RU2736595C1 - Method of isolation of leakage of multihole well - Google Patents

Method of isolation of leakage of multihole well Download PDF

Info

Publication number
RU2736595C1
RU2736595C1 RU2019116960A RU2019116960A RU2736595C1 RU 2736595 C1 RU2736595 C1 RU 2736595C1 RU 2019116960 A RU2019116960 A RU 2019116960A RU 2019116960 A RU2019116960 A RU 2019116960A RU 2736595 C1 RU2736595 C1 RU 2736595C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
main
cable
well
cable entry
Prior art date
Application number
RU2019116960A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Олег Марсович Гарипов
Ильшат Асгатович Талипов
Original Assignee
Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс"
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 Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" filed Critical Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс"
Priority to RU2019116960A priority Critical patent/RU2736595C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2736595C1 publication Critical patent/RU2736595C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole

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)
  • Structures Of Non-Positive Displacement Pumps (AREA)

Abstract

FIELD: drilling of wells.SUBSTANCE: invention relates to insulation of leakage of multihole well and increases efficiency of downhole pumping equipment operation of production wells, isolating all intervals of non-tightness in a multi-hole well, including in zone of connection point of columns of pipes of a side shaft with a column of pipes of the main shaft and higher in multi-hole well. Method comprises running-in packer with cable entry or without cable entry and sealing of power cable in packer and installation of packer with cable entry or without cable entry and sealing of power cable in packer in multihole well with possibility of insulation leakage. At that, additionally installed on tubing under packer is electric pump with submersible electric motor, multi-hole well is a well with main shaft, consisting of columns of casing pipes of larger diameter, changing into side shaft consisting of columns of casing pipes of smaller diameter, and a connection point of columns of pipes of main and side shafts, lowering the packer to the side barrel on the tubing string with the cable entry or without the cable entry and sealing of the power cable in the packer and the electric pump with the submersible electric motor, packer is installed in side string of casing pipes at specified distance from upper edge of side column of casing pipes from connection point of columns of main and side shafts with possibility of isolation of leakage point of connection of columns of main and side barrels.EFFECT: disclosed is a method for insulation of multi-hole well leakage.5 cl, 6 dwg

Description

Изобретение относится к области нефтяной и газовой промышленности, а именно добычи углеводородов и может быть использовано для установки и эксплуатации скважин, по меньшей мере, с одним боковым стволом.The invention relates to the field of the oil and gas industry, namely the production of hydrocarbons and can be used for the installation and operation of wells with at least one sidetrack.

Известен Способ изоляции скважины, включающий спуск в скважину с боковым стволом на НКТ пакера и насоса, установку пакера и насоса в с боковой ствол с эксплуатационной колонной малого диаметра (патент РФ №124307, E21B 43/10; F04F 5/02, опубл. 20.01.13 г).A known Method of well isolation, including running into a well with a sidetrack on the tubing of a packer and a pump, installing a packer and a pump in a sidetrack with a production casing of small diameter (RF patent No. 124307, E21B 43/10; F04F 5/02, publ. 20.01 .13 d).

Недостатком вышеуказанного Способа является то, что его использование ограничено в применении как при отсутствии системы ППД, так и наличие интервалов негерметичности, поскольку не учитывает возможность появления выше пакера интервалов поглощения, когда добываемая продукция может вообще не достигать устья скважины, что снижает эффективность способа.The disadvantage of the above Method is that its use is limited both in the absence of a pressure maintenance system and in the presence of leakage intervals, since it does not take into account the possibility of absorption intervals above the packer, when the produced production may not reach the wellhead at all, which reduces the efficiency of the method.

Наиболее близким к предлагаемому является Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины, включающий спуск на НКТ пакера с кабельным или без кабельного ввода с герметизацией силового кабеля в пакере и установку пакера с кабельным или без кабельного ввода с герметизацией силового кабеля в пакере в многозабойной скважине с возможностью изоляции негерметичности (производственно - технический нефтегазовый журнал «Инженерная практика» №08 2016 г., Романенко Игорь Александрович, главный специалист УППР и ГТМ ОАО «Удмуртнефть», «Текущее состояние и перспективы РИР в ОАО «Удмуртнефть», рис. 5 (info@ glavteh.ru, выпуски за 2016 год), прототип).The closest to the proposed method is the Method of sealing leaks in a multilateral well, including running a packer on the tubing with cable or without cable entry with sealing a power cable in the packer and installing a packer with or without cable entry with sealing a power cable in a packer in a multilateral well with the possibility of isolating leaks (production and technical oil and gas magazine "Engineering Practice" No. 08 2016, Romanenko Igor Aleksandrovich, Chief Specialist of UPR and GTM of JSC Udmurtneft, "Current state and prospects of RIR in JSC Udmurtneft", Fig. 5 (info @ glavteh. ru, issues for 2016), prototype).

Недостатком вышеуказанного Способа является то, что в техническом решении предусмотрен спуск двух пакеров, при этом один пакер устанавливается в боковой ствол, а второй пакер большего размера в основной ствол для изоляции адаптера хвостовика, при этом результаты ликвидации негерметичности признаны неуспешными, поскольку не все интервалы-источники обводнения оказались изолированными выше по разрезу, также имеется ограничение по высоте установки верхнего пакера, поскольку выше него размещен погружной насос ЭЦН, который должен быть установлен под уровнем жидкости, а установка насоса в боковом стволе под нижним пакером с герметизацией в нем силового кабеля не предполагается.The disadvantage of the above Method is that the technical solution provides for the running of two packers, while one packer is installed in the sidetrack, and the second packer of a larger size in the main borehole to isolate the liner adapter, while the results of the elimination of leaks are recognized as unsuccessful, since not all intervals the sources of water cut turned out to be isolated up the section, there is also a limitation on the height of the upper packer, since the ESP submersible pump is located above it, which must be installed under the liquid level, and the pump is not supposed to be installed in the sidetrack under the lower packer with sealing of the power cable in it ...

Задача предлагаемого Способа заключается в повышении эффективности работы скважинного насосного оборудования за счет упрощения изоляции негерметичности, как в соединении колонн труб бокового ствола разного диаметра, так и выше по разрезу в колонне труб основного ствола, также использования малоразмерного пакера над электронасосом, например, с диаметрами пакера, соответствующими герметичной посадки в боковых стволах скважин, например, с диаметрами 89, 102, 114, 120, 127 мм, что позволяет отсечь выше электронасоса все негерметичные интервалы в многозабойной скважине.The objective of the proposed Method is to increase the efficiency of the downhole pumping equipment by simplifying the isolation of leaks, both in the connection of the sidetrack pipe strings of different diameters, and higher along the section in the pipe string of the main borehole, as well as the use of a small-sized packer above the electric pump, for example, with packer diameters , corresponding to a tight fit in side boreholes, for example, with diameters of 89, 102, 114, 120, 127 mm, which makes it possible to cut off all leaky intervals in a multilateral well above the electric pump.

Технический результат заключается в изоляции всех интервалов негерметичности в многозабойной скважине, в том числе в зоне места соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола и выше в многозабойной скважине.The technical result consists in isolating all intervals of leaks in a multilateral well, including in the area of the junction of the sidetrack pipe strings with the main wellbore pipe string and higher in the multilateral well.

Также предлагаемый Способ позволяет более точно учесть скважинные условия и установить в заданном месте скважины с боковым стволом пакер, что позволит герметично отсечь изолировать негерметичность выше по разрезу, поскольку негерметичность возникает также в боковом стволе, особенно, в месте соединения колонн труб, в связи с этим и выбирают место установки пакера ниже соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола.Also, the proposed Method makes it possible to more accurately take into account the well conditions and install a packer in a given location of a well with a sidetrack, which will allow to tightly isolate the leakage higher along the section, since the leakage also occurs in the sidetrack, especially at the junction of the pipe strings, in this regard and selecting a location for installing the packer below the junction of the sidetrack tubing strings with the main borehole tubing string.

Поставленная задача достигается тем, что Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины включает спуск на НКТ пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере и установку пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере в многозабойной скважине с возможностью изоляции негерметичности, дополнительно устанавливают на НКТ под пакером электронасос с погружным электродвигателем, многозабойная скважина представляет собой скважину с основным стволом, состоящим из колонн обсадных труб большего диаметра, переходящим в боковой ствол, состоящим из колонн обсадных труб меньшего диаметра, и местом соединения колонн труб основного и бокового стволов, осуществляют спуск в боковой ствол на НКТ пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере и электронасос с погружным электродвигателем, пакер устанавливают в боковой колонне обсадных труб на заданном расстоянии от верхней кромки боковой колоны обсадных труб от места соединения колонн основного и бокового стволов с возможностью изоляции негерметичности места соединения колонн основного и бокового стволов, дополнительно устанавливают на НКТ и осуществляют спуск на НКТ, по меньшей мере, один дополнительный пакер с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере, который устанавливают над или под пакером и над электронасосом с погружным электродвигателем, при этом дополнительный пакер устанавливают выше верхнего интервала негерметичности, заданное расстояние определяют по данным геофизических или промысловых исследований многозабойной скважины и составляет от нескольких миллиметров до сотен метров.The task is achieved by the fact that the method for sealing leaks in a multilateral well includes running a packer on the tubing with or without cable entry and with sealing the power cable in the packer and installing the packer with or without cable entry and sealing the power cable in the packer in a multilateral well with the possibility of sealing leaks, an electric pump with a submersible electric motor is additionally installed on the tubing under the packer, a multilateral well is a well with a main borehole consisting of casing strings of a larger diameter, passing into a side bore, consisting of casing strings of a smaller diameter, and a junction of the strings pipes of the main and side boreholes, run the packer into the side bore on the tubing with or without cable entry and with the sealing of the power cable in the packer and an electric pump with a submersible electric motor, the packer is installed in the side string of casing pipes at a given distance from the upper edge of the side string of casing pipes from the junction of the strings of the main and side boreholes with the possibility of isolating leaks at the junction of the strings of the main and side boreholes, additionally installed on the tubing and running on the tubing, at least one additional packer with or without cable entry insertion and sealing of the power cable in the packer, which is installed above or below the packer and above the electric pump with a submersible electric motor, while the additional packer is installed above the upper interval of leakage, the specified distance is determined according to the data of geophysical or field studies of a multilateral well and ranges from several millimeters to hundreds meters.

На фиг. 1 изображена многозабойная скважина с основным 1 и боковым 2 колоннами обсадных труб с местом 3 соединения основного и бокового стволов обсадных труб, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере, размещенного над электронасосом с погружным электродвигателем и на расстоянии, например, менее сантиметра от нижней точки места соединения 3 основного 1 ствола и бокового 2 стволов обсадных труб; на фиг. 2 изображена многозабойная скважина с основным 1 и боковым 2 колоннами обсадных труб с местом соединения 3 основного и бокового стволов обсадных труб, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5, пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере 6, размещенного над электронасосом с погружным электродвигателем 5 и на расстоянии, например, от менее сантиметра от нижней точки места 3 соединения основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб, при этом верхняя часть бокового 2 ствола располагается внутри основного ствола 1; на фиг. 3 изображена многозабойная скважина с боковым стволом, в который спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере, размещенный над электронасосом с погружным электродвигателем 5, например, на расстоянии от менее сантиметра от нижней точки места 3 соединения-перехода основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб; на фиг. 4 изображена многозабойная скважина с боковым стволом 2, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и два пакера 6 и 8, при этом нижний пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере размещен в боковом стволе над электронасосом с погружным электродвигателем и на расстоянии от менее сантиметра от нижней точки места 3 соединения основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб, а дополнительный пакер 8 установлен в основном 1 стволе над местом 3 соединения основного 1 ствола в боковой 2 ствол обсадных труб; на фиг. 5 изображена многозабойная скважина с боковым 2 стволом, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и два пакера 6 и 8, размещенных над электронасосом с погружным электродвигателем и в колонне обсадных труб бокового 2 ствола, при этом нижний пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере размещен выше электронасоса с погружным электродвигателем 5 и на заданном расстоянии от него, а верхний дополнительный пакер 8 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере размещен над нижним пакером 6 с кабельным или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере; на фиг. 6 изображена многозабойная скважина с боковым стволом, в которую спущены на НКТ 4 электронасос с погружным электродвигателем 5 и пакер 6 с кабельным или без кабельного ввода, размещенный на заданном расстоянии от ближайшего точки места 3 соединения между боковой 2 и основной 1 колоннами, при этом в места 3 соединения колонн 1 и 2 обсадных труб имеется технологический разрыв, зацементированный.FIG. 1 shows a multilateral well with the main 1 and side 2 strings of casing pipes with the place 3 of the connection of the main and side bores of the casing pipes, into which the electric pump with a submersible electric motor 5 is run on the tubing 4, the packer 6 with cable or without cable entry and with the sealing of the power cable 7 in a packer located above an electric pump with a submersible electric motor and at a distance, for example, less than a centimeter from the lower point of the junction 3 of the main 1 bore and side 2 bore of casing pipes; in fig. 2 shows a multilateral well with the main 1 and side 2 casing strings with the junction 3 of the main and side bores of the casing pipes, into which an electric pump with a submersible electric motor 5, a packer 6 with cable or without cable entry and with sealing of the power cable 7 are run on the tubing 4 in the packer 6, located above the electric pump with a submersible electric motor 5 and at a distance, for example, from less than a centimeter from the bottom point of the connection point 3 of the main bore 1 into the side bore 2 of the casing pipes, while the upper part of the side bore 2 is located inside the main bore 1; in fig. 3 shows a multilateral well with a sidetrack, into which an electric pump with a submersible electric motor 5 and a packer 6 with cable or without cable entry and with sealing of the power cable 7 in a packer are lowered on tubing 4, placed above an electric pump with a submersible electric motor 5, for example, at a distance from less than a centimeter from the bottom point of the place 3 of the connection-transition of the main 1 bore to the side 2 bore of casing pipes; in fig. 4 shows a multilateral well with a sidetrack 2, into which an electric pump with a submersible electric motor 5 and two packers 6 and 8 are run on tubing 4, while the lower packer 6 with cable or without cable entry and with sealing of the power cable 7 in the packer is placed in the sidetrack above the electric pump with a submersible electric motor and at a distance of less than a centimeter from the bottom point of the connection point 3 of the main bore 1 into the side bore 2 of the casing pipes, and the additional packer 8 is installed in the main borehole 1 above the point 3 of the connection of the main bore 1 into the side bore 2 of the casing pipes; in fig. 5 shows a multilateral well with a side bore 2, into which an electric pump with a submersible electric motor 5 and two packers 6 and 8, located above the electric pump with a submersible electric motor and in the casing string of the side bore 2, are lowered on tubing 4, while the lower packer 6 with a cable or without cable entry and with sealing of the power cable in the packer is located above the electric pump with a submersible electric motor 5 and at a given distance from it, and the upper additional packer 8 with cable or without cable entry and with the sealing of the power cable in the packer is placed above the lower packer 6 with cable or without cable gland and with sealing of the power cable in the packer; in fig. 6 shows a multilateral well with a sidetrack, into which an electric pump with a submersible electric motor 5 and a packer 6 with cable or without cable entry, placed at a given distance from the nearest point of the connection point 3 between the lateral 2 and the main 1 strings, were run on tubing 4, while in places 3 of the connection of columns 1 and 2 of casing pipes there is a technological fracture, cemented

Способ осуществляется следующим образом.The method is carried out as follows.

На поверхности многозабойной скважины, представляющей собой скважину с основным 1 стволом колонны обсадных труб большего диаметра, переходящим в боковой 2 ствол обсадных труб меньшего диаметра с образованием места 3 соединения колонн труб основного 1 и бокового 2 стволов, осуществляют монтаж скважинного оборудования:On the surface of a multilateral well, which is a well with the main 1 barrel of a casing string of a larger diameter, passing into the side 2 bore of casing pipes of a smaller diameter with the formation of a place 3 for connecting the pipe strings of the main 1 and side 2 boreholes, installation of downhole equipment is carried out:

на НКТ 4 устанавливают пакер 6 с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией в нем силового кабеля 7 в пакере 6 (Далее по тексту - «Пакер 6») и электронасос 5 с погружным электродвигателем, при этом пакер 6 размещают на электронасосе 5 с погружным электродвигателем или на заданном расстоянии над электронасосом 5 с погружным электродвигателем.on tubing 4, a packer 6 is installed with or without a cable gland and the power cable 7 is sealed in it in the packer 6 (hereinafter referred to as "Packer 6") and an electric pump 5 with a submersible electric motor, while the packer 6 is placed on the electric pump for 5 s a submersible electric motor or at a given distance above an electric pump 5 with a submersible electric motor.

Затем осуществляют спуск в многозабойную скважину на НКТ 4 пакера 6 и электронасоса 5 с погружным электродвигателем.Then, packer 6 and an electric pump 5 with a submersible electric motor are lowered into a multilateral well on tubing 4.

Сначала спускают электронасос 5 с погружным электродвигателем, затем пакер 6 с герметизацией в нем силового кабеля 7 в пакере 6 от электронасоса 5 с погружным электродвигателем.First, the electric pump 5 with a submersible electric motor is lowered, then the packer 6 is sealed in it with the power cable 7 in the packer 6 from the electric pump 5 with a submersible electric motor.

Спуск осуществляют в основной 1 ствол обсадных труб большего диаметра и затем в боковой 2 ствол обсадных труб меньшего диаметра, ниже места 3 соединения колонн труб основного 1 и бокового 2 стволов.The descent is carried out into the main 1 barrel of casing pipes of a larger diameter and then into the side 2 barrel of casing pipes of a smaller diameter, below the junction 3 of the pipe strings of the main 1 and side 2 wells.

Пакер 6 устанавливают в боковой 2 колонне обсадных труб на заданном расстоянии от верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб от места 3 соединения колонн обсадных труб основного 1 и бокового 2 стволов с возможностью изоляции негерметичности места 3 соединения колонн обсадных труб основного 1 и бокового 2 стволов.The packer 6 is installed in the side 2 casing string at a given distance from the upper edge of the side 2 casing string from the place 3 of the casing strings of the main 1 and side 2 boreholes with the possibility of isolating the leakage of the place 3 of the connection of the casing strings of the main 1 and side 2 boreholes.

Место соединение колонн обсадных труб бокового 2 и основного 1 стволов представляет собой место соединение колонн обсадных труб в стык, внахлест или между колоннами обсадных труб присутствует технологический разрыв, например, зацементированный или не зацементированный и не обсаженный интервал.The junction of the casing strings of the side 2 and the main borehole 1 is the junction of the casing strings in a butt, overlap, or there is a technological fracture between the casing strings, for example, a cemented or not cemented and uncased interval.

После пакеровки пакера 6 в боковой 2 обсадной колонне труб герметично разобщают электронасос 5 с погружным электродвигателем от негерметичного места 3 соединения основного 1 и бокового 2 стволов, а также от всего интервала скважины и выше по разрезу многозабойной скважины.After the packer 6 is packaged in the side 2 of the casing, the electric pump 5 with the submersible electric motor is hermetically separated from the leaky place 3 of the connection of the main 1 and side 2 boreholes, as well as from the entire interval of the well and above along the section of the multilateral well.

Дополнительно устанавливают на НКТ 4 и осуществляют спуск на НКТ 4, по меньшей мере, один дополнительный пакер 8 с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией в нем силового кабеля 7 в дополнительном пакере 8 (Далее по тексту - «Пакер 8»), который устанавливают над или под пакером 6 и над электронасосом 5 с погружным электродвигателем (Фиг. 4 и 5) в многозабойной скважине.Additionally installed on tubing 4 and running on tubing 4, at least one additional packer 8 with or without cable gland and with sealing in it of the power cable 7 in additional packer 8 (hereinafter referred to as "Packer 8"), which is installed above or below the packer 6 and above the electric pump 5 with a submersible electric motor (Fig. 4 and 5) in a multilateral well.

При этом при наличии, по меньшей мере, одного дополнительного пакера 8 в колонну обсадных труб бокового 2 ствола спускают на НКТ 4 вначале электронасос 5 с электродвигателем, затемIn this case, in the presence of at least one additional packer 8, an electric pump 5 with an electric motor is first lowered onto the tubing 4 into the casing string of the side bore 2, then

пакер 6 и, по меньшей мере, один пакер 8packer 6 and at least one packer 8

или, по меньшей мере, один пакер 8 и пакер 6;or at least one packer 8 and a packer 6;

или, по меньшей мере, один пакер 8, затем пакер 6 и потом, по меньшей мере, один пакер 8.or at least one packer 8, then packer 6 and then at least one packer 8.

Электронасос 5 с электродвигателем представляет собой, например, электроцентробежный насос (ЭЦН)The electric pump 5 with an electric motor is, for example, an electric centrifugal pump (ESP)

Пакер 6 устанавливают ниже места 3 соединения колонны обсадных труб бокового 2 ствола с колонной обсадных труб основного 1 ствола и ниже верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб на заданном расстоянии, например, на минимальном до 1 см или от менее 1 см до сотен метров.The packer 6 is installed below the place 3 of the junction of the casing string of the side bore 2 with the casing string of the main borehole 1 and below the upper edge of the side string 2 of the casing pipes at a given distance, for example, at a minimum of 1 cm or from less than 1 cm to hundreds of meters.

Заданное расстояние составляет от нескольких миллиметров до сотен метров, обеспечивая изоляцию негерметичности в боковом стволе 2, в том числе изоляцию негерметичности зоны места 3 соединения колонн труб разного диаметра и других интервалов негерметичности основного ствола 1 выше по разрезу.The predetermined distance is from several millimeters to hundreds of meters, ensuring leakage isolation in the side bore 2, including the isolation of the leakage zone at the point 3 of the connection of pipe strings of different diameters and other intervals of leakage of the main borehole 1 higher along the section.

Заданное расстояние определяют исходя из данных геофизических или промысловых исследований.The specified distance is determined based on the data of geophysical or field studies.

Например, при наличии двух пакеров 6 и 8: нижний пакер 6 всегда должен быть установлен в колонне обсадных труб бокового 2 ствола над электронасосом 5 с погружным электродвигателем, а пакер 8 устанавливают над негерметичностью в боковом стволе 2 или в основном стволе 1, таким образом, чтобы оба пакера 6 и 8 отсекали негерметичность с двух сторон.For example, in the presence of two packers 6 and 8: the lower packer 6 should always be installed in the casing string of the side bore 2 above the electric pump 5 with a submersible electric motor, and the packer 8 is installed above the leak in the side bore 2 or in the main bore 1, thus so that both packers 6 and 8 cut off leaks on both sides.

Пакеры 6 и 8 представляют собой известную съемную или разбуриваемую конструкции, выполненные с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере.Packers 6 and 8 are known removable or drillable structures made with or without cable gland and with sealing of the power cable 7 in the packer.

После пакеровки пакера 6 (8) устанавливают устьевую скважинную арматуру, подсоединяют силовой кабель 7 к наземной станции управления и скважину запускают в работу.After the packer 6 (8) is packaged, wellhead fittings are installed, power cable 7 is connected to the ground control station and the well is put into operation.

Пример 1.Example 1.

На поверхности многозабойной скважины, представляющий собой скважину с основным стволом 1 обсадных труб большего диаметра, например, 146 мм, переходящим в боковой ствол 2 обсадных труб меньшего диаметра, например, 102 мм, осуществляют монтаж скважинного оборудования, для чего на НКТ 4 устанавливают пакер 6 с кабельным вводом и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере и электронасос 5 типа ЭЦН с погружным электродвигателем, при этом пакер 6 с кабельным вводом и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере устанавливают над ЭЦН 5.On the surface of a multilateral well, which is a well with a main bore 1 of casing pipes of a larger diameter, for example, 146 mm, passing into a side bore 2 of casing pipes of a smaller diameter, for example, 102 mm, downhole equipment is being installed, for which a packer 6 is installed on the tubing 4 with a cable gland and with sealing of the power cable 7 in the packer and an electric pump 5 of the ESP type with a submersible electric motor, while the packer 6 with a cable gland and sealing the power cable 7 in the packer is installed above the ESP 5.

После чего осуществляют спуск ЭЦН 5 и пакера 6 с кабельным вводом на НКТ 5 в многозабойную скважину.After that, the ESP 5 and the packer 6 with a cable entry on the tubing 5 into the multilateral well are run.

Вначале ЭЦН 5 с пакером 6 спускают в колонну обсадных труб 146 мм основного 1 ствола и затем в боковой 2 ствол диаметром 102 мм.First, the ESP 5 with the packer 6 is lowered into the casing string of 146 mm of the main 1 bore and then into the side bore 2 with a diameter of 102 mm.

Далее устанавливают пакер 6 на расстоянии, например, менее 1 см или 1 м, или 100 м от верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб в месте соединения колонн основного 1 и бокового 2 стволов, изолируя негерметичность в месте 3 соединения обсадных труб разного диаметра и возможных интервалов выше по разрезу многозабойных скважин.Next, the packer 6 is installed at a distance, for example, less than 1 cm or 1 m, or 100 m from the upper edge of the side 2 casing string at the junction of the main 1 and side 2 wellbore strings, isolating the leakage at the point 3 of the casing of different diameters and possible intervals higher along the section of multilateral wells.

После пакеровки пакера 6 с кабельным вводом устанавливают устьевую скважинную арматуру с кабельным вводом, подсоединяют силовой кабель 7 к наземной станции управления и скважину запускают в работу.After packer 6 with cable entry is packaged, wellhead fittings with cable entry are installed, power cable 7 is connected to the ground control station and the well is put into operation.

Пример 2.Example 2.

На поверхности многозабойной скважины, представляющий собой скважину с основным стволом 1 обсадных труб большего диаметра, например, 168 мм, переходящим в боковой ствол 2 обсадных труб меньшего диаметра, например, 114 мм, осуществляют монтаж скважинного оборудования (Фиг. 5),On the surface of a multilateral well, which is a well with a main bore 1 of casing pipes of a larger diameter, for example, 168 mm, passing into a side bore 2 of casing pipes of a smaller diameter, for example, 114 mm, downhole equipment is being installed (Fig. 5),

для чего на НКТ 4 устанавливают дополнительный пакер 8 с кабельным вводом и с герметизацией силового кабеля 7 в пакере (Далее по тексту - «Пакер 8»), пакер 6 без кабельного ввода с герметизацией силового кабеля 7 в пакере (Далее по тексту - «Пакер 6») и электронасос 5 типа ЭЦН с погружным электродвигателем,for which an additional packer 8 with a cable entry and sealing of the power cable 7 in the packer is installed on tubing 4 (hereinafter referred to as "Packer 8"), packer 6 without cable entry with sealing of the power cable 7 in the packer (hereinafter referred to as "Packer 6 ") and an electric pump type 5 ESP with a submersible electric motor,

при этом пакер 6 устанавливают над ЭЦН 5 и над пакером 8, который расположен на ЭЦН 5.while the packer 6 is installed above the ESP 5 and above the packer 8, which is located on the ESP 5.

После чего осуществляют спуск в многозабойную скважину на НКТ 4 ЭЦН 5, пакер 8 и пакер 6.Then they run into the multilateral well on tubing 4 of the ESP 5, packer 8 and packer 6.

Вначале ЭЦН 5, пакер 8 и пакер 6 спускают в колонну обсадных труб 168 мм основного 1 ствола и затем в боковой 2 ствол диаметром 114 мм.First, ESP 5, packer 8 and packer 6 are lowered into the 168 mm casing string of the main 1 bore and then into the side bore 2 with a diameter of 114 mm.

Далее устанавливают пакер 6 на расстоянии, например, менее 100 мм или 1 м, или 100 м от верхней кромки боковой 2 колоны обсадных труб от места соединения колонн основного 1 и бокового 2 стволов, изолируя негерметичность в месте 3 соединения обсадных труб разного диаметра и возможных интервалов выше по разрезу многозабойных скважин.Next, set the packer 6 at a distance, for example, less than 100 mm or 1 m, or 100 m from the upper edge of the side 2 string of casing pipes from the junction of the strings of the main 1 and side 2 boreholes, isolating the leakage at the point 3 of the connection of casing pipes of different diameters and possible intervals higher along the section of multilateral wells.

Расстояние установки пакера 6 обеспечивает изоляцию негерметичности в боковом 2 стволе, в том числе зоны места 3 соединения колонн труб разного диаметра..The distance of installation of the packer 6 ensures the isolation of leaks in the lateral borehole 2, including the zone of the place 3 of joints of pipes of different diameters.

Установка пакера 8 обеспечивает изоляцию негерметичности в боковом стволе на ЭЦН 5.Installation of packer 8 ensures leakage isolation in the sidetrack at ESP 5.

Предлагаемый Способ повышает эффективность работы скважинного насосного оборудования, упрощая изоляцию негерметичности, как в соединении колонн труб бокового ствола разного диаметра, так и выше по разрезу в колонне основного ствола, используя для этих целей малоразмерный пакер над электронасосом, который позволяет отсечь выше электронасоса все негерметичные интервалы в многозабойной скважине, в том числе и в зоне места соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола и выше в многозабойной скважине.The proposed Method increases the efficiency of the downhole pumping equipment, simplifying the isolation of leaks, both in the connection of the sidetrack pipe strings of different diameters, and higher along the section in the main wellbore string, using for these purposes a small-sized packer above the electric pump, which allows you to cut off all leaking intervals above the electric pump in a multilateral well, including in the area of the junction of the sidetrack pipe strings with the main wellbore pipe string, and higher in a multilateral well.

При этом предлагаемый Способ позволяет более точно установить пакер в заданном месте бокового ствола скважины с учетом скважинных условий, что также позволит герметично отсечь изолировать негерметичность и выше по разрезу, и в боковом стволе ниже места соединения колонн труб бокового ствола с колонной труб основного ствола.At the same time, the proposed Method allows you to more accurately install the packer at a given location of the sidetrack well taking into account the well conditions, which will also allow to tightly isolate the leakage both up the section and in the sidetrack below the junction of the sidetrack pipe strings with the main wellbore pipe string.

Claims (5)

1. Способ изоляции негерметичности многозабойной скважины, включающий спуск на НКТ пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере и установку пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией кабеля в пакере в многозабойной скважине с возможностью изоляции негерметичности, отличается тем, что дополнительно устанавливают на НКТ под пакером электронасос с погружным электродвигателем, многозабойная скважина представляет собой скважину с основным стволом, состоящим из колонны обсадных труб большего диаметра, переходящим в боковой ствол, состоящим из колонны обсадных труб меньшего диаметра, и местом соединения колонн труб основного и бокового стволов, осуществляют спуск в боковой ствол на НКТ пакера с кабельным вводом или без кабельного ввода и с герметизацией силового кабеля в пакере и электронасоса с погружным электродвигателем, пакер устанавливают в боковой колонне обсадных труб на заданном расстоянии от верхней кромки боковой колоны обсадных труб от места соединения колонн основного и бокового стволов с возможностью изоляции негерметичности места соединения колонн основного и бокового стволов.1. A method for isolating leaks in a multilateral well, including running a packer on the tubing with a cable entry or without a cable entry and sealing a power cable in the packer and installing a packer with a cable entry or without a cable entry and sealing a cable in a packer in a multilateral well with the possibility of isolating leaks , is distinguished by the fact that an electric pump with a submersible electric motor is additionally installed on the tubing under the packer, a multilateral well is a well with a main borehole consisting of a casing string of larger diameter, passing into a sidetrack, consisting of a string of casing pipes of a smaller diameter, and the junction of the strings pipes of the main and side boreholes, the packer is lowered into the sidetrack on the tubing with or without cable entry and with the sealing of the power cable in the packer and an electric pump with a submersible electric motor, the packer is installed in the side string of casing pipes at a predetermined distance from the upper edge of the side new casing strings from the junction of the strings of the main and sidetracks with the possibility of isolating leaks at the junction of the strings of the main and sidetracks. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительно устанавливают на НКТ и осуществляют спуск на НКТ по меньшей мере один дополнительный пакер с кабельным вводом или без кабельного ввода, который устанавливают над или под пакером и над электронасосом с погружным электродвигателем.2. The method according to claim 1, characterized in that at least one additional packer with or without cable entry is additionally installed on the tubing and lowered onto the tubing, which is installed above or below the packer and above the electric pump with a submersible electric motor. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что дополнительный пакер устанавливают выше верхнего интервала негерметичности.3. The method according to claim 1, characterized in that the additional packer is installed above the upper interval of leakage. 4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заданное расстояние составляет от нескольких миллиметров до сотен метров.4. The method according to claim 1, characterized in that the predetermined distance is from several millimeters to hundreds of meters. 5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что заданное расстояние определяют по данным геофизических или промысловых исследований многозабойной скважины.5. The method according to claim 1, characterized in that the predetermined distance is determined from the data of geophysical or field studies of a multilateral well.
RU2019116960A 2019-05-31 2019-05-31 Method of isolation of leakage of multihole well RU2736595C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019116960A RU2736595C1 (en) 2019-05-31 2019-05-31 Method of isolation of leakage of multihole well

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2019116960A RU2736595C1 (en) 2019-05-31 2019-05-31 Method of isolation of leakage of multihole well

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2736595C1 true RU2736595C1 (en) 2020-11-18

Family

ID=73460971

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2019116960A RU2736595C1 (en) 2019-05-31 2019-05-31 Method of isolation of leakage of multihole well

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2736595C1 (en)

Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5845710A (en) * 1997-02-13 1998-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing a subterranean well
RU2414584C1 (en) * 2009-11-26 2011-03-20 Олег Марсович Гарипов Procedure for preparing well pump equipment by garipov to operation
RU2436925C2 (en) * 2007-07-06 2011-12-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Multilateral well and method, and system using this well
RU2473790C1 (en) * 2011-08-22 2013-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
RU2534118C1 (en) * 2013-08-13 2014-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well
RU2538010C2 (en) * 2013-04-17 2015-01-10 ООО "Сервисная Компания "Навигатор" Oil-well operation unit
RU2594235C2 (en) * 2014-08-26 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
RU2620667C1 (en) * 2015-12-15 2017-05-29 Игорь Александрович Малыхин Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer

Patent Citations (8)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5845710A (en) * 1997-02-13 1998-12-08 Halliburton Energy Services, Inc. Methods of completing a subterranean well
RU2436925C2 (en) * 2007-07-06 2011-12-20 Халлибертон Энерджи Сервисез, Инк. Multilateral well and method, and system using this well
RU2414584C1 (en) * 2009-11-26 2011-03-20 Олег Марсович Гарипов Procedure for preparing well pump equipment by garipov to operation
RU2473790C1 (en) * 2011-08-22 2013-01-27 Общество с ограниченной ответственностью "Торговый дом "Нефтекамский машиностроительный завод" System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
RU2538010C2 (en) * 2013-04-17 2015-01-10 ООО "Сервисная Компания "Навигатор" Oil-well operation unit
RU2534118C1 (en) * 2013-08-13 2014-11-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Water influx interval shutoff device in open hole of horizontally-branched well
RU2594235C2 (en) * 2014-08-26 2016-08-10 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
RU2620667C1 (en) * 2015-12-15 2017-05-29 Игорь Александрович Малыхин Method of application of electrical centrifugal pump with multiphase pump and packer

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
РОМАНЕНКО И.А., "Текущее состояние и перспективы РИР в ОАО "Удмуртнефть", технический нефтегазовый журнал "Инженерная практика", N 08, 2016, рис. 5. *

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US6688392B2 (en) System and method for flow/pressure boosting in a subsea environment
US20180355693A1 (en) Swellable seals for well tubing
US8316938B2 (en) Subterranean water production, transfer and injection method and apparatus
EA008563B1 (en) System for sealing an annular space in a wellbore
NO345638B1 (en) A method of plugging a well and a method of pressure testing a plug formed during plugging of a well
US8919453B2 (en) Scalloped landing ring
US11746649B2 (en) Leak detection for electric submersible pump systems
WO1999004137A1 (en) Simultaneous production and water injection well system
CN110234836B (en) Electric submersible pump with cover
RU2732167C1 (en) Method of repairing casing string in non-cemented part (embodiments)
RU2736595C1 (en) Method of isolation of leakage of multihole well
RU2722321C1 (en) Plug deflector for borehole insulation in multi-shaft well system
RU2531074C2 (en) Method for arrangement of vertical and lateral flooding
RU2533470C2 (en) Procedure for recovery of tightness in flow strings
RU2631517C1 (en) Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
Wellhoefer et al. Unique Solution to Repair Casing Failure in a HP/HT Wellbore Allows for Successful Multistage Stimulation Treatment in an Unconventional Reservoir
US10961809B2 (en) Systems and methods for smart well bore clean out
RU2726704C1 (en) Flexible pipes with double walls with downhole pump driven by flow
US10392885B2 (en) Method and apparatus for plugging a well
US10480307B2 (en) Method for providing well safety control in a remedial electronic submersible pump (ESP) application
RU2444611C1 (en) Isolation method of productive formation from bottom water inflow
RU2376460C1 (en) Equipment for multiple production of multilayer field wells
RU2570178C1 (en) Method of production string sealing
RU2614998C1 (en) Method of deep gas well equipment with tubing string composition
RU2014138045A (en) METHOD FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS AND LAYOUT IN-WELL EQUIPMENT FOR ITS IMPLEMENTATION