RU2473791C1

RU2473791C1 - Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it

Info

Publication number: RU2473791C1
Application number: RU2011139437/03A
Authority: RU
Inventors: Олег Сергеевич Николаев
Original assignee: Олег Сергеевич Николаев
Priority date: 2011-09-27
Filing date: 2011-09-27
Publication date: 2013-01-27

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: device includes tubing string with a separating packer and well chamber with connection pipe. According to the invention, well chamber represents a hollow barrel with through radial holes made in its cylindrical surface. Each barrel is installed on tubing string coaxially to it. For that purpose, barrel is provided in its upper and lower parts with means to be connected to tubes of the string. Through radial holes of each barrel are located at its formation. Inner surface of each barrel is provided with a mounting seat for its connection pipe. Inner diameter of barrel is smaller than inner diameter of tubing string. Cylindrical connection pipe is tightly installed inside each barrel on its inner cylindrical surface coaxially to it. Cylindrical surface is equipped with through radial hole(s) coinciding with radial holes of barrel. Diameters of inner and outer surfaces of connection pipe and inner surface of barrel are larger than corresponding sizes of below lying connection pipe and barrel.

EFFECT: simpler design of plant and serviceability.

9 cl, 3 dwg

Description

Изобретение относится к скважинной разработке и эксплуатации многопластовых месторождений углеводородов и может быть использовано для поддержания проектного пластового давления в разных пластах путем закачки рабочего агента в них.The invention relates to the borehole development and operation of multilayer hydrocarbon deposits and can be used to maintain design reservoir pressure in different reservoirs by pumping a working agent into them.

Эффективность технологии на многопластовых месторождениях достигается за счет целенаправленного перераспределения и закачки рабочего агента по пластам нагнетательной скважины для поддержания проектного пластового давления в зоне отбора пластового флюида. Закачка и направление рабочего агента в каждый пласт с устья производится по отдельному каналу труб для оперативного измерения, учета расхода и регулировки режима закачки для каждого пласта в отдельности через соответствующий штуцер. Для этого необходимо произвести расчет и в процессе добычи неоднократно осуществлять подбор проходного сечения штуцера или регулятора для каждого пласта.The effectiveness of the technology in multilayer fields is achieved due to the targeted redistribution and injection of the working agent across the reservoirs of the injection well to maintain the design reservoir pressure in the formation fluid selection zone. The agent is injected and directed into each formation from the mouth through a separate pipe channel for on-line measurement, flow accounting, and adjustment of the injection regime for each formation separately through the corresponding fitting. For this, it is necessary to make a calculation and in the process of production repeatedly select the bore of the nozzle or regulator for each formation.

Известна скважинная установка одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (RU 2211311, МПК Е21В 43/14, «Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации», опубликовано 27.08.2003). Установка оснащена секциями с определенными техническими параметрами, расположенными над или под пакером. Каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру, в которой размещен клапан для регулирования потока. Скважинная камера имеет внеосевое, боковое расположение относительно центральной оси колонны, что вызывается необходимостью прохождения инструментов и приборов на канате в полости колонны труб к нижним пластам. По крайней мере один пакер оснащен разъединителем колонны труб и/или телескопическими соединениями. Суть работы этой установки состоит в погружении колонны труб в скважину, установке пакера, проверке пакера на герметичность, исследовании режима его работы с соответствующей секцией, разъединении от нее, поднятии колонны труб, затем ее спуска с другой секцией, соединение ее с предыдущей.Known downhole installation for simultaneous-separate development of several production facilities (RU 2211311, IPC ЕВВ 43/14, "Method for simultaneous-separate development of several production facilities and a downhole installation for its implementation", published August 27, 2003). The unit is equipped with sections with certain technical parameters located above or below the packer. Each section includes at least one borehole chamber in which a valve for controlling flow is placed. The downhole chamber has an off-axis, lateral arrangement relative to the central axis of the column, which is caused by the necessity of passing tools and instruments on the rope in the cavity of the pipe string to the lower layers. At least one packer is equipped with a pipe string disconnector and / or telescopic connections. The essence of the work of this installation is to immerse the pipe string into the well, install the packer, check the packer for leaks, study the mode of operation with the corresponding section, disconnect from it, raise the pipe string, then lower it with another section, connect it to the previous one.

В этом решении есть проблема множественности операций по установке оборудования в скважины, замерам, извлечению оборудования из скважины, корректировке параметров оборудования и установке клапанов с измененной характеристикой обратно в скважинную камеру. Каждый раз встает проблема герметичности посадки колонны труб, ее секций, скважинных камер, клапанов скважинных камер в свои посадочные места, расположенные в стороне от оси колонны. Конструкция установки сложна и нетехнологична. Посадка установки и ее отдельных узлов также нетехнологична, требует специального оборудования.In this solution, there is the problem of the multiplicity of operations for installing equipment in wells, measuring, extracting equipment from a well, adjusting equipment parameters and installing valves with a changed characteristic back into the well chamber. Each time, the problem arises of the tightness of the landing of the pipe string, its sections, borehole chambers, valves of the borehole chambers in their seats located away from the axis of the column. The design of the installation is complex and low-tech. Landing of the installation and its individual units is also low-tech, requires special equipment.

Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации/закачки в пласты рабочего агента нескольких нагнетательных объектов, которая описана в RU 2253009, МПК Е21В 43/14, «Способ Шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной», опубликовано 27.05.2005, бюл. №15. В соответствии с этим изобретением в скважине расположена одна колонна труб с постоянным диаметром, с пакером, установленным ниже верхнего пласта. Ниже и выше пакера, а именно у каждого пласта (фиг.1), установлен один посадочный узел в виде скважинной камеры со съемным клапаном для подачи через него рабочего агента в нижний или верхний пласты (фиг.1). Скважинная камера установлена сбоку от оси ствола колонны и снабжена радиальными пропускными каналами. Съемный клапан снабжен пропускными каналами, выполненными радиальными, и штуцерами, установленными соосно клапану (фиг.8). Это решение выбрано в качестве прототипа.A well-known installation for simultaneous-separate operation / injection into reservoirs of a working agent of several injection objects, which is described in RU 2253009, IPC Е21В 43/14, "The Sharifov method for simultaneous-separate and alternate operation of several layers of one injection well", was published on 05/27/2005 , bull. No. 15. In accordance with this invention, one pipe string with a constant diameter, with a packer installed below the upper formation, is located in the well. Below and above the packer, namely, each layer (Fig. 1), one landing unit is installed in the form of a borehole chamber with a removable valve for supplying a working agent through it to the lower or upper layers (Fig. 1). The borehole chamber is installed on the side of the axis of the barrel and is equipped with radial throughput channels. The removable valve is equipped with passage channels made radial, and fittings mounted coaxially to the valve (Fig. 8). This solution is selected as a prototype.

Технология закачки рабочего агента по пластам нагнетательной скважины для поддержания проектного пластового давления предполагает серию замеров расхода рабочего агента, проведение вычислительных операций, сравнение их с расчетными данными и корректировку характеристик съемных клапанов. Для корректировки характеристик необходимо многократно извлекать съемные клапаны из их посадочных узлов - скважинных камер. Поскольку скважинные камеры расположены сбоку от оси ствола колонны, установка съемных клапанов в сторону от оси, в боковое посадочное место создает большие технологические трудности, особенно если скважинные камеры находятся на большой глубине. Проблема заключается как в определении места нахождения самой скважинной камеры, так и в посадке клапанов в стороне от оси, да еще с обеспечением герметизации. Операции бокового извлечения клапанов и их обратной установки трудоемки, требуют точного совмещения оборудования с их посадочными местами, следовательно, высококвалифицированного персонала. Положение осложняется при оснащении установки двумя и более колоннами труб разных диаметров.The technology for injecting the working agent into the reservoirs of the injection well to maintain the design reservoir pressure involves a series of measurements of the flow rate of the working agent, performing computational operations, comparing them with calculated data and adjusting the characteristics of removable valves. To adjust the characteristics, it is necessary to repeatedly remove removable valves from their landing nodes - downhole chambers. Since the borehole chambers are located on the side of the axis of the barrel, installing removable valves away from the axis in the side seat creates great technological difficulties, especially if the borehole chambers are located at great depths. The problem lies both in determining the location of the borehole chamber itself and in the seating of the valves away from the axis, and even with the provision of sealing. Operations of lateral extraction of valves and their reinstallation are laborious, require precise combination of equipment with their seats, therefore, highly qualified personnel. The situation is complicated by equipping the installation with two or more columns of pipes of different diameters.

Задачей изобретения является упрощение конструкции установки, обеспечение технологичности операций по спуску и установке оборудования путем использования однотрубной технологии с осевым извлечением и последующей осевой посадкой отдельных ее узлов - клапанов и/или штуцеров без извлечения колонны НКТ и большей части оборудования.The objective of the invention is to simplify the design of the installation, ensuring the manufacturability of operations for launching and installing equipment by using single-tube technology with axial extraction and subsequent axial landing of its individual nodes - valves and / or fittings without removing the tubing string and most of the equipment.

Задача решается конструкцией установки для одновременно-раздельной эксплуатации скважины, которая представляет собой колонну насосно-компрессорных труб (далее НКТ), установленную в одну транзитную скважину, пересекающую несколько пластов. Соседние пласты герметично разъединены одним пакером. У каждого пласта установлена скважинная камера, снабженная штуцером для регулировки потока жидкости.The problem is solved by the design of the installation for simultaneous and separate operation of the well, which is a tubing string (hereinafter tubing) installed in one transit well crossing several layers. The adjacent formations are hermetically separated by one packer. Each reservoir has a borehole chamber equipped with a fitting for regulating fluid flow.

Отличием установки от прототипа является следующее. Скважинная камера представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности по ее периметру (окружности) сквозными радиальными отверстиями. Каждый тубус установлен на колонне НКТ соосно с ней, для чего в верхней и нижней своих частях он выполнен со средствами соединения с трубами колонны в виде муфт, снабженных резьбой. Колонна с тубусами и по крайней мере одним разъединительным пакером установлена в скважине так, что сквозные радиальные отверстия каждого тубуса расположены у своего пласта для сообщения их с разобщенным пакером межтрубным пространством в зоне воздействия на определенный пласт. Внутренняя поверхность каждого тубуса выполнена с посадочным седлом для своего штуцера. Это может быть обеспечено выполнением каждого тубуса в верхней его части с внутренним диаметром больше, чем внутренний диаметр его нижней части. Внутренний диаметр тубуса меньше внутреннего диаметра колонны НКТ так, что посадочное седло тубуса для вставки - штуцера выполнено выступающим внутрь полости колонны. Внутри каждого тубуса, на его внутренней цилиндрической поверхности соосно с ним, с внутренней стороны колонны НКТ установлен цилиндрический штуцер с герметизирующими кольцами. Для этого диаметр его наружной поверхности или части его наружной поверхности выполнен соответствующим внутреннему диаметру тубуса для сопряжения их смежных поверхностей. Цилиндрическая поверхность каждого штуцера снабжена сквозным(и) радиальным(и) отверстием(ями). В собранном виде пары тубус - штуцер радиальные отверстия штуцера по месту их выполнения совпадают с радиальными отверстиями тубуса для обеспечения беспрепятственного перетока жидкости в пласт через эти радиальные отверстия. Радиальные отверстия штуцера выполнены калиброванными или регулируемыми. Калиброванные сечения радиальных отверстий штуцеров определены исходя из геофизических данных каждого пласта. При возникновении необходимости изменить режим работы определенного пласта штуцер данного пласта заменяют на другой, с теми же габаритными размерами, но другими калиброванными сечениями радиальных отверстий. При более сложной конструкции возможно использование штуцеров с регулируемьм диаметром радиальных отверстий с использованием регулируемых клапанов.The difference between the installation of the prototype is the following. The downhole chamber is a hollow tube with through radial holes made in its cylindrical surface along its perimeter (circumference). Each tube is mounted on the tubing string coaxially with it; for this, in its upper and lower parts it is made with means for connecting to the string pipes in the form of threaded couplings. A column with tubes and at least one disconnecting packer is installed in the well so that the through radial holes of each tube are located at its formation to communicate with the disconnected packer annular space in the zone of influence on a particular formation. The inner surface of each tube is made with a landing seat for its fitting. This can be ensured by the execution of each tube in its upper part with an inner diameter greater than the inner diameter of its lower part. The inner diameter of the tube is less than the inner diameter of the tubing string so that the seat of the tube for insertion - fitting made protruding into the cavity of the column. Inside each tube, on its inner cylindrical surface, it is coaxial with it, on the inner side of the tubing string, a cylindrical fitting with sealing rings is installed. To do this, the diameter of its outer surface or part of its outer surface is made corresponding to the inner diameter of the tube to mate their adjacent surfaces. The cylindrical surface of each fitting is provided with a through (s) radial (s) hole (s). In assembled form, the tube – nozzle pairs the radial holes of the nozzle at the place of their execution coincide with the radial holes of the tube to ensure unhindered flow of fluid into the formation through these radial holes. The radial holes of the nozzle are calibrated or adjustable. The calibrated sections of the radial holes of the fittings are determined based on the geophysical data of each formation. If it becomes necessary to change the operating mode of a particular formation, the fitting of this formation is replaced with another, with the same overall dimensions, but with different calibrated sections of radial holes. With a more complex design, it is possible to use fittings with an adjustable diameter of the radial holes using adjustable valves.

Диаметры внутренней, внешней поверхности штуцера, внутренней поверхности тубуса больше соответствующих размеров нижерасположенных штуцера и тубуса. Самый большой внутренний и внешний диаметр имеет штуцер, расположенный выше других, самый маленький - у нижнего штуцера для нижнего пласта. Самый большой внутренний диаметр имеет тубус, расположенный выше других, самый маленький - у нижнего тубуса для нижнего пласта. Такое выполнение поверхностей штуцеров и тубусов при выполнении условий сопряжения их смежных поверхностей необходимо для точной и простой осевой выемки штуцеров через полости вышерасположенных тубусов со штуцерами. Самый маленький диаметр внутренней поверхности нижнего штуцера определен исходя из габаритов оборудования, спускаемого на канатной технике ниже нижнего пласта. Можно беспрепятственно выборочно менять любой штуцер в любом тубусе индивидуальным инструментом, проходящим через полости расположенных выше штуцеров. Между секциями, непосредственно над пакером, может быть установлен аварийный разъединитель. Выше верхнего пласта также установлен пакер для надежной работы колонны НКТ.The diameters of the inner, outer surface of the fitting, the inner surface of the tube is larger than the corresponding dimensions of the downstream fitting and tube. The largest internal and external diameter has a fitting located above the others, the smallest at the lower fitting for the lower reservoir. The largest inner diameter has a tube located above the others, the smallest - at the lower tube for the lower layer. This embodiment of the surfaces of the fittings and tubes under the conditions of coupling their adjacent surfaces is necessary for accurate and simple axial excavation of the fittings through the cavity of the upstream tubes with fittings. The smallest diameter of the inner surface of the lower fitting is determined based on the dimensions of the equipment lowered by cable technology below the lower layer. You can freely selectively change any fitting in any tube with an individual tool passing through the cavities of the fittings located above. Between the sections, directly above the packer, an emergency disconnector can be installed. A packer is also installed above the upper layer for reliable operation of the tubing string.

Задача решается также конструкцией скважинной камеры, снабженной штуцером, которая представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности по ее периметру (окружности) сквозными радиальными отверстиями. Тубус в верхней и нижней частях выполнен в виде муфт, снабженных резьбой. Внутренняя поверхность тубуса выполнена с посадочным седлом для штуцера, для чего тубус может быть выполнен с разным внутренним диаметром, сверху большим, снизу меньшим. Штуцер установлен внутри тубуса на его внутренней цилиндрической поверхности переменного сечения, на свое посадочное седло, соосно с ним, с герметизирующими кольцами. Соответствующие внутренние поверхности тубуса и наружные поверхности штуцера или их части выполнены сопрягаемыми. Такое выполнение сопрягаемых поверхностей тубуса и штуцера необходимо для точной и простой осевой установки штуцера в тубус сверху, через полость колонны НКТ.The problem is also solved by the design of the borehole chamber equipped with a fitting, which is a hollow tube with through radial holes made in its cylindrical surface along its perimeter (circle). The tube in the upper and lower parts is made in the form of couplings equipped with threads. The inner surface of the tube is made with a landing seat for the fitting, for which the tube can be made with different inner diameters, large above, smaller below. The fitting is installed inside the tube on its inner cylindrical surface of variable cross-section, on its landing seat, coaxially with it, with sealing rings. The corresponding inner surfaces of the tube and the outer surfaces of the nozzle or parts thereof are mated. This embodiment of the mating surfaces of the tube and fitting is necessary for accurate and simple axial installation of the fitting in the tube from above, through the cavity of the tubing string.

Штуцер снабжен калиброванным(и) или регулируемым(и) радиальным(и) сквозным(и) отверстием(ями), выполненным(и) в его цилиндрической поверхности, по месту расположения совпадающими с соответствующими отверстиями тубуса. На внутренней поверхности каждого тубуса в области расположения его радиальных сквозных отверстий могут быть выполнены выемки (выборки) с образованием полости между тубусом и установленным в нем штуцером, или отверстия тубуса выполнены значительно большего диаметра по отношению к диаметру радиальных отверстий штуцера. Это гарантирует переток жидкости с необходимым количественным расходом из штуцера в соответствующий пласт даже при значительном угловом отклонении осей их радиальных отверстий при неточной посадке штуцера в седло тубуса. Проходные сечения радиальных отверстий штуцера определены исходя из геофизических характеристик каждого пласта.The fitting is equipped with calibrated (s) or adjustable (s) radial (s) through-hole (s) made (s) in its cylindrical surface, at the location matching with the corresponding openings of the tube. On the inner surface of each tube in the area of the location of its radial through holes, recesses (selections) can be made with the formation of a cavity between the tube and the fitting installed in it, or the holes of the tube are made much larger in diameter with respect to the diameter of the radial holes of the nozzle. This ensures the flow of fluid with the required quantitative flow rate from the nozzle to the corresponding formation even with a significant angular deviation of the axes of their radial holes with an inaccurate fit of the nozzle into the tube seat. The bore sections of the fitting’s radial holes are determined based on the geophysical characteristics of each formation.

На фиг.1 представлена установка для закачки воды или рабочего агента в два пласта для одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины. На фиг.2 дано увеличенное изображение пары тубус-штуцер, установленной на колонне НКТ, из которого видна возможная конфигурация расположения точек сопряжения штуцера с тубусом. Стрелками показано направление движения жидкости, закачиваемой в пласты. На фиг.3 дано изображение внешнего вида тубуса с радиальными отверстиями (фиг.3а) и его сечение (фиг.3б) со вставленным в него штуцером.Figure 1 shows the installation for pumping water or a working agent into two layers for simultaneous and separate operation of a two-layer well. Figure 2 shows an enlarged image of a pair of tube-fitting installed on the tubing string, from which you can see the possible configuration of the location of the connection points of the nozzle with the tube. The arrows indicate the direction of motion of the fluid pumped into the reservoirs. Figure 3 shows the image of the appearance of the tube with radial holes (figa) and its cross section (figb) with a fitting inserted into it.

Установка выполнена на колонне 1 НКТ, спущенной в одну транзитную скважину 2, пересекающую два пласта 3 и 4. Количество эксплуатируемых пластов не имеет значения. Пласты 3 и 4 герметично разъединены пакером 5. У каждого пласта в каждой секции колонны 1 НКТ соосно с ней установлена скважинная камера - полый тубус 6 с выполненными по кругу в его цилиндрической поверхности сквозными радиальными отверстиями 7. Тубусы 6 снабжены сверху и снизу муфтовой частью 8а и 86 соответственно с резьбой для соединения с трубами колонны 1. Радиальные отверстия 7 тубусов 6 расположены непосредственно у пластов 3, 4. Внутренняя поверхность тубуса 6 выполнена разного сечения: в верхней части большего диаметра, в нижней - меньшего. Внутри тубуса 6, на его внутренней цилиндрической поверхности переменного сечения (фиг.3) соосно с ним установлена цилиндрическая вставка - штуцер 9 с герметизирующими кольцами, также снабженная радиальными отверстиями 10, как это видно на фиг.1, 2. Наружный диаметр штуцера 9 соответствует внутреннему диаметру тубуса 6, при этом соответствующие внутренние поверхности тубуса 6 и наружные поверхности штуцера 9 выполнены сопрягаемыми. Такое выполнение сопрягаемых поверхностей тубуса 6 и штуцера 9 необходимо для точной и простой осевой установки штуцера 9 в тубус 6 сверху, с использованием канатной техники. Как видно на фиг.1, диаметры внутренних и внешних поверхностей разных штуцеров, установленных в тубусы у своих пластов, а также диаметры внутренних поверхностей разных тубусов разные. Самый большой внутренний, внешний диаметр имеет штуцер, расположенный выше другого, диаметром меньше выполнен нижний штуцер для нижнего пласта. Самый большой внутренний диаметр имеет тубус, расположенный выше другого, у нижнего тубуса для нижнего пласта внутренний диаметр меньше. Радиальные отверстия 10 штуцера 9 выполнены сквозными. Штуцер 9 выполнен из высокопрочного и износостойкого материала, установлен в тубус 6 на свое посадочное место между резиновыми кольцами. Проходные сечения радиальных отверстий 10 штуцеров 9 выполнены исходя из геофизических характеристик каждого пласта. Между секциями, над нижней секцией непосредственно под пакером 5 может быть установлен аварийный разъединитель 11. Посадочное седло штуцера обозначено позицией 12. Позицией 13 обозначена выборка в теле тубуса 6 на его внутренней поверхности в области расположения радиальных отверстий 7. Позицией 14 обозначен дополнительный пакер, расположенный выше верхнего пласта 3 и предназначенный для обеспечения надежности работы колонны 1 НКТ.The installation was performed on tubing string 1, launched into one transit well 2, intersecting two layers 3 and 4. The number of reservoirs in operation does not matter. Formations 3 and 4 are hermetically separated by a packer 5. At each formation in each section of the tubing string 1, a borehole chamber is installed coaxially with it - a hollow tube 6 with through radial holes made in a circle in its cylindrical surface 7. The tubes 6 are provided with a sleeve part 8a above and below and 86, respectively, with a thread for connecting to the pipes of the column 1. The radial holes 7 of the tubes 6 are located directly at the layers 3, 4. The inner surface of the tube 6 is made of different sections: in the upper part of the larger diameter, in the lower - smaller . Inside the tube 6, on its inner cylindrical surface of variable cross-section (Fig. 3), a cylindrical insert is installed coaxially with it - a nozzle 9 with sealing rings, also provided with radial holes 10, as can be seen in Figs. 1, 2. The outer diameter of the nozzle 9 corresponds to the inner diameter of the tube 6, while the corresponding inner surfaces of the tube 6 and the outer surfaces of the nozzle 9 are made mating. This embodiment of the mating surfaces of the tube 6 and the nozzle 9 is necessary for accurate and simple axial installation of the nozzle 9 in the tube 6 from above, using cable technology. As can be seen in figure 1, the diameters of the inner and outer surfaces of different fittings installed in the tubes at their layers, as well as the diameters of the inner surfaces of different tubes are different. The largest internal, external diameter has a nozzle located above the other, with a diameter less than the lower fitting for the lower layer. The largest inner diameter has a tube located above the other, at the lower tube for the lower layer, the inner diameter is smaller. Radial holes 10 of the fitting 9 are made through. The fitting 9 is made of high-strength and wear-resistant material, is installed in the tube 6 at its seat between the rubber rings. The bore sections of the radial holes 10 of the nozzles 9 are made on the basis of the geophysical characteristics of each layer. Between the sections, above the lower section directly below the packer 5, an emergency disconnector 11 can be installed. The seat seat of the nozzle is indicated by 12. The sample 13 in the body of the tube 6 on its inner surface in the area of the radial holes 7. The position of the additional packer 14 is located. above the upper layer 3 and designed to ensure the reliability of the string 1 tubing.

Установка работает следующим образом.Installation works as follows.

До спуска установки проводят монтаж колонны 1 НКТ и тубусов 6. Далее проводят построение индикаторных кривых зависимости расхода воды от проектного пластового давления по крайней мере на трех режимах для каждого пласта. Для этого определяют нижнюю границу давления Рпл, при котором пласт начинает принимать, давление, при котором расход воды выходит за рамки линейности (точка перегиба индикаторной кривой), и максимальное значение расхода, при котором дальнейшее увеличение давления в пласте уже не приводит к увеличению расхода жидкости. Построение индикаторных кривых позволяет определить важнейшие параметры для расчета проходных сечений радиальных отверстий 10 штуцеров 9.Before the descent of the installation, installation of the tubing string 1 and tubes 6 is carried out. Next, indicator curves are plotted for the dependence of water flow on the design reservoir pressure in at least three modes for each formation. To do this, determine the lower boundary of the pressure Rpl, at which the reservoir begins to take, the pressure at which the water flow goes beyond linearity (the inflection point of the indicator curve), and the maximum flow rate at which a further increase in pressure in the reservoir no longer leads to an increase in fluid flow . The construction of indicator curves allows you to determine the most important parameters for calculating the bore of the radial holes 10 fittings 9.

После расчета каждого штуцера 9 со своим расчетным проходным сечением радиальных отверстий они устанавливаются в свой тубус 6 на дневной поверхности, далее вся установка на колонне труб с пакерами, тубусами и штуцерами спускается на заданную глубину так, чтобы каждый тубус 6 со своим штуцером 9 встал у своего пласта. Далее проводят посадку пакеров, в частности, нижнего механического пакера 5, и определяют герметичность их посадки обычными известными средствами. Далее начинают закачку рабочей среды во все пласты, используя внутреннюю полость колонны 1, как показано стрелками на фиг.1, 2. При обнаружении отклонения от плановых объемов закачки агента в пласт впоследствии либо ввиду непредвиденного перераспределения объемов закачки проводят простое осевое извлечение того или иного штуцера 9 из своего тубуса 6 с использованием канатной техники. Все расположенные внизу штуцеры 9, подлежащие замене, последовательно проводят через внутренние сечения вышерасположенных штуцеров 9 в своих тубусах 6, без боковых их перемещений, не затрагивая других установленных узлов конструкции установки, не подлежащих замене. Это позволяют сделать внутренние размеры вышерасположенных штуцеров, как было сказано выше. Далее на дневной поверхности проводят ревизию извлеченных штуцеров и после их смены новые расчетные штуцера устанавливают по оси колонны внутри нее на свои посадочные места 12 своих тубусов 6, не изменяя положения ни колонны НКТ, ни тубусов на ней, ни оставшихся штуцеров, упрощая указанные операции. Для этих операций не требуется привлечения тяжелой подъемной техники (подъемных агрегатов) и извлечения колонны 1 НКТ из скважины, снимаются проблемы внеосевой стыковки колонны труб с тубусами - скважинными камерами 6, штуцеров 9 с их посадочными местами в тубусах, вопросы разгерметизации и повторной герметизации их. Благодаря осевой конструкции тубусов 6 и осевому их расположению в стволе колонны 1, с диаметром внутреннего сечения меньше внутреннего диаметра колонны, осевой конструкции штуцеров 9, наружная поверхность которых выполнена сопрягаемой с внутренней поверхностью тубуса, посадить штуцер в свой тубус с его посадочным седлом 12 просто. Их установка происходит быстро и без проблем при сопряжении и герметизации.After calculating each nozzle 9 with its calculated bore of the radial holes, they are installed in their tube 6 on the day surface, then the entire installation on the column of pipes with packers, tubes and fittings descends to a predetermined depth so that each tube 6 with its nozzle 9 stands at his stratum. Next, the packers are planted, in particular, the lower mechanical packer 5, and the tightness of their planting is determined by conventional known means. Then, the working medium is pumped into all the strata using the internal cavity of the column 1, as shown by the arrows in Figs. 1, 2. If a deviation from the planned volumes of the injection of the agent into the stratum is detected, subsequently or due to unforeseen redistribution of the injection volumes, a simple axial extraction of one or another fitting is carried out 9 from your tube 6 using cable technology. All downstream fittings 9 to be replaced are sequentially drawn through internal sections of the upstream fittings 9 in their tubes 6, without their lateral movements, without affecting other installed units of the installation structure that are not to be replaced. This allows you to do the internal dimensions of the upstream fittings, as mentioned above. Next, on the day surface, the extracted fittings are inspected and, after their change, the new design fittings are installed along the axis of the column inside it into their seats 12 of their tubes 6, without changing the position of either the tubing string or the tubes on it, or the remaining fittings, simplifying these operations. For these operations, it is not necessary to attract heavy lifting equipment (lifting units) and to remove the tubing string 1 from the well, the problems of off-axis joining of the pipe string with tubes - downhole chambers 6, nozzles 9 with their seats in the tubes, issues of depressurization and re-sealing them are removed. Due to the axial design of the tubes 6 and their axial location in the barrel of the column 1, with an inner diameter less than the inner diameter of the column, the axial design of the fittings 9, the outer surface of which is mated with the inner surface of the tube, it is easy to fit the fitting into your tube with its seat saddle 12. Their installation is quick and without problems when pairing and sealing.

Claims

1. Installation for simultaneous separate operation of the well, which is a string of tubing - tubing with a disconnecting packer, a borehole chamber equipped with a fitting, characterized in that the borehole chamber is a hollow tube with through radial holes made in its cylindrical surface, each the tube is mounted on the tubing string coaxially with it, for which, in its upper and lower parts, it is made with means for connecting to the tubing pipes, through radial holes each of the tube are located near its formation, the inner surface of each tube is made with a landing seat for its fitting, the inner diameter of the tube is smaller than the inner diameter of the tubing string, inside each tube, on its inner cylindrical surface, a cylindrical fitting is sealed coaxially with it, the cylindrical surface of which is provided with a through / through radial / radial hole / holes matching / matching with the radial holes of the tube, the diameters of the inner, outer surface of pieces Cera, the inner surface of the tube is larger than the corresponding sizes of the downstream fitting and tube.

2. Installation according to claim 1, characterized in that the means for connecting the tube to the pipes of the column are made in the form of couplings equipped with threads.

3. Installation according to claim 1, characterized in that the inner diameter of the upper part of the tube is larger than the inner diameter of its lower part.

4. The installation according to claim 1, characterized in that the radial holes of the nozzle are calibrated or adjustable depending on the geophysical data of the formation.

5. A borehole chamber equipped with a fitting, characterized in that it is made in the form of a hollow tube with through radial holes in its cylindrical surface, the tube in the upper and lower parts is made in the form of couplings, the inner surface of the tube is made with a landing seat for the fitting, the fitting is installed inside the tube is hermetically aligned with it, the nozzle is equipped with a calibrated or adjustable radial through hole made in its cylindrical surface, at the location coinciding with the corresponding holes tube.

6. The downhole chamber according to claim 5, characterized in that the tube is made with a variable inner diameter, large above, smaller below.

7. The downhole chamber according to claim 5, characterized in that on the inner surface of each tube in the region where its radial through holes are located, samples are made with the formation of a cavity between the tube and the fitting installed in it.

8. The borehole chamber according to claim 5, characterized in that the openings of the tube are made of a larger diameter with respect to the diameter of the radial holes of the fitting.

9. The borehole chamber according to claim 5, characterized in that the bore sections of the fitting’s radial holes are determined based on the geophysical characteristics of each formation.