулке, причем втулку перемещают вниз до выхода из полости гильзы созданием гидравлического давления в колонне труб после сброса в колонну труб шарика, который закрывает отверстие втулки, причем с нижнего торца втулки выполнены радиальные пазы для прохода 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты из полости гильзы в устройство для импульсной закачки жидкости.The task is solved by the fact that in the method of processing the well bottom-hole zone, including the descent of a pipe string, equipped with a packer, a device for pulse injection of liquid, destructible valve, perforated pipe with sleeve inside and stop ring over the destructible valve, the interval of perforation of the reservoir, solvent injection a string of pipes in a continuous mode with no packer planted, technological holding of a well with a solvent, four cycles of injection of process fluid into the reservoir through a string of pipes and annular space of the well, washing out the solvent and reaction products by backwashing, installing a device for impulsive injection of liquid upstream of the reservoir, setting the packer, moving the sleeve downward relative to the perforated nipple, sealing the perforated nipple holes, overpressure the process fluid and cutting off the collapsible valve along the column tubes in a pulsed mode, inject a 10-15% aqueous solution of hydrochloric acid into the reservoir and push them into Pulse mode with this solution, perform technological exposure to react and produce reaction products swabbing, new is that the perforated nipple holes are sealed by moving the sleeve down to the stop into the snap ring of this nipple, and the sleeve is installed between the perforated nipple and the sleeve and fixed on it the socket and the sleeve with shear screws, while the shear screw cut resistance fixing the sleeve on the perforated socket is chosen less than Precision to cut such a screw fixing the sleeve on the sleeve, the sleeve moving down to the sleeve cavity by creating a hydraulic pressure in the pipe string after dropping the ball into the pipe string that closes the hole of the sleeve, and from the bottom of the sleeve 10 15% aqueous solution of hydrochloric acid from the cavity of the sleeve in the device for pulsed injection of fluid.

На фиг. 1 схематично изображен способ обработки пласта в скважине в процессе очистки и промывки призабойной зоны скважины. На фиг. 2 схематично изображен процесс закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.FIG. 1 shows a schematic representation of a method for treating a formation in a well during the cleaning and flushing of the well bottom zone. FIG. 2 schematically shows the process of pumping a solution of hydrochloric acid into the reservoir in a pulsed mode.

Способ обработки призабойной зоны скважины 1 включает спуск колонны труб 2, оснащенного пакером 3, устройством 4 для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном 5, перфорированным патрубком 6 со втулкой 7 внутри и стопорным кольцом 8 над разрушаемым клапаном 5, в интервал перфорации 9 пласта 10. Также данный способ включает закачку растворителя по колонне труб 2 в непрерывном режиме при не посаженном пакере 3, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт 10 через колонну труб 2 и межколонное пространство 11 скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой. В качестве растворителя могут быть применены Нефрас-С 150/200 по ТУ 38.40125-82 или Нефрас-Ар 120/200 по ТУ 38.101809-80. В качестве технологической жидкости применяют пресную воду плотностью 1000 кг/м3 с добавлением 1% поверхностно-активного вещества типа МЛ-81Б. Для импульсной закачки жидкости, поднятием колонны труб 2, устанавливают устройство 4 для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта и производят посадку пакера 3. Затем перемещают втулку 7 вниз относительно перфорированного патрубка 6, герметизируют отверстия 12 перфорированного патрубка 6. Избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан 5, по колонне труб 2 в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этим раствором. Разрушаемый клапан 5 выполнен в виде мембраны или из резинового листа. В качестве устройства 4 для импульсной закачки жидкости может быть применено устройство для импульсной закачки жидкости в пласт, описанное в патенте на изобретение RU №2241825, МПК Е21В 43/18, опубл. 10.12.2004 г. Далее выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием. Герметизация отверстий 12 перфорированного патрубка 6 осуществляется перемещением гильзы 13 вниз до упора в стопорное кольцо 8 этого патрубка. Гильза 13 установлена между перфорированным патрубком 6 и втулкой 7 и зафиксирована на этом патрубке и на втулке 7 срезными винтами. При этом прочность на срез срезного винта 14, фиксирующего гильзу 13 на перфорированном патрубке 6, выбрана меньше прочности на срез такого винта 15, фиксирующего гильзу 13 на втулке 7. Втулку 7 перемещают вниз до выхода из полости гильзы 13 созданием гидравлического давления в колонне труб 2 после сброса в колонну труб шарика 16. Шарик закрывает отверстие 17 втулки 7. Из-за этого на втулку 7 действует давление жидкости и эта втулка вместе с гильзой 13 начинают перемещаться вниз, срезав срезной винт 14. При перемещении вниз втулка 7 и гильза 13 находятся вместе, так как зафиксированны срезным винтом 15, у которого прочность на срез больше прочности на срез срезного винта 14. После достижения гильзой 13 стопорного кольца 8, срезается срезной винт 15 и втулка 7 продолжает перемещаться вниз одна без гильзы 13. Гильза закрывает отверстия 12 перфорированного патрубка 6. Втулка 7 выходит вниз из полости гильзы и упирается на края разрушенного клапана 5 (фиг. 2). С нижнего торца втулки 7 выполнены радиальные пазы 18 для прохода 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты из полости гильзы 13 в устройство 4 для импульсной закачки жидкости. С этого устройства 4 раствор соляной кислоты в импульсном режиме закачивается в пласт.The method of processing the bottomhole zone of the well 1 includes the descent of the pipe string 2, equipped with a packer 3, a device 4 for impulse injection of liquid, destructible valve 5, a perforated pipe 6 with a sleeve 7 inside and a retaining ring 8 above the destructible valve 5, in the perforation interval 9 of the formation 10. This method also includes the injection of a solvent through a string of pipes 2 in a continuous mode with a packer 3 not seated, a technological holding of a well with a solvent, four cycles of injection of process fluid into the formation 10 through a string of pipes 2 and annular space 11 of the well, leaching of the solvent and the reaction products by backwashing. Nefras-C 150/200 according to TU 38.40125-82 or Nefras-Ar 120/200 according to TU 38.101809-80 can be used as a solvent. Fresh water with a density of 1000 kg / m3 with the addition of 1% surfactant type ML-81B is used as a process fluid. For impulsive injection of fluid, lifting the column of pipes 2, install the device 4 for impulsive injection of fluid against the bottom of the reservoir and fit the packer 3. Then move the sleeve 7 downward relative to the perforated pipe 6, seal the holes 12 of the perforated pipe 6. Under pressure of the process liquid cut the valve to be destroyed 5, in a column of pipes 2 in a pulsed mode, a 10–15% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped into the reservoir and pulsed in with this solution. Destructible valve 5 is made in the form of a membrane or from a rubber sheet. As a device 4 for pulsed injection of fluid, a device for impulsive injection of fluid into a formation described in the patent for invention RU No. 22,21825, IPC EV 43/18, publ. December 10, 2004. Next, process shutter speed is performed to react and the reaction products are extracted by swabbing. Sealing the holes 12 of the perforated pipe 6 is carried out by moving the sleeve 13 down to the stop in the retaining ring 8 of this pipe. The sleeve 13 is installed between the perforated pipe 6 and the sleeve 7 and is fixed on this pipe and on the sleeve 7 with shear screws. Moreover, the shear strength of the shear screw 14 fixing the sleeve 13 on the perforated nipple 6 is less than the shear strength of such a screw 15 fixing the sleeve 13 on the sleeve 7. The sleeve 7 is moved down to the exit of the cavity of the sleeve 13 by creating a hydraulic pressure in the pipe string 2 after dropping the ball 16 into the column. The ball closes the opening 17 of the sleeve 7. Because of this, the pressure of the fluid on the sleeve 7 and this sleeve together with the sleeve 13 begin to move down, cutting the shear screw 14. When moving down, the sleeve 7 and sleeve 13 are vm I, because they are fixed with a shear screw 15, which has cut resistance more than the shear screw 14. After the sleeve 13 reaches the locking ring 8, the shear screw 15 is cut off and the sleeve 7 continues to move down one without sleeve 13. The sleeve closes the perforated holes 12 pipe 6. Sleeve 7 goes down from the cavity of the sleeve and rests on the edges of the destroyed valve 5 (Fig. 2). From the lower end of the sleeve 7, radial grooves 18 are made for passage of a 10-15% aqueous solution of hydrochloric acid from the cavity of the sleeve 13 to the device 4 for pulsed injection of fluid. From this device 4, a solution of hydrochloric acid in a pulsed mode is pumped into the reservoir.

Применение предлагаемого способа позволяет сократить время на обработку пласта скважины. В предложенном способе закрытие отверстий перфорированного патрубка гильзой осуществляется давлением раствора соляной кислоты, который затем закачивается в пласт в импульсном режиме. В прототипе для закрытия отверстий перфорированного патрубка втулкой используется сбивной элемент, соединенный геофизическим кабелем и лебедкой. Спуск и подъем спускного элемента технологически сложны и отнимают значительную часть времени подготовки процесса импульсной закачки раствора соляной кислоты в пласт. Из сопоставительного анализа вытекает, что в предлагаемом способе сокращается время на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.The application of the proposed method allows to reduce the time for treatment of the reservoir wells. In the proposed method, the closure of the holes of the perforated pipe with a sleeve is carried out by pressing a solution of hydrochloric acid, which is then pumped into the formation in a pulsed mode. In the prototype, to close the holes of the perforated nozzle with a sleeve, a whipping element connected by a geophysical cable and a winch is used. The descent and the ascent of the bleed element are technologically complex and take a significant part of the preparation time of the process of pulsed injection of a hydrochloric acid solution into the formation. From a comparative analysis, it follows that in the proposed method, the time for treatment of the formation of the well is reduced by reducing the duration of the preparation of the injection of the hydrochloric acid solution into the formation in a pulsed mode.

Список использованной информации:List of information used:

1. Патент RU 2442888, МПК Е21В 43/27, Е21В 33/138, опубл. 20.02.20121. Patent RU 2442888, IPC Е21В 43/27, Е21В 33/138, publ. 02/20/2012

2. Патент RU 2512216, МПК Е21В 43/27, Е21В 43/22, опубл. 10.04.20142. Patent RU 2512216, IPC Е21В 43/27, Е21В 43/22, publ. 04/10/2014

Claims (1)

Способ обработки призабойной зоны скважины, включающий спуск колонны труб, оснащенной пакером, устройством для импульсной закачки жидкости, разрушаемым клапаном, перфорированным патрубком с втулкой внутри и стопорным кольцом над разрушаемым клапаном, в интервал перфорации пласта, закачку растворителя по колонне труб в непрерывном режиме при непосаженном пакере, технологическую выдержку скважины с растворителем, четыре цикла закачивания технологической жидкости в пласт через колонну труб и межколонное пространство скважины, вымывание растворителя и продуктов реакции обратной промывкой, установку поднятием колонны труб устройства для импульсной закачки жидкости напротив подошвы пласта, посадку пакера, перемещение вниз втулки относительно перфорированного патрубка, герметизацию отверстий перфорированного патрубка, избыточным давлением технологической жидкости срезают разрушаемый клапан, по колонне труб в импульсном режиме производят закачку 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты в пласт и производят продавку в импульсном режиме этим раствором, выполняют технологическую выдержку для реагирования и производят извлечение продуктов реакции свабированием, отличающийся тем, что герметизация отверстий перфорированного патрубка осуществляется перемещением гильзы вниз до упора в стопорное кольцо этого патрубка, причем гильза установлена между перфорированным патрубком и втулкой и зафиксирована на этом патрубке и на втулке срезными винтами, при этом прочность на срез срезного винта, фиксирующего гильзу на перфорированном патрубке, выбрана меньше прочности на срез такого винта, фиксирующего гильзу на втулке, причем втулку перемещают вниз до выхода из полости гильзы созданием гидравлического давления в колонне труб после сброса в колонну труб шарика, который закрывает отверстие втулки, причем с нижнего торца втулки выполнены радиальные пазы для прохода 10-15%-ного водного раствора соляной кислоты из полости гильзы в устройство для импульсной закачки жидкости.The method of processing the well bottom zone, including the descent of a pipe string, equipped with a packer, a device for pulse injection of liquid, destructible valve, perforated pipe with sleeve inside and retaining ring over the destructible valve, in the interval of perforation of the reservoir, pumping solvent through the pipe string in continuous mode when not planed packer, technological exposure of a well with a solvent, four cycles of injection of process fluid into the reservoir through a string of pipes and annular space of the well, washed out back-flushing of solvent and reaction products, installation of a device for impulsive injection of liquid against the bottom of the reservoir by raising the sleeve, moving the sleeve downward relative to the perforated pipe, sealing the holes of the perforated pipe, cutting off the destructible valve by overpressure of the process pipe 10–15% aqueous solution of hydrochloric acid is pumped into the reservoir and pulsed with this solution; Technological exposure for response and produce the extraction of reaction products by swabbing, characterized in that the sealing of the holes of the perforated nozzle is carried out by moving the sleeve down to the stop into the retaining ring of this nozzle, the sleeve being installed between the perforated nozzle and the sleeve and fixed on this nozzle and on the sleeve with shear screws, at the same time, the shear screw cut resistance, which fixes the sleeve on the perforated pipe, is less than the cut resistance of such screw, fixing Ilsa on the sleeve, and the sleeve is moved down to the exit from the cavity of the sleeve by creating a hydraulic pressure in the pipe string after dropping a ball into the pipe string that closes the hole in the sleeve, and radial grooves are made from the bottom end of the sleeve for passing 10-15% aqueous saline solution acid from the cavity of the sleeve in the device for pulsed injection of fluid.
RU2018123424A 2018-06-27 2018-06-27 Well bottomhole zone treatment method RU2685366C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018123424A RU2685366C1 (en) 2018-06-27 2018-06-27 Well bottomhole zone treatment method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2018123424A RU2685366C1 (en) 2018-06-27 2018-06-27 Well bottomhole zone treatment method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2685366C1 true RU2685366C1 (en) 2019-04-17

Family

ID=66168411

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2018123424A RU2685366C1 (en) 2018-06-27 2018-06-27 Well bottomhole zone treatment method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2685366C1 (en)

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4781250A (en) * 1987-12-14 1988-11-01 Otis Engineering Corp. Pressure actuated cleaning tool
RU2175719C2 (en) * 1999-03-03 2001-11-10 Кучеровский Всеволод Михайлович Facility for action on face zones of wells
RU2312212C1 (en) * 2006-11-24 2007-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method for oil field with carbonate reservoir
RU2400615C1 (en) * 2009-07-24 2010-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for pulse pumping of liquid to formation
RU2512216C1 (en) * 2012-10-16 2014-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Treatment method of bottomhole zone
RU2651869C1 (en) * 2017-03-21 2018-04-24 Сергей Анатольевич Паросоченко Well decolmatation device

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US4781250A (en) * 1987-12-14 1988-11-01 Otis Engineering Corp. Pressure actuated cleaning tool
RU2175719C2 (en) * 1999-03-03 2001-11-10 Кучеровский Всеволод Михайлович Facility for action on face zones of wells
RU2312212C1 (en) * 2006-11-24 2007-12-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Development method for oil field with carbonate reservoir
RU2400615C1 (en) * 2009-07-24 2010-09-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for pulse pumping of liquid to formation
RU2512216C1 (en) * 2012-10-16 2014-04-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Treatment method of bottomhole zone
RU2651869C1 (en) * 2017-03-21 2018-04-24 Сергей Анатольевич Паросоченко Well decolmatation device

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2432451C1 (en) Device and procedure for transfer of tool for reservoir treatment for inflow intensification by means of ratchet gear
RU2512216C1 (en) Treatment method of bottomhole zone
RU2328590C1 (en) Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants
RU2287095C1 (en) Jet well installation and method of its operation
RU2303172C1 (en) Well jet plant and its operation method
RU2667240C1 (en) Method for multiple hydraulic fracturing of formation in horizontal shaft of well
RU2601881C1 (en) Method of layer multiple hydraulic fracturing in inclined borehole
RU2656255C1 (en) Method for perforating a well and processing a bottom-hole carbonate formation zone
RU2618249C1 (en) Method of interval productive formation treatment in open horizontal bore of well
RU2578095C1 (en) Method for isolation of water flow in open horizontal section producing wells
RU2599156C1 (en) Method of interval treatment of bottom hole zone of horizontal well shaft
RU2685366C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
RU175464U1 (en) TAIL FOR CONDUCTING A MULTI-STAGE HYDRAULIC FRACTURE OF A PRODUCTIVE LAYER IN A WELL
RU2612702C1 (en) Method of hydromechanical punching of wells on depression
RU2548465C1 (en) Horizontal well completion device
RU2534262C1 (en) Interval treatment method of bottom-hole zone of oil-gas well formations
EP2657448B1 (en) Swellable packer in hookup nipple
RU2676104C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
RU2560018C1 (en) Water flow isolation technique in uncased horizontal borehole section of producing well
RU2542062C1 (en) Device for formation treatment in horizontal well
RU2684926C1 (en) Well bottomhole zone treatment method
EA027865B1 (en) Well perforation and formation hydrofracturing device
RU2512222C1 (en) Method for bottomhole zone treatment
RU2810660C1 (en) Device for pulsed fluid injection and reservoir development
RU2713287C1 (en) Operating method of production well