RU2380526C1 - Multi-reservoir well sumultanious-separate production method - Google Patents

Multi-reservoir well sumultanious-separate production method Download PDF

Info

Publication number
RU2380526C1
RU2380526C1 RU2008134594/03A RU2008134594A RU2380526C1 RU 2380526 C1 RU2380526 C1 RU 2380526C1 RU 2008134594/03 A RU2008134594/03 A RU 2008134594/03A RU 2008134594 A RU2008134594 A RU 2008134594A RU 2380526 C1 RU2380526 C1 RU 2380526C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packers
pipe string
well
packer
tightness
Prior art date
Application number
RU2008134594/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Махир Зафар Оглы Шарифов (RU)
Махир Зафар оглы Шарифов
Василий Александрович Леонов (RU)
Василий Александрович Леонов
Александр Иванович Маркин (RU)
Александр Иванович Маркин
Петр Игоревич Сливка (RU)
Петр Игоревич Сливка
Гахир Гусейн Оглы Ибадов (AZ)
Гахир Гусейн оглы Ибадов
Руслан Чингиз оглы Гусейнов (AZ)
Руслан Чингиз оглы Гусейнов
Руслан Муршуд оглы Шыхыев (RU)
Руслан Муршуд оглы Шыхыев
Original Assignee
Махир Зафар оглы Шарифов
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 Махир Зафар оглы Шарифов filed Critical Махир Зафар оглы Шарифов
Priority to RU2008134594/03A priority Critical patent/RU2380526C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2380526C1 publication Critical patent/RU2380526C1/en

Links

Images

Landscapes

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

Abstract

FIELD: oil-and-gas industry.
SUBSTANCE: method includes descending into multi-reservoir well on a tubing string with or without plugged bottom, parkers of at least mechanical, impulse, support, hydraulic, hydro mechanical and electrical actions with or without a tubing string separator. At that the parker consists from at least a case, a string and a set of sleeves. A tubing string separator consists of at least a case and a string, separated form each other with sealing elements, and share screws. According to one of the versions, between reservoirs two bottomhole zones locate two parkers at any of combinations and descend a bypass element executed as a borehole chamber or pipe, or a valve, with recirculated channels between them. After simultaneous or separate parker installation check their tightness, supplying a liquid between parkers through the bypass element, using overburden pressure creation in the tubing string. Then stop the liquid supply, if the overburden pressure drops down, consider the parkers installation as non-tight and take them up from the well. In case when the overburden pressure is stable, assume the parker installation as a tight enough and start up the well. According to the second version install the parker with two set of sleeves, between each execute a recirculated channels on the string, and dislocate a support liner with a bypass channel. Supply a liquid for tightness check between the two sets of sleeves. According to the third version install the tube string separator, at least over one of the parkers, located between two bottomhole zones of the reservoir. At that its string has at least one or two cavities for share screws, accordingly, create two rows of holes with share screws on the case. To disconnect case from the string, cut off two rows of share screws sequentially at tubing string overburden stress increase and in case one parker or few parkers failure.
EFFECT: multi-parker assembly installation efficiency increase and multi-reservoir production of a one injection, piezometric or production well, using it.
17 cl, 7 dwg

Description

Изобретение относится к технологии и технике добычи углеводородов и может быть использовано при исследовании и одновременно - раздельной, в том числе и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной, пьезометрической или добывающей скважиной.The invention relates to technology and techniques for the production of hydrocarbons and can be used in the study and at the same time - separate, including the successive operation of several layers of the same injection, piezometric or production wells.

Известен способ одновременно - раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (патент №2211311), включающий их разведку, бурение, исследование, выделение, перфорацию, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и эксплуатацию, при этом для каждого из выделенного эксплуатационного объекта изменяют и/или определяют его геолого-промысловые характеристики, подбирают технические параметры соответствующей ему секции, исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения его геолого-промысловых характеристик и/или технических параметров соответствующих ему или другим эксплуатационным объектам секций, и/или технико-технологических параметров всей скважинной установки; повторяют этот процесс до достижения оптимального режима, обеспечивающего максимальную добычу углеводородов или соответствующего максимальной углеводородоотдаче.The known method at the same time - separate development of several operational facilities (patent No. 2211311), including their exploration, drilling, research, extraction, perforation, descent on the pipe string of a well installation, consisting of several sections separated by a packer, development and operation, for each from the selected production facility change and / or determine its geological and field characteristics, select the technical parameters of the corresponding section, examine and adjust the well and uatatsionnogo object by changing its geological field characteristics and / or technical specifications relevant to him or other operational sections of objects, and / or technical-technological parameters of the entire downhole installation; repeat this process until an optimal regime is achieved that ensures maximum hydrocarbon production or corresponding maximum hydrocarbon recovery.

Известен способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной (патент №2253009), включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, ниже и выше которого спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху, определение при опрессовке минимального давления поглощения каждого пласта, закачку рабочего агента с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах, измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины, определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера, находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт, сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями, причем при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники, определяют и изменяют их характеристики и/или параметры, после чего повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты.The known method of simultaneous-separate and alternate operation of several layers of one injection well (patent No. 2253009), including the descent into the well of at least one pipe string with a constant or variable diameter without or with a plugged end, at least one lowered below the upper reservoir with a hydraulic and / or mechanical packer without or with a column disconnector, lower and higher of which at least one landing unit in the form of a borehole chamber or a nipple with a removable valve for feeding through them the working agent, respectively, into the lower and upper layers, landing the packer and crimping it from below and / or from above, determining when molding the minimum absorption pressure of each layer, pumping the working agent from the mouth into the cavity of the pipe string at a given pressure, directing it to the upper and / or the lower layer through the corresponding removable valves in the landing nodes, measure on the surface the total flow of the working agent, wellhead pressure and / or temperature in the cavity of the pipe string and the annulus of the well, determine t bottomhole pressure of the upper reservoir, pressure in the pipe string and annular space at a depth of the removable valve in the landing unit above the packer, find the flow rate of the working agent pumped into the upper reservoir through the removable valve, subtract it from the total and determine the flow rate of the working agent injected into the lower reservoir , compare the actual costs of the working agent for the formations with their design values, and if they differ, change the wellhead pressure and / or remove for one or both formations removable valves from the landing nodes with with the help of cable technology, their characteristics and / or parameters are determined and changed, after which each removable valve is re-installed in the corresponding landing unit using cable technology and the working agent is pumped through them into the corresponding layers.

Известен также способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины (патент №2328590), включающий спуск последовательно в нагнетательную или фонтанную, или насосную, или газлифтную скважину двух колонн труб большего и меньшего диаметра, размещенных одна в другой концентрично, причем колонна труб большего диаметра оснащена, по меньшей мере, одним пакером и одним перепускным узлом или элементом для потока среды - рабочего агента или добываемого флюида, и эксплуатацию, по меньшей мере, двух объектов одной скважины, при этом разобщают герметично проходные полости колонны труб меньшего и большего диаметра между собой на глубине или ниже, или выше верхнего объекта для раздельного движения по ним сред и гидравлически связывают одну из полостей с призабойной зоной верхнего объекта через перепускной узел или элемент, а другую - с призабойной зоной нижнего объекта, при этом перепускной узел или элемент либо выполняют с осевым посадочным каналом, либо снизу снабжают посадочным узлом, а колонну труб меньшего диаметра оснащают разобщающим элементом, который спускают и устанавливают или в осевой посадочный канал перепускного узла, или же в посадочный узел ниже перепускного элемента.There is also a method of separate operation of injection or production well objects (patent No. 2328590), which includes the descent in series into the injection or fountain, or pump, or gas lift well of two columns of pipes of a larger and smaller diameter, placed one in the other concentrically, and the pipe string of a larger diameter is equipped at least one packer and one bypass node or element for the flow of the medium - the working agent or produced fluid, and the operation of at least two objects of one well, and this separates the hermetically penetrating cavities of the pipe string of smaller and larger diameters between each other at a depth or below or above the upper object for separate movement of media along them and hydraulically connect one of the cavities to the bottomhole zone of the upper object through the bypass node or element, and the other with the bottomhole zone of the lower object, while the bypass assembly or element is either made with an axial bore or is provided with a landing assembly from below, and a pipe string of smaller diameter is equipped with a disconnecting element, which start and install either in the axial landing channel of the bypass node, or in the landing node below the bypass element.

Эти способы не позволяют при низких пластовых давлениях определять герметичность посадки пакеров, поскольку пласты интенсивно поглощают воду, закачиваемую агрегатом, и соответственно уровень воды в стволе скважины не поднимается до устья, и соответственно поднять избыточное давление в колонне труб до нужного значения не удается.These methods do not allow to determine the tightness of the packers at low reservoir pressures, since the layers intensively absorb water pumped by the unit, and accordingly, the water level in the wellbore does not rise to the wellhead, and therefore it is not possible to raise the excess pressure in the pipe string to the desired value.

Целью изобретения является повышение эффективности способа при монтаже многопакерной компоновки и эксплуатации с помощью его нескольких пластов одной нагнетательной, пьезометрической или добывающей скважиной.The aim of the invention is to increase the efficiency of the method during the installation of multi-packer layout and operation with the help of several layers of one injection, piezometric or production wells.

Технологический, технический результат и экономический эффект от использования предлагаемых решений для добывающей, нагнетательной и пьезометрической скважин достигается, в частности, за счет: сокращения затрат на проведение мероприятий; сокращения времени на проведение ремонтных работ на скважине; увеличения срока службы скважины и подземного оборудования; повышения добычи продукции; сокращения капитальных затрат на бурение дополнительных скважин.The technological, technical result and economic effect of the use of the proposed solutions for production, injection and piezometric wells is achieved, in particular, due to: reduction of costs for events; reduction of time for repair work at the well; increase the life of the well and underground equipment; increase production; reduction of capital costs for drilling additional wells.

Способ включает в себя спуск в скважину с несколькими пластами на колонне труб без или с заглушенным нижним концом, по меньшей мере, пакеров (механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия) с разъединителем колонны труб или без него. При этом пакер состоит, по крайней мере, из корпуса, ствола и набора манжет. А разъединитель колонны труб состоит, по меньшей мере, из корпуса и ствола, разобщенных между собой уплотнительными элементами, и срезных винтов.The method includes lowering into a well with several layers on a pipe string without or with a plugged lower end of at least packers (mechanical, impulse, support, hydraulic, hydromechanical or electrical action) with or without a pipe string disconnector. In this case, the packer consists of at least a body, a barrel and a set of cuffs. And the pipe string disconnector consists of at least a housing and a barrel, sealed together by sealing elements, and shear screws.

Цель изобретения по варианту 1 достигается тем, что, по меньшей мере, между двумя призабойными зонами пластов размещают два пакера в любой из комбинаций и между ними спускают перепускной элемент в виде скважинной камеры или патрубка, или клапана, с циркуляционными каналами, причем после одновременной или раздельной посадки этих пакеров в скважине проверяют их герметичность, подавая жидкость между пакерами через перепускной элемент путем создания избыточного давления в колонне труб, причем при остановке подачи жидкости, если происходит падение значения последнего, то принимают посадку пакеров между пластами негерметичными и при этом поднимают их из скважины, а если, наоборот, при непадении избыточного давления - принимают посадку пакеров герметичными и запускают скважину в эксплуатации.The objective of the invention according to option 1 is achieved in that at least two packers in any of the combinations are placed between at least two bottom-hole zones of the formations and a bypass element is lowered between them in the form of a borehole chamber or pipe or valve, with circulation channels, and after simultaneous or separate landing of these packers in the well, check their tightness by supplying fluid between the packers through the bypass element by creating excessive pressure in the pipe string, and when the fluid supply stops, if If the value of the latter is important, then packers are seated between the seams unsealed and at the same time they are lifted from the well, and if, on the contrary, when the overpressure does not fall, they are sealed by the packers and the well is put into operation.

Для варианта 1 в зависимости от условия эксплуатации скважины также выполняют следующие технические решения:For option 1, depending on the operating conditions of the well, the following technical solutions are also performed:

- над верхним пластом устанавливают один пакер с гидравлическим якорем или без него и проверяют его герметичность только сверху, подавая жидкость в затрубное пространство скважины;- one packer with or without a hydraulic anchor is installed above the upper layer and its tightness is checked only from above, supplying fluid to the annulus of the well;

- над верхним пластом устанавливают два пакера без или с гидравлическим якорем;- two packers without or with a hydraulic anchor are installed above the upper layer;

- над верхним пластом с низким пластовым давлением устанавливают один пакер и проверяют его герметичность только сверху, подавая жидкость в затрубное пространство скважины;- one packer is installed above the upper reservoir with low reservoir pressure and its tightness is checked only from above, supplying fluid to the annulus of the well;

- над верхним пластом устанавливают два пакера для надежности разобщения затрубного пространство от пластов скважины;- two packers are installed above the upper formation for reliability of separation of the annulus from the formation of the well;

- между пакерами над верхним пластом размещают перепускной элемент, при этом проверяют их герметичность как сверху, так и снизу соответственно путем подачи избыточного давления в затрубное пространство и колонну труб;- between the packers above the upper layer place the bypass element, while checking their tightness both from above and from below, respectively, by applying excess pressure to the annulus and the pipe string;

- между всеми призабойными зонами пластов с низкими пластовыми давлениями устанавливают по два пакера и между ними размещают соответствующие перепускные элементы;- between all bottom-hole zones of formations with low reservoir pressures, two packers are installed and the corresponding bypass elements are placed between them;

- при наличии герметичности пакеров между призабойными зонами пластов разобщают циркуляционные каналы перепускного элемента путем установки в скважинной камере глухой пробки с помощью канатной техники;- in the presence of tightness of packers between the bottom-hole zones of the layers, the circulation channels of the bypass element are disconnected by installing a blind plug in the borehole chamber using cable technology;

- при наличии герметичности пакеров между призабойными зонами пластов разобщают циркуляционные каналы перепускного элемента путем перемещения втулки в клапане с помощью полого или неполого штока, или канатного инструмента;- in the presence of tightness of packers between the bottom-hole zones of the layers, the circulation channels of the bypass element are disconnected by moving the sleeve in the valve using a hollow or incomplete rod, or a rope tool;

- заглушенный нижний конец колонны труб выполняют в виде срезного узла с возможностью срабатывания его как от механического удара, так и от избыточного давления, для открытия прохода колонны труб для нижнего пласта после посадки и проверки герметичности пакеров;- the muffled lower end of the pipe string is made in the form of a shear assembly with the possibility of triggering it both from mechanical shock and from overpressure, to open the passage of the pipe string for the lower layer after planting and checking the tightness of the packers;

- под нижним пакером выше заглушенного нижнего конца колонны труб устанавливают ниппель для установки в него опрессовочного клапана;- under the lower packer above the muffled lower end of the pipe string, a nipple is installed to install a pressure valve in it;

- между пакерами или выше верхнего пакера на колонне труб спускают посадочное устройство и в него устанавливают разобщитель без или с посадочным гнездом под шар или опрессовочный клапан с помощью колонны труб малого диаметра для разделения полости колонн труб между собой и обеспечения разных независимых каналов для движения в них потока среды для пластов;- between the packers or above the top packer, the landing device is lowered on the pipe string and a disconnector is installed in it without or with a seating socket under the ball or pressure valve using a small diameter pipe string to separate the cavity of the pipe string among themselves and provide different independent channels for movement in them formation fluid flow;

- выше верхнего пакера установлен большего диаметра ниппель для опрессовочного клапана и/или скважинная камера со съемной глухой пробкой или клапаном;- a nipple for the crimping valve and / or a borehole chamber with a removable blind plug or valve is installed above the upper packer;

- в нижний конец колонны труб устанавливают срезной башмачный обратный клапан и его срезают после посадки и опрессовки пакеров путем создания избыточного давления в колонне труб.- a shear shoe check valve is installed at the lower end of the pipe string and it is cut off after planting and crimping the packers by creating excess pressure in the pipe string.

Цель изобретения по варианту 2 достигается тем, что, по меньшей мере, между двумя призабойными зонами пластов с низкими пластовыми давлениями устанавливают пакер, без или с гидравлическим якорем, выполненный с двумя наборами манжет, между которыми на стволе выполняют циркуляционные каналы и на нем размещают опорную втулку с перепускными каналами, при этом после посадки пакера между призабойными зонами пластов проверяют его герметичность, подавая жидкость между двумя наборами манжет через циркуляционные и перепускные каналы ствола и опорной втулки. При наличии герметичности пакера между призабойными зонами пластов, в частности, разобщают циркуляционные каналы ствола путем перемещения втулки в стволе с помощью полого или неполого штока, или канатного инструмента.The purpose of the invention according to option 2 is achieved in that at least between the bottom-hole zones of the reservoirs with low reservoir pressures, a packer is installed, with or without a hydraulic anchor, made with two sets of cuffs, between which circulation channels are made on the trunk and a support channel is placed on it a sleeve with bypass channels, in this case, after the packer is planted between the bottom-hole zones of the formations, it is checked for leaks by supplying fluid between two sets of cuffs through the circulation and bypass channels of the barrel and sleeve. In the presence of tightness of the packer between the bottom-hole zones of the layers, in particular, the circulating channels of the trunk are disconnected by moving the sleeve in the trunk using a hollow or incomplete rod, or a rope tool.

Цель изобретения по варианту 3 достигается тем, что, разъединитель колонны труб устанавливают, по меньшей мере, над пакером, расположенным между двумя призабойными зонами пластов, причем его ствол выполняют, по меньшей мере, с одной или двумя канавками под срезные винты и соответственно на корпусе обеспечивают два ряда отверстий со срезными винтами, причем при отсоединении корпуса от ствола срезают два ряда срезных винтов последовательно при повышении избыточной нагрузки на колонну труб при срыве пакера или пакеров.The objective of the invention according to option 3 is achieved in that the pipe string disconnector is installed at least above the packer located between the two bottom-hole zones of the seams, and its trunk is made with at least one or two grooves for shear screws and, respectively, on the housing provide two rows of holes with shear screws, and when disconnecting the body from the barrel, two rows of shear screws are cut sequentially with increasing excess load on the pipe string when the packer or packers are broken.

Варианты установки для реализации способа приводятся на фигурах 1-5, в частности на фиг.1, 2 и 3 - установка двухтрубная с перепускным элементом между пакерами в виде соответственно скважинной камеры, патрубка и клапана, с циркуляционными каналами; на фиг.4 - установка однотрубная с перепускным элементом между пакерами в виде скважинной камеры; на фиг.5 - установка однотрубная с циркуляционными каналами между наборами манжет пакеров; на фиг.6 - пакер с циркуляционными каналами между двух наборов манжет; на фиг.7 - разъединитель колонны.Installation options for implementing the method are given in figures 1-5, in particular in figures 1, 2 and 3 - a two-pipe installation with a bypass element between the packers in the form of, respectively, a borehole chamber, pipe and valve, with circulation channels; figure 4 - one-pipe installation with a bypass element between the packers in the form of a borehole chamber; figure 5 - installation of a single pipe with circulation channels between sets of cuffs packers; figure 6 - packer with circulation channels between two sets of cuffs; 7 is a column disconnector.

Способ включает в себя спуск в скважину 1 (фиг.1-5) с несколькими пластами (например, двух П1 и П2 или трех П1, П2 и П3) на колонне труб 2 пакеров 3, 4 (фиг.1, 2, 3) или 3, 4, 5 и 6 (фиг.4, 5), а также, в частном случае, пакера 7 (без или с якорем). Выше одного 3 или 4 (фиг.1-3), или нескольких 4 и 6 (фиг.4, 5) пакеров могут быть установлены разъединители колонны труб 8 и/или 9, для возможности отдельного спуска и посадки этих пакеров, а также исключения обрыва колонны труб 2 при повышении избыточной нагрузки при срыве пакеров. Колонны труб 2 спускают в скважину 1 без (например, см. фиг.1)10 или с (фиг.2, 4, 5) 11 заглушенным нижним концом.The method includes a descent into the well 1 (FIGS. 1-5) with several layers (for example, two P 1 and P 2 or three P 1 , P 2 and P 3 ) on a pipe string 2 of packers 3, 4 (FIG. 1 , 2, 3) or 3, 4, 5 and 6 (Figs. 4, 5), as well as, in the particular case, packer 7 (without or with an anchor). Above one 3 or 4 (Figs. 1-3), or several 4 and 6 (Figs. 4, 5) packers, pipe disconnectors 8 and / or 9 can be installed, for the possibility of separate descent and landing of these packers, as well as exceptions break in the pipe string 2 with an increase in excess load when the packers are broken. The pipe columns 2 are lowered into the well 1 without (for example, see FIG. 1) 10 or with (FIGS. 2, 4, 5) 11 a muffled lower end.

Для реализации способа по варианту 1 и опрессовки герметичности посадки пакеров 3, 4 (фиг.1, 2, 3) и/или 5, 6 (фиг.4, 5) располагают их соответственно между П1, П2 и/или П2, П3 призабойными зонами пластов с низкими пластовыми давлениями. При этом между пакерами 3, 4 и/или 5, 6 спускают перепускной элемент либо в виде скважинной камеры 12 (фиг.1) и/или 13 (фиг.4), либо в виде патрубка 14 (фиг.3) и/или 15 (фиг.5), либо же в виде клапана 16 (фиг.3), выполненными с циркуляционными каналами 17.To implement the method according to option 1 and pressure testing the tight fit of the packers 3, 4 (Figs. 1, 2, 3) and / or 5, 6 (Figs. 4, 5) place them respectively between P 1 , P 2 and / or P 2 , P 3 bottom-hole formation zones with low reservoir pressures. Moreover, between the packers 3, 4 and / or 5, 6, the bypass element is lowered either in the form of a borehole chamber 12 (Fig. 1) and / or 13 (Fig. 4), or in the form of a pipe 14 (Fig. 3) and / or 15 (figure 5), or in the form of a valve 16 (figure 3), made with circulation channels 17.

После одновременной или раздельной посадки пакеров 3 и 4, и/или 5 и 6 в скважине 1 проверяют их герметичность, подавая жидкость между этими пакерами через перепускной элемент путем создания избыточного давления в колонне труб 2, причем при остановке подачи жидкости, если происходит падение значения последнего, то принимают посадку пакеров 3 и 4, и/или 5 и 6 между пластами П1 и П2, и/или П2 и П3 негерметичными, и при этом поднимают их из скважины 1 для ревизии, а если, наоборот, при непадении избыточного давления - принимают посадку этих пакеров герметичными и далее запускают скважину 1 в эксплуатацию.After simultaneous or separate planting of packers 3 and 4, and / or 5 and 6 in well 1, their tightness is checked by supplying fluid between these packers through the bypass element by creating excessive pressure in the pipe string 2, moreover, when the fluid supply stops, if the value drops last, then take the packers 3 and 4, and / or 5 and 6 between the layers P 1 and P 2 , and / or P 2 and P 3, are leaky, and at the same time they are lifted from well 1 for revision, and if, on the contrary, in case of pressure drop - take the landing of these herme packers ary and then run the well 1-up.

Также при монтаже установки над верхним пластом П1, в частном случае, устанавливают один 7 (фиг.1-4) или, для надежности, два 7 и 18 пакера (фиг.5), и проверяют его или их на герметичность, сверху и/или снизу, подавая жидкость в затрубное пространство скважины 1 и/или в колонну труб 2. При этом между пакерами 7 и 18 может быть также установлен перепускной элемент для опрессовки их на герметичность.Also, when installing the installation above the upper layer P 1 , in the particular case, install one 7 (Figs. 1-4) or, for reliability, two 7 and 18 packers (Fig. 5), and check it or them for leaks, from above and / or from below, supplying fluid to the annulus of the well 1 and / or to the pipe string 2. At the same time, a bypass element can also be installed between the packers 7 and 18 for crimping them for tightness.

После проверки герметичности пакеров 4, 5 и/или 6, 7 для их надежности могут быть циркуляционные каналы 17 разобщены от полости колонны труб 2 путем установки, с помощью канатной техники, в соответствующей скважинной камере 12 и/или 13 (фиг.1, 4) глухой пробки (например, типа позиции 19) или же путем перемещения втулки в клапане 16 (фиг.3) с помощью полого или неполого штока 20, или канатного инструмента.After checking the tightness of the packers 4, 5 and / or 6, 7, for their reliability, the circulation channels 17 can be disconnected from the cavity of the pipe string 2 by installation, using cable technology, in the corresponding borehole chamber 12 and / or 13 (Figs. 1, 4 ) a dead plug (for example, type of position 19) or by moving the sleeve in the valve 16 (Fig.3) using a hollow or incomplete rod 20, or a rope tool.

При монтаже установки заглушенный нижний конец 11 (например, см. фиг.2) колонны труб 2, в частном случае, выполняют в виде срезного узла с возможностью срабатывания его как от механического удара (штангой и ясом), так и от избыточного давления, для открытия прохода труб под пакером 3 после посадки и проверки герметичности пакеров 3, 4, 7. Также для возможности повторной опрессовки герметичности компоновки под нижним пакером 3 выше заглушенного 11 нижнего конца колонны труб 2 устанавливают ниппель 21 для установки в него опрессовочного клапана меньшего диаметра. Кроме того, между пакерами 3 и 4 (фиг.1, 2) или выше (фиг.3) верхнего пакера 7 на колонне труб 2 спускают посадочное устройство 22, причем после герметичной посадки этих пакеров спускают на дополнительной колонне труб 23 малого диаметра и устанавливают в посадочное устройство 22 разобщитель 24, без или с посадочным гнездом 25 под шар или клапан, тем самым разделяют полости колонн труб 2 и 23 между собой, и обеспечивают разные независимые каналы для движения в них потока среды для пластов П1 и П2. При этом для потока верхнего пласта П2 между пакерами 4 и 7 устанавливают либо перепускной узел 26 (фиг.3), либо скважинную камеру 27 (фиг.1, 2). Причем в скважинной камере 27 при монтаже колонны труб 2 с пакерами 3, 4 и 5 находится глухая пробка (подобно позиции 19), которая извлекается с помощью канатной техники пред спуском колонны труб 23 в скважину 1.When installing the installation, the muffled lower end 11 (for example, see Fig. 2) of the pipe string 2, in a particular case, is performed as a shear assembly with the possibility of actuation of it both from a mechanical shock (rod and jar) and from overpressure, for opening the passage of pipes under the packer 3 after planting and checking the tightness of the packers 3, 4, 7. Also, to be able to re-pressurize the tightness of the arrangement, a nipple 21 is installed above the muffled 11 lower end of the pipe string 2 to install a pressure valve less of diameter. In addition, between packers 3 and 4 (Figs. 1, 2) or higher (Fig. 3) of the upper packer 7 on the pipe string 2, the landing device 22 is lowered, and after a tight fit of these packers, they are lowered on an additional pipe string 23 of small diameter and installed disconnector 24 into the planting device 22, without or with a planting socket 25 for a ball or valve, thereby separating the cavity of the pipe columns 2 and 23 among themselves, and provide different independent channels for the medium flow in them for formations P 1 and P 2 . In this case, for the flow of the upper layer P 2 between the packers 4 and 7, either a bypass assembly 26 (FIG. 3) or a borehole chamber 27 (FIGS. 1, 2) are installed. Moreover, in the well chamber 27 when installing the pipe string 2 with packers 3, 4 and 5, there is a blind plug (similar to position 19), which is removed using cable technology before the pipe string 23 is lowered into the well 1.

Выше верхнего пакера 7, в частном случае, устанавливают ниппель 28 большего диаметра для опрессовочного клапана и/или скважинную камеру 29 со съемной глухой пробкой или клапаном 19. Также в нижнем конце колонны труб 2 под нижним пакером 3 может быть установлен срезной башмачный обратный клапан 11 (фиг.2), который срезают после посадки и опрессовки пакеров путем создания избыточного давления в колонне труб 23.Above the upper packer 7, in a particular case, a larger diameter nipple 28 is installed for the crimping valve and / or the borehole chamber 29 with a removable blind plug or valve 19. Also, a shear shoe check valve 11 can be installed at the lower end of the pipe string 2 under the lower packer 3 (figure 2), which is cut off after planting and crimping the packers by creating excess pressure in the pipe string 23.

Для варианта 2 между двумя призабойными зонами пластов П1 и П2 устанавливают один пакер 3 (например, см. фиг.1), который состоит, по крайней мере, из корпуса 30 и ствола 31 (фиг.6). При этом на стволе 31 устанавливают два набора 32 и 33 манжет, а между ними выполняют циркуляционные каналы 34 и размещают опорную втулку 35 с перепускными каналами 36, причем после посадки пакера 3 между призабойными зонами пластов П1 и П2 проверяют его герметичность, подавая жидкость между двумя наборами манжет 32 и 33 через циркуляционные 34 и перепускные 36 каналы ствола 31 и опорной втулки 35. При наличии герметичности пакера 3 между призабойными зонами пластов П1 и П2, в частности, разобщают циркуляционные каналы 34 ствола 31 путем перемещения втулки 37 в стволе 31 с помощью полого или неполого штока, или канатного инструмента.For option 2, between two bottom-hole zones of formations P 1 and P 2 , one packer 3 is installed (for example, see Fig. 1), which consists of at least a body 30 and a barrel 31 (Fig. 6). At the same time, two sets of cuffs 32 and 33 are installed on the barrel 31, and circulation channels 34 are made between them and a support sleeve 35 with bypass channels 36 is placed, and after the packer 3 is planted, between the bottom-hole zones of formations P 1 and P 2 check its tightness by supplying liquid between the two sets of cuffs 32 and 33 through the circulation channels 34 and bypass 36 of the barrel 31 and the support sleeve 35. If the packer 3 is tight between the bottom-hole zones of the strata P 1 and P 2 , in particular, the circulating channels 34 of the barrel 31 are disconnected by moving the bushings and 37 in the barrel 31 using a hollow or incomplete rod, or rope tool.

Для варианта 3 разъединитель колонны труб состоит, по крайней мере, из корпуса 38 и ствола 39, разобщенных между собой уплотнительными элементами 40, и срезных винтов 41, 42 (фиг.7). Разъединитель колонны труб 8 (фиг.1-5) устанавливают, по меньшей мере, над пакером 3 или 4, или 6, или 8, расположенным между двумя призабойными зонами пластов П1 и П2 или П2 и П3, причем его ствол 39 выполняют, по меньшей мере, с одной 43 или двумя 43 и 44 канавками под срезные винты 41 и 42, и соответственно на корпусе 38 обеспечивают два ряда отверстий 45 и 46 со срезными винтами 41 и 42, причем при отсоединении корпуса 38 от ствола 39 срезают два ряда 41 и 42 срезных винтов последовательно при повышении избыточной нагрузки на колонну труб 2 при срыве пакера или пакеров 3, 4, 5, 6.For option 3, the pipe string disconnector consists of at least a housing 38 and a barrel 39 separated by sealing elements 40 and shear screws 41, 42 (Fig. 7). The disconnector of the pipe string 8 (Fig.1-5) is installed at least above the packer 3 or 4, or 6, or 8, located between two bottom-hole zones of the layers P 1 and P 2 or P 2 and P 3 , and its trunk 39 are made with at least one 43 or two 43 and 44 grooves for shear screws 41 and 42, and accordingly, two rows of holes 45 and 46 with shear screws 41 and 42 are provided on the body 38, moreover, when the body 38 is disconnected from the barrel 39 cut two rows of 41 and 42 shear screws in series with increasing excess load on the pipe string 2 when the packer or pack breaks Moat 3, 4, 5, 6.

Claims (17)

1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений, включающий спуск в скважину с несколькими пластами на колонне труб, без или с заглушенным нижним концом, по меньшей мере, пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия, без или с разъединителем колонны труб, отличающийся тем, что, по меньшей мере, между двумя призабойными зонами пластов размещают два пакера и между ними спускают перепускной элемент в виде скважинной камеры, или патрубка, или клапана, с циркуляционными каналами, причем после одновременной или раздельной посадки этих пакеров в скважине проверяют их герметичность, подавая жидкость между пакерами через перепускной элемент путем создания избыточного давления в колонне труб, причем при остановке подачи жидкости, если происходит падение значения последнего, то принимают посадку пакеров между пластами негерметичными и поднимают их из скважины, а если, наоборот, при не падении избыточного давления - принимают посадку пакеров герметичными и запускают скважину в эксплуатации.1. The method of simultaneous and separate operation of a well of multilayer deposits, including the descent into a well with several layers on a pipe string, without or with a muffled lower end, of at least mechanical, impulse, support, hydraulic, hydromechanical or electrical packers, without or with a pipe string disconnector, characterized in that at least two packers are placed between at least two bottomhole formation zones and a bypass element in the form of a borehole chamber or pipe is lowered between them, and and valves, with circulation channels, and after simultaneous or separate planting of these packers in the well, their tightness is checked by supplying fluid between the packers through the bypass element by creating excessive pressure in the pipe string, and when the fluid supply stops, if the value of the latter drops, then take the packers are sealed between the seams and lift them out of the well, and if, on the contrary, when the overpressure does not drop, they are sealed by the packers and run the well in operation. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что над верхним пластом устанавливают один пакер с гидравлическим якорем или без него и проверяют его герметичность только сверху, подавая жидкость в затрубное пространство скважины.2. The method according to claim 1, characterized in that one packer with or without a hydraulic anchor is installed above the upper layer and its tightness is checked only from above, supplying fluid to the annulus of the well. 3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что над верхним пластом устанавливают два пакера без или с гидравлическим якорем.3. The method according to claim 1 or 2, characterized in that two packers without or with a hydraulic anchor are installed above the upper layer. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что над верхним пластом с низким пластовым давлением устанавливают один пакер и проверяют его герметичность только сверху, подавая жидкость в затрубное пространство скважины.4. The method according to claim 1, characterized in that one packer is installed above the upper reservoir with low reservoir pressure and its tightness is checked only from above, supplying fluid to the annulus of the well. 5. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что над верхним пластом устанавливают два пакера.5. The method according to claim 1 or 2, characterized in that two packers are installed above the upper layer. 6. Способ по п.3, отличающийся тем, что между пакерами над верхним пластом размещают перепускной элемент, при этом проверяют их герметичность как сверху, так и снизу, соответственно, путем подачи избыточного давления в затрубное пространство и колонну труб.6. The method according to claim 3, characterized in that a bypass element is placed between the packers above the upper layer, and their tightness is checked both above and below, respectively, by applying excess pressure to the annulus and the pipe string. 7. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что между всеми призабойными зонами пластов с низкими пластовыми давлениями устанавливают по два пакера и между ними размещают соответствующие перепускные элементы.7. The method according to claim 1 or 2, characterized in that between all the bottom-hole zones of the reservoirs with low reservoir pressures, two packers are installed and the corresponding bypass elements are placed between them. 8. Способ по п.1, отличающийся тем, что при наличии герметичности пакеров между призабойными зонами пластов разобщают циркуляционные каналы перепускного элемента путем установки в скважинной камере глухой пробки с помощью канатной техники.8. The method according to claim 1, characterized in that in the presence of tightness of the packers between the bottom-hole zones of the layers, the circulation channels of the bypass element are disconnected by installing a blind plug in the borehole chamber using cable technology. 9. Способ по п.1 или 6, отличающийся тем, что при наличии герметичности пакеров между призабойными зонами пластов разобщают циркуляционные каналы перепускного элемента путем перемещения втулки в клапане с помощью полого или неполого штока или канатного инструмента.9. The method according to claim 1 or 6, characterized in that in the presence of tightness of the packers between the bottom-hole zones of the layers, the circulation channels of the bypass element are disconnected by moving the sleeve in the valve using a hollow or incomplete rod or rope tool. 10. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что заглушенный нижний конец колонны труб выполняют в виде срезного узла с возможностью срабатывания его как от механического удара, так и от избыточного давления, для открытия прохода колонны труб после посадки и проверки герметичности пакеров.10. The method according to claim 1 or 2, characterized in that the muffled lower end of the pipe string is made in the form of a shear assembly with the possibility of triggering it both from mechanical shock and from overpressure, to open the passage of the pipe string after landing and to check the tightness of the packers . 11. Способ по п.1 или 10, отличающийся тем, что под нижним пакером выше заглушенного нижнего конца колонны труб устанавливают ниппель для установки в него опрессовочного клапана.11. The method according to claim 1 or 10, characterized in that under the lower packer above the muffled lower end of the pipe string, a nipple is installed to install a pressure valve in it. 12. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что между пакерами или выше верхнего пакера на колонны труб спускают посадочное устройство и в него устанавливают разобщитель, без или с посадочным гнездом под шар или опрессовочный клапан, с помощью колонны труб малого диаметра для разделения полости колонн труб между собой и обеспечения разных независимых каналов для движения в них потока среды для пластов.12. The method according to claim 1 or 2, characterized in that between the packers or above the upper packer the landing device is lowered and a disconnector is installed in it, without or with a seating socket under the ball or pressure valve, using a pipe string of small diameter for dividing the cavity of the pipe columns among themselves and providing different independent channels for the movement of the medium flow for the layers in them. 13. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что выше верхнего пакера установлен большего диаметра ниппель для опрессовочного клапана и/или скважинная камера со съемной глухой пробкой или клапаном.13. The method according to claim 1 or 2, characterized in that a larger diameter nipple for the crimping valve and / or a borehole chamber with a removable blind plug or valve is installed above the upper packer. 14. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что в нижний конец колонны труб устанавливают срезной башмачный обратный клапан и его срезают после посадки и опрессовки пакеров путем создания избыточного давления в колонне труб.14. The method according to claim 1 or 2, characterized in that a shear shoe check valve is installed at the lower end of the pipe string and is cut off after planting and crimping the packers by creating excess pressure in the pipe string. 15. Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений, включающий спуск в скважину с несколькими пластами, по крайней мере, на одной колонне труб, без или с заглушенным нижним концом, по меньшей мере, пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действий, без или с разъединителем колонны труб, при этом пакеры состоят, по крайней мере, из корпуса, ствола и набора манжет, отличающийся тем, что, по меньшей мере, между двумя призабойными зонами пластов с низкими пластовыми давлениями устанавливают пакер, без или с гидравлическим якорем, выполненный с двумя наборами манжет, между которыми на стволе выполняют циркуляционные каналы и на нем размещают опорную втулку с перепускными каналами, при этом после посадки пакера между призабойными зонами пластов проверяют его герметичность, подавая жидкость между двумя наборами манжет через циркуляционные и перепускные каналы ствола и опорной втулки.15. A method for simultaneously and separately operating a well of multilayer fields, comprising lowering into a well with several layers, at least on one pipe string, without or with a muffled lower end of at least mechanical, impulse, support, hydraulic, hydromechanical or packers electrical action, without or with a pipe string disconnector, wherein the packers consist of at least a body, a barrel and a set of cuffs, characterized in that at least between the two bottom-hole zones of the bottom layers they install a packer with reservoir pressures, without or with a hydraulic anchor, made with two sets of cuffs, between which circulation channels are made on the trunk and a support sleeve with bypass channels is placed on it, and after the packer is planted between the bottom-hole zones of the formations, its tightness is checked by supplying liquid between two sets of cuffs through the circulation and bypass channels of the barrel and the support sleeve. 16. Способ по п.14, отличающийся тем, что при наличии герметичности пакера между призабойными зонами пластов разобщают циркуляционные каналы ствола путем перемещения втулки в стволе с помощью полого или неполого штока или канатного инструмента.16. The method according to 14, characterized in that in the presence of tightness of the packer between the bottom-hole zones of the layers, the circulating channels of the trunk are disconnected by moving the sleeve in the trunk using a hollow or incomplete rod or cable tool. 17. Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений, включающий спуск в скважину с несколькими пластами, по крайней мере, на одной колонне труб, без или с нижним заглушенным концом, по меньшей мере, пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действий, по меньшей мере, одного разъединителя колонны труб, состоящего, по крайней мере, из корпуса и ствола, разобщенных между собой уплотнительными элементами, и срезных винтов, отличающийся тем, что разъединитель колонны труб устанавливают, по меньшей мере, над пакером, расположенным между двумя призабойными зонами пластов, причем его ствол выполняют, по меньшей мере, с одной или двумя канавками под срезные винты и, соответственно, на корпусе обеспечивают два ряда отверстий со срезными винтами, причем при отсоединении корпуса от ствола срезают два ряда срезных винтов последовательно при повышении избыточной нагрузки на колонну труб при срыве пакера или пакеров. 17. A method for simultaneously and separately operating a well of multilayer fields, comprising lowering into a well with several layers, at least on one pipe string, without or with a lower plugged end, at least mechanical, impulse, support, hydraulic, hydromechanical or packers electrical action of at least one disconnector pipe string, consisting of at least a housing and a trunk, disconnected from each other by sealing elements, and shear screws, characterized in that the pipe string holder is installed at least above the packer located between the two bottom-hole zones of the layers, and its trunk is made with at least one or two grooves for shear screws and, accordingly, two rows of holes with shear screws are provided on the body, moreover, when disconnecting the body from the barrel, two rows of shear screws are cut sequentially while increasing the excess load on the pipe string when the packer or packers are broken.
RU2008134594/03A 2008-08-22 2008-08-22 Multi-reservoir well sumultanious-separate production method RU2380526C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008134594/03A RU2380526C1 (en) 2008-08-22 2008-08-22 Multi-reservoir well sumultanious-separate production method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2008134594/03A RU2380526C1 (en) 2008-08-22 2008-08-22 Multi-reservoir well sumultanious-separate production method

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2380526C1 true RU2380526C1 (en) 2010-01-27

Family

ID=42122156

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2008134594/03A RU2380526C1 (en) 2008-08-22 2008-08-22 Multi-reservoir well sumultanious-separate production method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2380526C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2475641C1 (en) * 2011-07-07 2013-02-20 ООО НТП "Нефтегазтехника" Method of investigation of leaktightness or leakiness of packer system and cement bridge of well
RU2495235C1 (en) * 2012-03-06 2013-10-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method and device for controlled pumping down to formations
RU2720727C1 (en) * 2019-10-22 2020-05-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation
CN112832717A (en) * 2021-03-11 2021-05-25 中联煤层气有限责任公司 Experimental device for simulating co-production of at least two gas producing layers and same shaft
CN114893157A (en) * 2022-06-21 2022-08-12 王芳 Method for layered oil production

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2475641C1 (en) * 2011-07-07 2013-02-20 ООО НТП "Нефтегазтехника" Method of investigation of leaktightness or leakiness of packer system and cement bridge of well
RU2495235C1 (en) * 2012-03-06 2013-10-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method and device for controlled pumping down to formations
RU2720727C1 (en) * 2019-10-22 2020-05-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation
CN112832717A (en) * 2021-03-11 2021-05-25 中联煤层气有限责任公司 Experimental device for simulating co-production of at least two gas producing layers and same shaft
CN114893157A (en) * 2022-06-21 2022-08-12 王芳 Method for layered oil production
CN114893157B (en) * 2022-06-21 2024-02-02 王芳 Layered oil extraction method for petroleum

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2495235C1 (en) Method and device for controlled pumping down to formations
US20130192846A1 (en) Resettable Ball Seat
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2334867C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
RU2380526C1 (en) Multi-reservoir well sumultanious-separate production method
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
RU2634317C1 (en) Method of controlled injection of liquid through formation (versions)
US10018039B2 (en) Fast-setting retrievable slim-hole test packer and method of use
RU102368U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS
US9133686B2 (en) Downhole tester valve having rapid charging capabilities and method for use thereof
RU2473790C1 (en) System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry
RU2533394C1 (en) Cut-off valve
DK202430127A1 (en) Well sealing tool with isolatable setting chamber background
RU2405914C1 (en) Method and device for well flushing
US20150075807A1 (en) Apparatus and Methods for Selectively Treating Production Zones
US8701778B2 (en) Downhole tester valve having rapid charging capabilities and method for use thereof
RU68588U1 (en) THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE STRAYS WITH THE COLUMN DISCONNECTOR
RU2350742C1 (en) Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well
AU2018293286B2 (en) Valve system
RU2738615C1 (en) Method for simultaneous separate production of oil from two formations of one well by production string
RU2425961C1 (en) Well operation method
RU2376460C1 (en) Equipment for multiple production of multilayer field wells
RU2004101186A (en) SHARIFF PACKING DISCONNECTING UNIT FOR OPERATION OF ONE OR MULTIPLE WELLS
RU52917U1 (en) INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS
RU2789494C1 (en) Well flushing device