Глубинная пушка для гидравлического разрыва пласта

 

СОЮЗ СОВЕТСНИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИН

„;SU„„1221328

Ю1) 4 E 21 В 43/26

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЕ

Н ABTOPCHOMY СВИДЕТЕЛЬСТВУ Мж р., ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НОМИТЕТ СССР

h0 ДЕЛАМ ИЗОБРЕТЕНИЙ И ОТНРЫТИЙ (21) 3777937/22-03 (22) 27.07.84 (46) .30 ° 03.86 Бюл, ¹ 12 (72) M.M. Алклычев и P.P. Рашидов (53) 622.245.7 (088.8) (56) Патент CIIIA № 4211280, кл. 166/311, опублик. 1980.

Авторское свидетельство СССР № 912917, кл. Е 21 В 43/26, 1980, (54) (57) ГЛУБИННАЯ ПУШКА ДЛЯ ГИДРАВЛИЧЕСКОГО РАЗРЫВА ПЛАСТА, содержащая установленную в обсадной колонне скважины колонну насосно-компрессорных труб с боковым каналом, сообщающим ее полость с затрубным пространством, жестко связанный с нижним концом колонны насосно-компрессорных труб полый корпус с мембраной в верхней части и плунжером в нижней, образующие герметичную камеру, о тл и ч а ю щ а я с я тем, что, с целью увеличения мощности гидроударного воздействия на пласт и предотвращения повреждения обсадной колонны, она снабжена циркуляционным клапаном для перекрытия бокового канала насосно-компрессорных труб и установленной в колонне насосно-компрессорных труб между циркуляционным клапаном и мембраной подвижной в осевом направлении разделительной пробкой, при этом полость насосно"компрессорных труб между разделительной пробкой и мембраной заполнена жидкостью со сжатым газом.

1 1221

Изобретение относится к устройствам для гидравлического разрыва пласта и может быть использовано в добыче нефти, газа и геотермальных вод. 5

Целью изобретения является увеличение мощности гидроударного воздействия на пласт и предотвращение повреждения обсадной колонны.

На фиг.1 показано устройство для гидравлического разрыва пласта в процессе спуска в скважину (глубинная пушка), общий вид; на фиг.2— установка разделительной пробки и циркуляционного клапана над газожидкостной камерой.

Устройство имеет имплозивную камеру (полый корпус) 1 с плунжером 2, содержащим обратный клапан 3 с мембраной 4 в верхней части, газожид- 2р костную камеру, образованную секцией 5 колонны насосно-компрессорных труб, содержащей ударный столб 6 жидкости и столб 7 сжатого газа, и ограниченную подвижной разделитель- 25 ной пробкой 8 сверху и мембраной 4 снизу, на газожидкостную камеру 5 навинчен нижний переходник 9 циркуляционного клапана 10, а между переходником 9 и переходником 11 с щелевыми окнами 12 зажато упорное кольцо 13. Переходник 11 соединен с колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) 14.

Подвижная разделительная пробка

8 имеет в своей нижней цилиндрической части 30-40 отверстий диаметром по 3-4 мм и содержит набор кольцевых манжет 15 (3-4 шт), закрепляемых на корпусе с помощью дистанционных втулок 16 и резьбовой гайки 17, а

40 также эластичный ниппель 18, упруго обтягивающий перфорированный участок пробки 8 (вместо ниппельной системы может быть обратный клапан наприэ

45 мер, пилотного типа).

Элементы устройства собирают при их спуске в скважину. Перед спуском в скважину корпуса 1 в нем предварительно создают относительный вакуум известным методом. Для этого, например, к корпусу 1 с плунжером 2 снизу присоединяют трубу длиной не менее 10 м с заглушенным торцом и корпус и трубу заполняют водой. Затем корпус сверху герметично закрывают мембраной 4, заглушку нижней трубы снимают, при этом вода .из кор328 2 пуса 1 вытекает через обратный клапан 3 плунжера 2 и в корпусе 1 создается вакуум, а в нижней трубе остается 10 м водяного столба, компенсируя атмосферное давление. Эту трубу отсоединяют от корпуса 1 и его спускают в скважину.

К корпусу 1, спущенному в скважину, сверху наращивают газожидкостную камеру 5, представляющую собой секцию НКТ 14, имеющую внутренний диаметр, равный внутреннему диаметру корпуса 1. В этой камере высота столба 6 жидкости равна 15-30 м, а высоту h столба 7 сжатого газа, закачиваемого через патрубок 19, подбирают так, чтобы непосредственно перед разрушением мембраны 4 высота этого столба также была равна 1530 м. Это условие соблюдается при н +г. а. — я

1 где h, = 15-30 м, р — плотность жидкости в скважине, кг/м, 8 — ускорение силы тяжести, M/с

Н, — глубина установки газожидкостной камеры в скважине для разрыва пласта, м, Р„ф — избыточное давление на устье скважины для разрушения мембраны, Па, Р— предварительное (начальное) давление газа в газожидкостной камере, Па.

С газожидкостной камерой 5 соединяют циркуляционный клапан с упорным кольцом, установив непосредственно под ним разделительную пробку 8. Через патрубок 19, осевой канал и эластичный ниппель (клапан) разделительной пробки 8 в гаэожидкостную камеру 5 вводят газ (азот или воздух) и создают в ней предварительное (начальное) давление газа Р „ . Отворачивают патрубок 19 от корпуса разделительной пробки

8 и наращивают сверху циркуляционного клапана колонну НКТ 14, циркуляционный клапан располагают против подошвы пласта, по мере спуска в скважину разделительная пробка 8 опускается все ниже в давление столба 7 сжатого газа в газожидкостной камере 5 выравнивается с гидростаЧ= плотность ударного столба жидкости, кг/м, — высота ударного столба жидкости в газожидкостной камере, м; — ускорение силы тяжести, M/Cg; где

j тическим давлением столба жидкости в скважине 20.

Обратной циркуляцией из кольцевого пространства скважины 20 через циркуляционный клапан в канал НКТ

14 глинистый раствор в скважине

20 замещают легкой жидкостью и интенсивно промывают интервал фильтра, например, углеводородным растворителем (в нефтяных скважинах) или водным раствором ПАВ (в геотермальных скважинах).

После этого устройство приподнимают вместе с колонной НКТ 14 так, чтобы плунжер 2 корпуса 1 оказался против глубины, на которой намечается произвести гидроразрыв пласта 21.

Закачкой продавочной жидкости в колонну НКТ 14 (при этом за счет перепада давления клапан 10 закрывается, разобщая канал НКТ 14 от скважины 20) повышают давление на мембрану 4 на величину P„ g и разрушают ее.

После разрушения мембраны 4 ударный столб 6 жидкости из газожидкостной камеры падает в корпус 1 разгоняемый в ней столбом 7 сжатого газа и с высокой скоростью бьет в плунжер 2, который легко отделяется от корпуса 1 и, в свою очередь, ударяет на жидкость под собой в зоне продуктивного пласта 21. (Для извлечения плунжера 2 и разделительной пробки 8 при подъеме колонны

НКТ 14 к корпусу 1 снизу можно присоединить на резьбе ловитель-фонарь с захватным дном) °

Скорость падения ударного столба 6 жидкости в корпус 1 на каждом отрезке пути перемещения z обусловлена действием силы тяжести mg этого столба, силы давления Р сжатого газа и с учетом силы трения на длине C ударного столба жидкости определяется по формуле

1221З28

P — давление сжатого газа в газожидкостной камере в момент разрушения мембраПа|

h — высота столба сжатого газа в газожидкостной камере в момент разрушения мембраны, м, z — высота имплозивной камеры (полой трубы) — длина пути падения ударного столба жидкости в имплозивной камере — от разрушения мембраны до плунжера (отрезки пути перемещений ударного столба жидкости после разрушения мембраны), м;

d — внутренний диаметр поперечного сечения газожидкостной и имплозивной ка20 мер, м.

) — коэффициент сопротивления падению жидкости для тур0,3164, булентного режима "

"4Ке

25 для воды = 0,025.

Давление гидравлического удара рассчитывается по формуле Н.E. Жуковского

Р,„= рта где а 1200 м/с — скорость распространения продольных упругих .,колебаний давления в скважине.

После разрушения мембраны закрывают затрубные задвижки фонтанной

Так как боковой гидравлический импульс давления на прискважинную

40 зону пласта 21 при этом значительно превышает величину вертикального горного давления, то происходит расширение существующих трещин.и возникают новые трещины в пласте.

Импульс давления расходуется на расширение и создание трещин в пласте, поэтому упругие волны давленияразрежения в скважине не распространяются или имеют небольшую ам50 плитуду, не представляющую опасность для крепи скважины. Однако и эти колебания в зоне продуктивного пласта поглощаются сжатым газом, выталкиваемым из корпуса в скважину сразу после гидравлического удара.

1221328 арматуры на устье скважины и определяют приемистость пласта 21.

Г!ри удовлетворительной приемистости пласта в него закачивают 3-10 м высококонцентрированной соляной кислоты (в карбонатные породы) или глинокислоты (в терригенные отложения) из расчета 0,2-0,5 м на

1 м мощности пласта. Скважину оставляют при закрытых задвижках на

30-60 мин для реакции кислоты с породой пласта, после чего открывают задвижки и снижением уровня жидкости в колонне НКТ 14 на 500-800 м компрессором очищают прискважинную зону пласта от продуктов реакции кислоты с породой с одновременным

1О вызовом притока из пластов.

1221328

Заказ 1560/38

Тираж 548 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная,4

Составитель И. Кепке

Редактор М. Циткина Техред Л.Олейник Корректор С. Черни