RU2513374C1 - Method of production string sealing - Google Patents

Method of production string sealing Download PDF

Info

Publication number
RU2513374C1
RU2513374C1 RU2012157802/03A RU2012157802A RU2513374C1 RU 2513374 C1 RU2513374 C1 RU 2513374C1 RU 2012157802/03 A RU2012157802/03 A RU 2012157802/03A RU 2012157802 A RU2012157802 A RU 2012157802A RU 2513374 C1 RU2513374 C1 RU 2513374C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
packer
sealing
landing
upper packer
production casing
Prior art date
Application number
RU2012157802/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Ильгизар Хасимович Махмутов
Радик Зяузятович Зиятдинов
Владимир Михайлович Акуляшин
Фарид Баширович Сулейманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина
Priority to RU2012157802/03A priority Critical patent/RU2513374C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2513374C1 publication Critical patent/RU2513374C1/en

Links

Images

Landscapes

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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: method of production string sealing includes running-in of two packers interconnected by a tube at a setting tool made as a flow column, setting of these packers in production string above and below the sealing failure and further removal of the setting tool. Before occurrence of failure in the production string sealing samples are taken and initial specific weight of the stratum fluid is determined, then at the well head the following assembly is arranged bottom-up: the lower packer, a tube, the upper packer, the left crossover shoe, a dead-ended coupling, a perforated tube; the assembly is run-in at the setting tool to the place of sealing failure occurrence; then the lower packer is seated by its axial movement per 1.5m up and down and the upper packer is seated by unloading of the assembly to the lower packer; then the well over the upper packer is filled with process fluid and the flow column if pressurised under excess pressure that does not exceed permitted pressure on the flow column; the flow column is withhold under excess pressure during 30 minutes and tightness of the upper packer seating is checked; when the upper packer seating is untight the upper and lower packers are unset and the whole assembly is removed for the purpose of its inspection and thereafter all above operations are performed up to tight seating of the upper packer; when the upper packer seating is tight then the setting tool is rotated clockwise, the setting tool is unscrewed and removed together with the perforated tube, the dead-ended coupling and the left crossover shoe from the flow column to the surface; operation of the well is started, samples are taken and specific weight of the stratum fluid is determined; by comparison of the initial and retested value of the stratum fluid specific weight sealing of the lower packer seating is defined; if the lower packer sealing is untight then repeated sealing of the flow column is performed as described above from running-in of the assembly to the place of sealing failure up to determination of tightness for the lower packer seating.
EFFECT: this method of production string sealing allows increasing efficiency and quality of the production string sealing, reducing time for production string sealing; the method is also simple in use as the whole sealing process is performed during one run of the tool.
3 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам герметизации эксплуатационной колонны.The invention relates to the oil industry, in particular to methods for sealing a production casing.

Известен способ восстановления герметичности эксплуатационных колонн (патент RU 2116432, МПК Е21В 33/13, опубл. в бюл. №21 от 27.07.1998 г.), включающий приготовление и закачку в скважину тампонирующих смесей, в том числе цементного раствора, их продавку за колонну в интервал негерметичности эксплуатационной колонны.A known method of restoring the tightness of production casing (patent RU 2116432, IPC ЕВВ 33/13, published in bulletin No. 21 dated 07/27/1998), including the preparation and injection into the well of plugging mixtures, including cement mortar, selling them for the column in the interval leaks production casing.

Недостатком данного способа является то, что закачка цементного раствора не обеспечивает восстановления герметичности эксплуатационной колонны, поэтому при повышенной приемистости интервала негерметичности успешность изоляционных работ не превышает 20%.The disadvantage of this method is that the injection of cement does not ensure the restoration of the tightness of the production string, therefore, with an increased throttle response interval, the success of the insulation work does not exceed 20%.

Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому является способ герметизации эксплуатационной колонны и отключения пластов (патент RU №2215122, МПК Е21В 33/122, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2003 г.), включающий установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважину устанавливают нижний пакер с полированной втулкой ниже герметизируемого интервала, но выше продуктивного пласта, а затем спускают второй пакер с присоединенной к нему трубой, на конце которой установлен плунжер, вставляют плунжер во втулку нижнего пакера и сажают верхний пакер. Также способ герметизации эксплуатационной колонны включает установку с помощью посадочного инструмента двух пакеров: верхнего и нижнего, соединение их между собой трубой, при этом сначала в скважине сажают оба пакера, снабженных втулками, а затем спускают трубу, по концам которой размещены плунжеры, причем нижний пакер устанавливают выше продуктивного пласта.The closest in technical essence to the proposed one is a method of sealing a production casing and shutting down the formations (patent RU No. 2215122, IPC ЕВВ 33/122, published in bulletin No. 30 dated 10.27.2003), including the installation of two packers using the landing tool : upper and lower, connecting them together with a pipe, at the same time first install a lower packer with a polished sleeve below the sealing interval, but above the reservoir, and then lower the second packer with a pipe attached to it, at the end of which After plunger, insert the plunger into the sleeve of the lower packer and plant the upper packer. Also, the method of sealing the production casing involves installing two packers using the landing tool: the upper and lower, connecting them to each other with a pipe, first putting both packers equipped with bushings in the well, and then lowering the pipe, the ends of which are plungers, the lower packer set above the reservoir.

Недостатками способа являются:The disadvantages of the method are:

- во-первых, сложность технологического процесса герметизации эксплуатационной колонны, связанная с проведением нескольких спуско-подъемных операций при проведении герметизации эксплуатационной колоны;- firstly, the complexity of the technological process of sealing the production string associated with several tripping operations during the sealing of the production string;

- во-вторых, невозможность определения герметичности верхнего пакера в процессе проведения работ по герметизации эксплуатационной колонны, что снижает качество и увеличивает время проведения работ;- secondly, the impossibility of determining the tightness of the upper packer in the process of sealing the production casing, which reduces the quality and increases the time of work;

- в-третьих, в случае негерметичной посадки верхнего пакера для извлечения двухпакерной компоновки требуется привлечение дополнительных технических средств.- thirdly, in case of an unpressurized landing of the upper packer, additional technical means are required to extract the two-packer arrangement.

Техническими задачами предложения являются повышение эффективности и качества герметизации эксплуатационной колонны, сокращение времени проведения процесса, а также упрощение технологического процесса осуществления способа за одну спуско-подъемную операцию.The technical objectives of the proposal are to increase the efficiency and quality of sealing the production casing, reducing the process time, as well as simplifying the process of the method in one round trip.

Поставленные технические задачи решаются способом герметизации эксплуатационной колонны, включающим спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента.The stated technical problems are solved by the method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of the well on the landing tool of two packers connected by a pipe, their landing in the production casing above and below the leakage interval, followed by removal of the landing tool.

Новым является то, что до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, заглушенная муфта, перфорированный патрубок, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер производят посадку верхнего пакера, затем заполняют скважину над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают верхний и нижний пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивают посадочный инструмент и извлекают посадочный инструмент с перфорированным патрубком, заглушенной муфтой и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию, отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости, сравнением значений удельного веса пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.New is that before leakage of the production string is taken, samples are taken and the initial specific gravity of the formation fluid is determined, then the following arrangement is collected from the bottom to the top of the well: lower packer, pipe, upper packer, left sub, plugged coupling, perforated pipe, lower the assembly on the landing tool in the interval of leakage of the production string, then axially moving 1.5 m up and down, the lower packer is planted, and then unloading the layout on the lower pa cores make the landing of the upper packer, then fill the well above the upper packer with process fluid and pressurize the production casing under an overpressure not exceeding the permissible pressure on the production casing, maintain the production casing under overpressure for 30 minutes and determine the tightness of the landing of the upper packer, with an unpressurized landing the upper packer tear off the upper and lower packers and remove the entire layout for revision, and then repeat the above operation and until the upper packer is tightly seated, when the upper packer is tightly seated, the landing tool is rotated clockwise from the wellhead, the landing tool is unscrewed and the landing tool is removed with a perforated nozzle, a plugged sleeve and a left sub from the production casing to the surface, the well is put into operation, selected samples and re-determine the specific gravity of the reservoir fluid by comparing the specific gravity of the reservoir fluid in the initial and repeated samples x is determined landing tightness lower packer when unpressurized landing lower packer operate resealing the production tubing, as described above, from the shutter assembly into the production tubing leaking interval to determine the tightness of fit of the lower packer.

На фиг.1-3 схематично изображен предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны.Figure 1-3 schematically shows the proposed method of sealing a production casing.

Способ герметизации эксплуатационной колонны реализуют в добывающей скважине следующим образом.The method of sealing the production string is implemented in the production well as follows.

До возникновения негерметичности эксплуатационной колонны, например, в эксплуатационной колонне 168 мм, отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости.Before leakage of the production string occurs, for example, in the production string of 168 mm, samples are taken and the initial specific gravity of the formation fluid is determined.

Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости, помещают в нее ариометр и определяют значение удельного веса пластовой жидкости. Например, удельный вес составил 1,06 г/см3.To do this, a sample of the produced formation fluid is taken at the wellhead, ariometer is placed in it, and the specific gravity of the formation fluid is determined. For example, the specific gravity was 1.06 g / cm 3 .

После возникновения негерметичности на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер 1 (фиг.1), труба 2, в качестве которой применяют колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) диаметром, например, 89 мм, длину которой выбирают больше протяженности интервала негерметичности с нарушениями 3', 3”…3n по эксплуатационной колонне 4. Например, протяженность интервала негерметичности с нарушениями 3', 3”…3n находится в интервале 1140-1350 м, т.е. составляет 210 м, и поэтому длину НКТ выбирают равной, например, 230 м. Далее на трубу 2 наворачивают верхний пакер 5. Затем на верхний пакер 5 наворачивают левый переводник 6, на который сверху крепят заглушенную муфту 7, а выше - перфорированный патрубок 8.After a leak occurs at the wellhead, the following arrangement is assembled from the bottom up: the bottom packer 1 (Fig. 1), pipe 2, which is used as a tubing string (tubing) with a diameter of, for example, 89 mm, the length of which is selected over the length of the interval leaks with violations 3 ', 3 ”... 3 n along production casing 4. For example, the length of the leak interval with violations 3', 3” ... 3 n is in the range 1140-1350 m, i.e. is 210 m, and therefore the length of the tubing is chosen, for example, 230 m. Then, the upper packer 5 is screwed onto the pipe 2. Then, the left sub 6 is screwed onto the upper packer 5, onto which the plugged coupling 7 is mounted on top, and the perforated pipe 8 is mounted above.

В качестве заглушенной муфты 7 применяют муфту по ГОСТ 633-80 «Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним», в проходное отверстие которой герметично установлена заглушка. В качестве перфорированного патрубка применяют отрезок трубы, например НКТ диаметром 73 мм, длиной 1 м с отверстиями 8'; 8”;…8n диаметром 6 мм.As a plugged sleeve 7, a sleeve is used in accordance with GOST 633-80 "Tubing and coupler to them", in which a plug is sealed in the passage opening. As a perforated nozzle, a pipe segment is used, for example tubing with a diameter of 73 mm, a length of 1 m with holes 8 '; 8 ”; ... 8 n with a diameter of 6 mm.

Используют пакеры следующих марок: например, нижний пакер 1 марки ПРО-ЯМО2-142, верхний пакер 5 марки ПРО-ЯВЖ-О-142, выпускаемые НПФ «Пакер» (г. Октябрьский, Республика Башкортостан, Российская Федерация).Packers of the following brands are used: for example, the bottom packer 1 of the PRO-YAMO2-142 brand, the top packer 5 of the PRO-YaVZh-O-142 brand, manufactured by the Packer NPF (Oktyabrsky, Republic of Bashkortostan, Russian Federation).

Далее производят спуск компоновки на посадочном инструменте 9 в интервал негерметичности 3 эксплуатационной колонны 4. В качестве посадочного инструмента 9 применяют колонну НКТ, например, диаметром 73 мм.Next, release the layout on the landing tool 9 in the leakage interval 3 of the production string 4. As the landing tool 9, a tubing string, for example, with a diameter of 73 mm, is used.

Размещают пакеры 1 и 5 в интервале негерметичности 3 эксплуатационной колонны 4 (между нарушениями 3'…3n). По индикатору веса (на фиг.1, 2, 3 не показан), установленному на устье скважины, фиксируют вес всей компоновки, например 140 кН.Packers 1 and 5 are placed in the leakage interval 3 of production casing 4 (between violations 3 '... 3 n ). According to the weight indicator (not shown in FIGS. 1, 2, 3) installed at the wellhead, the weight of the whole arrangement, for example 140 kN, is recorded.

Производят посадку нижнего 1 и верхнего 5 пакеров (фиг.2).Produce the landing of the lower 1 and upper 5 packers (figure 2).

Для этого осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера 1, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер 1 производят посадку верхнего пакера 5.To do this, axial movement of 1.5 m up and down landing the lower packer 1, and then unloading the layout on the lower packer 1 landing the upper packer 5.

На устье скважины гидравлически обвязывают нагнетательную линию насосного агрегата (на фиг.1, 2, 3 не показан), например ЦА-320, с межколонным пространством 10 (фиг.2). Закачкой технологической жидкости, например пресной воды плотностью 1000 кг/м3, заполняют скважину над верхним пакером 5 до появления циркуляции технологической жидкости через отверстия 8', 8”,…8n перфорированного патрубка 8 и посадочный инструмент 9 на устье скважины. Заглушенная муфта 7 исключает попадание технологической жидкости в трубу 2.At the wellhead, the discharge line of the pumping unit (not shown in FIGS. 1, 2, 3) is hydraulically tied, for example, CA-320, with annular space 10 (FIG. 2). By pumping a process fluid, for example fresh water with a density of 1000 kg / m 3 , fill the well above the upper packer 5 until the circulation of the process fluid through the holes 8 ', 8 ", ... 8 n of the perforated nozzle 8 and the landing tool 9 at the wellhead. The plugged sleeve 7 eliminates the ingress of process fluid into the pipe 2.

Герметизируют посадочный инструмент 9 на устье скважины, т.е. закрывают задвижку (на фиг.1, 2, 3 не показана).The landing tool 9 is sealed at the wellhead, i.e. close the valve (figure 1, 2, 3 is not shown).

Производят опрессовку эксплуатационной колонны 4 (фиг.2). Для этого внутри нее создают избыточное давление жидкости, не превышающее допустимого давления на эксплуатационную колонну, например 11 МПа. Выдерживают в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера 5.Produce pressure testing of production casing 4 (figure 2). For this, an excess liquid pressure is created inside it, not exceeding the permissible pressure on the production casing, for example 11 MPa. Stand for 30 minutes and determine the tightness of the landing of the upper packer 5.

Если по истечении 30 мин падение давления не превышает 5% от начального значения, то это свидетельствует о герметичной посадке верхнего пакера 5. Например, в эксплуатационной колонне 4 создали избыточное давление жидкости, равное 9,0 МПа, которое за 30 мин снизилось до 8,7 МПа, снижение давления составило 3,3%. Следовательно, верхний пакер 5 посажен герметично.If after 30 minutes the pressure drop does not exceed 5% of the initial value, this indicates a tight fit of the upper packer 5. For example, in the production casing 4, an excess liquid pressure of 9.0 MPa was created, which decreased to 8 in 30 minutes 7 MPa, the pressure drop was 3.3%. Therefore, the upper packer 5 is sealed.

Например, допустимое давление на эксплуатационную колонну составляет 7,0 МПа, тогда в эксплуатационной колонне 4 создают избыточное давление жидкости, равное 7 МПа, и выдерживают в течение 30 мин. За это время давление снизилось до 6 МПа, т.е. на 15%. Следовательно, верхний пакер 5 посажен негерметично.For example, the permissible pressure on the production casing is 7.0 MPa, then in the production casing 4 create an excess liquid pressure equal to 7 MPa, and incubated for 30 minutes During this time, the pressure decreased to 6 MPa, i.e. by 15%. Therefore, the upper packer 5 is seated leaking.

При негерметичной посадке верхнего пакера 5 срывают нижний 1 и верхний 5 пакеры и извлекают всю двухпакерную компоновку на ревизию, после чего операции по спуску, посадке и проверке верхнего пакера на герметичность повторяют.When the upper packer 5 is not sealed, the lower 1 and upper 5 packers are torn off and the entire two-packer assembly is removed for revision, after which the descent, landing and testing of the upper packer for leaks are repeated.

При герметичной посадке верхнего пакера 5 вращают посадочный инструмент 9 по часовой стрелке (7-8 оборотов) с устья скважины и отворачивают посадочный инструмент 9 от трубы 2. После чего приподнимают посадочный инструмент 9 и убеждаются в отсоединении посадочного инструмента 9 с перфорированным патрубком 8, заглушенной муфтой 7 с левым переводником 6 от трубы 2, о чем свидетельствует потеря веса нижнего пакера 1, трубы 2, верхнего пакера 5 по индикатору веса (на фиг.1, 2, 3 не показан), установленному на устье скважины.When the upper packer 5 is tightly seated, rotate the planting tool 9 clockwise (7-8 turns) from the wellhead and unscrew the planting tool 9 from the pipe 2. Then raise the planting tool 9 and make sure that the planting tool 9 is disconnected with the perforated nozzle 8 plugged a clutch 7 with a left sub 6 from the pipe 2, as evidenced by the weight loss of the lower packer 1, pipe 2, upper packer 5 by the weight indicator (not shown in FIGS. 1, 2, 3) installed on the wellhead.

Например, если вес компоновки составляет 140 кН, то после отсоединения он будет равен 115 кН, потеря веса составит 25 кН.For example, if the layout weight is 140 kN, then after disconnecting it will be 115 kN, the weight loss will be 25 kN.

Извлекают посадочный инструмент 9 (фиг.2) с перфорированным патрубком 8, заглушенной муфтой 7 и левым переводником 6 из эксплуатационной колонны 4 на поверхность. В эксплуатационной колонне 4 скважины остаются: нижний пакер 1, труба 2 и верхний пакер 5 (фиг.3).The landing tool 9 is removed (FIG. 2) with a perforated pipe 8, a plugged sleeve 7 and a left sub 6 from the production casing 4 to the surface. In the production casing 4 wells remain: the lower packer 1, pipe 2 and the upper packer 5 (figure 3).

Запускают скважину в эксплуатацию и после выхода на режим отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости. Для этого на устье скважины отбирают пробу добываемой пластовой жидкости, помещают в нее ариометр и определяют значение удельного веса. Сравнивают значения удельного веса пластовой жидкости в начальной (до появления негерметичности эксплуатационной колонны) и повторной (после герметизации эксплуатационной колонны) пробах, определяют герметичность посадки нижнего пакера 1. Если в результате сравнения разница начального и конечного значений удельного веса составляет не более 5%, то это свидетельствует о герметичной посадке нижнего пакера 1.The well is put into operation and after entering the mode, samples are taken and the specific gravity of the formation fluid is re-determined. To do this, at the wellhead, a sample of the produced formation fluid is taken, an ariometer is placed in it, and the specific gravity value is determined. The values of the specific gravity of the formation fluid in the initial (before the leak of the production string) and repeated (after sealing the production string) samples are compared, the tightness of the lower packer 1 is determined. If, as a result of the comparison, the difference between the initial and final values of the specific weight is not more than 5%, then this indicates a tight fit of the lower packer 1.

Пример 1.Example 1

До возникновения негерметичности начальное значение удельного веса пластовой жидкости составило 1,06 г/см3. При повторном определении - 1,08 г/см3. Отклонение числового значения по сравнению с начальным значением удельного веса составило 2%, что не превышает 5%, следовательно, нижний пакер герметичен.Before the occurrence of leaks, the initial value of the specific gravity of the reservoir fluid was 1.06 g / cm 3 . When re-determined - 1.08 g / cm 3 . The deviation of the numerical value compared to the initial value of the specific gravity was 2%, which does not exceed 5%, therefore, the lower packer is tight.

Пример 2.Example 2

При повторном определении значение удельного веса пластовой жидкости составило 1,18 г/см3. Отклонение числового значения по сравнению с начальным значением, равным 1,06 г/см3, - 11%, что превышает 5%, следовательно, нижний пакер негерметичен.When re-determining the value of the specific gravity of the reservoir fluid was 1.18 g / cm 3 . The deviation of the numerical value compared with the initial value of 1.06 g / cm 3 is 11%, which exceeds 5%, therefore, the lower packer is leaky.

При негерметичной посадке нижнего пакера 1 выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера.When the lower packer 1 is not sealed, re-sealing the production casing, as described above, from lowering the assembly into the leaky interval of the production casing to determining the tightness of the lower packer, is performed.

Предлагаемый способ герметизации эксплуатационной колонны позволяет повысить эффективность и качество герметизации эксплуатационной колонны, сократить время на проведение процесса герметизации эксплуатационной колонны, также он прост в применении, так как весь технологический процесс герметизации эксплуатационной колонны осуществляют за один спуск инструмента.The proposed method for sealing the production casing allows to increase the efficiency and quality of sealing the production casing, to reduce the time for the process of sealing the production casing, it is also easy to use, since the entire process of sealing the production casing is carried out in one run of the tool.

Claims (1)

Способ герметизации эксплуатационной колонны, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины на посадочном инструменте двух пакеров, соединенных между собой трубой, их посадку в эксплуатационной колонне выше и ниже интервала негерметичности с последующим извлечением посадочного инструмента, отличающийся тем, что до возникновения негерметичности эксплуатационной колонны отбирают пробы и определяют начальный удельный вес пластовой жидкости, затем на устье скважины собирают следующую компоновку снизу-вверх: нижний пакер, труба, верхний пакер, левый переводник, заглушенная муфта, перфорированный патрубок, спускают компоновку на посадочном инструменте в интервал негерметичности эксплуатационной колонны, далее осевым перемещением на 1,5 м вверх-вниз производят посадку нижнего пакера, а затем разгрузкой компоновки на нижний пакер производят посадку верхнего пакера, затем заполняют скважину над верхним пакером технологической жидкостью и производят опрессовку эксплуатационной колонны под избыточным давлением, не превышающим допустимого давления на эксплуатационную колонну, выдерживают эксплуатационную колонну под избыточным давлением в течение 30 мин и определяют герметичность посадки верхнего пакера, при негерметичной посадке верхнего пакера срывают верхний и нижний пакеры и извлекают всю компоновку на ревизию, после чего повторяют вышеописанные операции до герметичной посадки верхнего пакера, при герметичной посадке верхнего пакера вращают по часовой стрелке посадочный инструмент с устья скважины, отворачивают посадочный инструмент и извлекают посадочный инструмент с перфорированным патрубком, заглушенной муфтой и левым переводником из эксплуатационной колонны на поверхность, запускают скважину в эксплуатацию, отбирают пробы и производят повторное определение удельного веса пластовой жидкости, сравнением значений удельного веса пластовой жидкости в начальной и повторной пробах определяют герметичность посадки нижнего пакера, при негерметичной посадке нижнего пакера выполняют повторную герметизацию эксплуатационной колонны, как описано выше, от спуска компоновки в интервал негерметичности эксплуатационной колонны до определения герметичности посадки нижнего пакера. The method of sealing the production casing, including the descent into the production casing of the well on the planting tool of two packers interconnected by a pipe, their landing in the production casing above and below the leakage interval, followed by removal of the planting tool, characterized in that before leakage of the production string is taken, samples are taken and the initial specific gravity of the formation fluid is determined, then the following arrangement is collected from the bottom to the top of the well: lower packer, pipe, upper packer, left sub, plugged sleeve, perforated nozzle, lower the assembly on the landing tool in the leakage interval of the production string, then axially moving 1.5 m up and down, the lower packer is planted, and then unloading the assembly on the lower packer the adder of the upper packer, then fill the well above the upper packer with process fluid and pressure test the production casing under an overpressure not exceeding the permissible pressure on the production casing, maintain the production casing under overpressure for 30 minutes and determine the tightness of the upper packer fit, when the upper packers tear off the upper and lower packers and extract the entire layout for revision, after which the above operations are repeated until tight landing of the upper packer, when the upper packer is sealed, rotate the landing tool clockwise from the wellhead, unscrew the landing tool and remove the landing tool with a perforated nozzle, a plugged sleeve and a left sub from the production casing to the surface, start the well into operation, take samples and produce re-determination of the specific gravity of the reservoir fluid, by comparing the values of the specific gravity of the reservoir fluid in the initial and repeated samples, the germ is determined ticity landing lower packer when unpressurized landing lower packer operate resealing the production tubing, as described above, from the shutter assembly into the production tubing leaking interval to determine the tightness of fit of the lower packer.
RU2012157802/03A 2012-12-27 2012-12-27 Method of production string sealing RU2513374C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012157802/03A RU2513374C1 (en) 2012-12-27 2012-12-27 Method of production string sealing

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2012157802/03A RU2513374C1 (en) 2012-12-27 2012-12-27 Method of production string sealing

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2513374C1 true RU2513374C1 (en) 2014-04-20

Family

ID=50480832

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2012157802/03A RU2513374C1 (en) 2012-12-27 2012-12-27 Method of production string sealing

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2513374C1 (en)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2669646C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3059699A (en) * 1958-04-17 1962-10-23 Brown Oil Tools Well packer and well production apparatus
RU94027671A (en) * 1994-07-21 1996-06-10 А.А. Цыбин Device for isolation of pools in well
RU2215122C2 (en) * 2001-08-09 2003-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
RU2255211C1 (en) * 2004-10-25 2005-06-27 Салахов Минзагит Мукатдисович Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid
RU2298639C1 (en) * 2005-10-10 2007-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for reservoirs separation inside well
RU2366813C1 (en) * 2008-01-09 2009-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3059699A (en) * 1958-04-17 1962-10-23 Brown Oil Tools Well packer and well production apparatus
RU94027671A (en) * 1994-07-21 1996-06-10 А.А. Цыбин Device for isolation of pools in well
RU2215122C2 (en) * 2001-08-09 2003-10-27 Открытое акционерное общество "Татнефть" Method of sealing of production string and formation shutoff (version)
RU2255211C1 (en) * 2004-10-25 2005-06-27 Салахов Минзагит Мукатдисович Well plant for bed-wise joint-separate feeding and extraction of liquid
RU2298639C1 (en) * 2005-10-10 2007-05-10 Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина Device for reservoirs separation inside well
RU2366813C1 (en) * 2008-01-09 2009-09-10 Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" Method of testing wells and reservoir survey in process of boring and facility for implementation of this method

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2669646C1 (en) * 2017-12-25 2018-10-12 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for sealing a production string

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US7661480B2 (en) Method for hydraulic rupturing of downhole glass disc
CN103061684B (en) Open-hole horizontal well segmentation many bunches of homogeneous acidification tubing strings and acidization tool thereof
US9822632B2 (en) Method of pressure testing a plugged well
RU2495235C1 (en) Method and device for controlled pumping down to formations
CN108019178B (en) Construction method for plugging production pipe column under pressure in pipe
RU2534690C1 (en) Universal wellhead packer
RU2670816C9 (en) Method for sealing a production string
CN202731863U (en) Long-lasting layered water injection tubular column of directional well
RU2509873C1 (en) Sealing method of production string
RU2262586C2 (en) Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well
RU2296213C2 (en) Packer pumping plant for well formations operation
CN111305795A (en) Method for applying cannula bridge plug lower tube pump
RU2383713C1 (en) Procedure for insulating permeable section of production string or perforated interval of idle formation of well (versions)
CN106437641B (en) The long-acting two-tube water injection string of independent safety
RU2564321C1 (en) Separation method of horizontal well into individual sections
RU2513374C1 (en) Method of production string sealing
RU2507376C1 (en) Sealing of oil string
RU2513793C1 (en) Method of production string sealing
RU2350742C1 (en) Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well
RU2533470C2 (en) Procedure for recovery of tightness in flow strings
RU2631517C1 (en) Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation
CN105781506B (en) A kind of method of oil well delamination water filling
RU2320868C1 (en) Method for flow string pressure-testing in injection well
RU2728754C2 (en) Hydraulic device and method of detection and sealing of holes or cracks in oil well tubing
RU2518981C1 (en) Method of production string sealing

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20191228