RU2552405C1 - Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation - Google Patents

Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation Download PDF

Info

Publication number
RU2552405C1
RU2552405C1 RU2014126833/03A RU2014126833A RU2552405C1 RU 2552405 C1 RU2552405 C1 RU 2552405C1 RU 2014126833/03 A RU2014126833/03 A RU 2014126833/03A RU 2014126833 A RU2014126833 A RU 2014126833A RU 2552405 C1 RU2552405 C1 RU 2552405C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
injection
distribution device
installation
fluid
injection distribution
Prior art date
Application number
RU2014126833/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Марат Хуснуллович Аминев
Фаат Тахирович Шамилов
Александр Владимирович Лукин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Открытое акционерное общество "Удмуртнефть"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер", Открытое акционерное общество "Удмуртнефть" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер"
Priority to RU2014126833/03A priority Critical patent/RU2552405C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2552405C1 publication Critical patent/RU2552405C1/en

Links

Images

Landscapes

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

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: installation comprises underground equipment assembly run in the well using the pipes string, including funnel-positioner, lower packer, reducer-positioner, device of injection distribution, top packer, extension. Device of injection distribution contains casing and removable parts, is equipped with to independent pressure gauge, middle independent pressure gauge, and bottom independent pressure gauge. Top and bottom unions are installed in the removable part of the device of injection distribution with possibility of both unions removal by one round run operation.
EFFECT: assurance of possibility of information acquisition on injection pressure upstream and downstream each union for long time period, reception of reliable data on injection mode, increased process reliability.
4 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для одновременно-раздельной закачки в два пласта с возможностью распределения общего закачиваемого объема по пластам в требуемой пропорции и проведения замера параметров закачиваемой жидкости.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous-separate injection into two layers with the possibility of distributing the total injected volume into the layers in the required proportion and measuring the parameters of the injected liquid.

Известен способ, выбранный за прототип, заключающийся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакерами устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и опрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки.The known method selected for the prototype, which consists in the fact that in the well on the string of tubing - tubing is lowered layout, including the lower packer, disconnector, injection distribution device - URZ, upper packer, disconnector. The lower part of the layout is equipped with a funnel or shank, and the upper part of the layout is equipped with an extension. Above the lower and upper packers, a centralizer is installed. Install and pressure packers. Lower the depth meter with the plug above the last seat. They supply fluid to the tubing, determine the total fluid flow. Lower the cork into the seat, supply fluid to the tubing, determine the flow rate of the fluid pumped into the lower layer. Subtract it from the total flow rate and find the flow rate of the fluid pumped into the upper reservoir. The actual fluid flow rates for the formations are compared with predetermined values. With their difference, the extracted part of the URZ is raised to the surface. Install the upper and lower fittings in the seats. The extracted part of the URZ is lowered into the tubing before its landing in the hull of the URZ. Carry out adjustable injection in the reservoirs. To isolate one of the layers, a plug is installed instead of the fitting. At the end of the work, the installation is hoisted.

УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы (патент РФ №2495235, опубл. 10.10.2013 г.).URZ includes a body part consisting of a nipple with several through channels, a body and an adapter sleeve, an extractable part consisting of an upper and lower sleeve and a diffuser. Seats under the upper and lower fittings or caps are made in the upper sleeve and diffuser. In the upper sleeve there is a seat for the cork. The upper and lower central channels, diverging and converging channels (RF patent No. 2495235, publ. 10.10.2013) are made in the lower sleeve.

Недостатком известного способа является необходимость спуска глубинного расходомера для проведения лишь разового замера расхода закачиваемой жидкости без возможности регистрации параметров в течение продолжительного периода, например месяца. Также к недостаткам относится то, что при отключении одного из пластов возможны погрешности вследствие изменения режима закачки.The disadvantage of this method is the need to lower the depth of the flow meter to conduct only a single measurement of the flow rate of the injected fluid without the possibility of recording parameters for a long period, for example a month. Another disadvantage is that when one of the layers is turned off, errors are possible due to a change in the injection mode.

Техническим результатом заявляемого способа и установки является обеспечение возможности получения информации о величине давления закачки до и после каждого штуцера в течение продолжительного периода времени без использования большого количества дополнительных приборов и без изменения режима закачки, получение достоверных данных по режиму закачки, необходимых для формирования правильного режима работы скважины, а также повышение надежности технологии.The technical result of the proposed method and installation is the ability to obtain information about the injection pressure before and after each nozzle for a long period of time without using a large number of additional devices and without changing the injection mode, obtaining reliable data on the injection mode necessary to form the correct operating mode wells, as well as improving the reliability of technology.

Технический результат достигается осуществлением способа одновременно раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающего спуск в скважину на колонне труб установки, состоящей из воронки-центратора, нижнего пакера, переводника-центратора, устройства распределения закачки, верхнего пакера, удлинителя, установку нижнего и верхнего пакеров, опрессовку межтрубного пространства над нижним и верхним пакерами, подачу жидкости в колонну труб, определение расходов жидкости по пластам, сопоставление фактического расхода жидкости для пластов с заданными значениями, подъем при их отличии извлекаемой части устройства распределения закачки на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, установку в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спуск извлекаемой части устройства распределения закачки в колонну труб на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществление регулируемой закачки жидкости, подъем установки по окончании работ, при этом согласно изобретению оснащают устройство распределения закачки верхним автономным манометром, установленным над верхним штуцером, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, осуществляют подачу жидкости в колонну труб, производят замер давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров при помощи верхнего, среднего и нижнего автономных манометров, фиксируют в процессе закачки перепад давления на верхнем и нижнем штуцерах, рассчитывают по перепаду давления расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, при отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки вместе с автономными манометрами и штуцерами на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, заменяют в извлекаемой части устройства распределения закачки верхний и нижний штуцеры, спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну труб до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, производят подачу жидкости в колонну труб и ведут повторные замеры давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров.The technical result is achieved by implementing a method for simultaneously separately injecting fluid into the reservoirs with the possibility of measuring the parameters of the injected fluid, including the descent into the well on the pipe string of the installation, consisting of a funnel-centralizer, lower packer, sub-centralizer, injection distribution device, upper packer, extension, installation lower and upper packers, pressure testing of the annulus above the lower and upper packers, fluid supply to the pipe string, determination of fluid flow rates in the layers, s comparing the actual fluid flow rate for formations with specified values, lifting when they differ the extractable part of the injection distribution device to the surface using a fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing, installing the upper and lower nozzles in the seats of the extractable part of the injection distribution device, removing the extractable parts of the device for distributing injection into a pipe string on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation before it fits into the casing part of the injection distribution device, the implementation of an adjustable liquid injection, the installation lifting upon completion of work, while according to the invention, the injection distribution device is equipped with an upper autonomous pressure gauge installed above the upper nozzle, an average autonomous pressure gauge installed under the upper nozzle, and a lower autonomous pressure gauge installed under the lower fitting, supply fluid to the pipe string, measure the pressure of the fluid injection before and after the upper and lower fittings using him, the middle and lower standalone pressure gauges, record the pressure drop on the upper and lower fittings during the injection process, calculate the flow rate of the fluid pumped into each reservoir from the pressure drop, compare the actual fluid flow rate for the formations with the given values, raise the actual flow rates from the set values extractable part of the injection distribution device together with stand-alone pressure gauges and fittings to the surface using a fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing ingovy installation, replace the upper and lower fittings in the extractable part of the injection distribution device, lower on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation the extractable part of the injection distribution device into the pipe string before it fits into the body of the injection distribution device, supply liquid to the pipe string and lead repeated measurements of fluid injection pressure before and after the upper and lower fittings.

Для достижения цели могут быть использованы следующие частные решения:To achieve the goal, the following particular solutions can be used:

- установку выше нижнего и/или верхнего пакера оснащают разъединителем механического или гидравлического принципа действия;- installation above the lower and / or upper packer is equipped with a mechanical or hydraulic operating principle disconnector;

- под верхним пакером устанавливают переводник-центратор.- under the upper packer install a sub-centralizer.

Технический результат достигается применением установки для одновременно раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающей воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель, при этом согласно изобретению устройство распределения закачки (например, УР3-114) оснащено верхним автономным манометром, установленным до верхнего штуцера, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, при этом верхний и нижний штуцеры размещены в извлекаемой части устройства распределения закачки с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию.The technical result is achieved by using the installation for simultaneously separate injection of fluid into the reservoirs with the possibility of measuring the parameters of the injected fluid, including a funnel-centralizer, a lower packer, a sub-centralizer, an injection distribution device, an upper packer, an extension, and according to the invention, an injection distribution device (for example, UR3-114) is equipped with an upper autonomous pressure gauge installed up to the upper fitting, an average autonomous pressure gauge installed under the upper fitting, and lower autonomous with a manometer installed under the lower nozzle, while the upper and lower nozzles are located in the extractable part of the injection distribution device with the possibility of extracting both nozzles in one round trip.

Схема установки для регулируемой закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости приведена на фиг. 1. Схема устройства распределения закачки (например, УР3-144, производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский) с автономными манометрами и штуцерами приведена на фиг. 2.The installation diagram for controlled injection of fluid into the reservoirs with the possibility of measuring the parameters of the injected fluid is shown in FIG. 1. A diagram of an injection distribution device (for example, UR3-144, manufactured by LLC NPF Packer, Oktyabrsky) with autonomous pressure gauges and fittings is shown in FIG. 2.

Установка состоит из спущенной в скважину 1 (фиг. 1) на колонне труб 2 компоновки подземного оборудования, включающей воронку-центратор 3 (например, ВЦ-73 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), нижний пакер 4 (например, ПРО-ЯМО3-122 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), переводник-центратор 5 (например, ПЦ-124 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), устройство распределения закачки 6 (например, УР3-114 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), верхний пакер 7 (например, ПРО-ЯВЖ-М-С-122 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский), удлинитель 8 (например, УС-118 производства ООО НПФ «Пакер», г. Октябрьский). Над нижним 4 и верхним 7 пакерами могут быть установлены разъединители (на фиг. 1 не показаны) механического или гидравлического принципа действия. Переводник-центратор (на фиг. 1 не показан) может быть установлен ниже верхнего пакера 7. Нижний пакер 4 выполнен осевой установки, верхний пакер 7 выполнен с упором в нижний пакер 4.The installation consists of a layout of underground equipment lowered into a well 1 (Fig. 1) on a pipe string 2, including a centralizer funnel 3 (for example, VTs-73 produced by OOO NPF Packer, Oktyabrsky), lower packer 4 (for example, ABM -YAMO3-122 produced by LLC NPF “Packer”, October), a centralizer 5 (for example, PC-124 produced by LLC NPF “Packer, October), a distribution device for injection 6 (for example, UR3-114 manufactured by LLC NPF “Packer”, Oktyabrsky), top packer 7 (for example, PRO-YaVZh-M-S-122 manufactured by NPF “Packer”, Oktyabrsky), carrier 8 (for example, US-118 manufactured by NPF Packer LLC, Oktyabrsky). Above the lower 4 and upper 7 packers can be installed disconnectors (not shown in Fig. 1) mechanical or hydraulic principle of operation. The sub-centralizer (not shown in FIG. 1) can be installed below the upper packer 7. The lower packer 4 is axially mounted, the upper packer 7 is made with emphasis in the lower packer 4.

Воронка-центратор 3 предназначена для исключения повреждений геофизического прибора при проведении исследований. Нижний пакер 4 служит для разобщения нижнего 9 и верхнего 10 пластов. Переводник-центратор 5 предназначен для центрирования. Устройство распределения закачки 6 предназначено для распределения общего объема закачиваемой воды в нижний 9 и верхний 10 пласты. Верхний пакер 7 служит для защиты обсадной колонны от давления закачки. Удлинитель 8 предназначен для компенсации изменения длины колонны труб 2 при циклической закачке и термобарических изменениях.Funnel-centralizer 3 is designed to exclude damage to the geophysical instrument during research. The lower packer 4 serves to separate the lower 9 and upper 10 layers. The sub-centralizer 5 is designed for centering. The injection distribution device 6 is designed to distribute the total volume of injected water into the lower 9 and upper 10 layers. The upper packer 7 serves to protect the casing from injection pressure. The extension cord 8 is designed to compensate for changes in the length of the pipe string 2 during cyclic injection and thermobaric changes.

Устройство распределения закачки 6 (фиг. 2), состоящее из корпусной 11 и извлекаемой 12 частей, снабжено верхним автономным манометром 13, средним автономным манометром 14 и нижним автономным манометром 15. Верхний 16 и нижний 17 штуцеры установлены в извлекаемую часть 12 УРЗ 6 с возможностью извлечения обоих штуцеров 16, 17 за одну спуско-подъемную операцию. Верхний автономный манометр 13 установлен над верхним штуцером 16, средний автономный манометр 14 установлен под верхним штуцером 16, нижний автономный манометр 15 установлен под нижним штуцером 17.The injection distribution device 6 (Fig. 2), consisting of a casing 11 and an extractable 12 parts, is equipped with an upper autonomous pressure gauge 13, an average autonomous pressure gauge 14 and a lower autonomous pressure gauge 15. The upper 16 and lower 17 fittings are installed in the removable part 12 of the URZ 6 with the possibility of extracting both fittings 16, 17 in one round trip operation. The upper stand-alone pressure gauge 13 is installed above the upper fitting 16, the middle stand-alone pressure gauge 14 is installed under the upper fitting 16, the lower stand-alone pressure gauge 15 is installed under the lower fitting 17.

Реализация способа приведена в описании работы оборудования.The implementation of the method is described in the description of the equipment.

Перед спуском установки производят шаблонирование скважины 1 (фиг. 1) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. 1 не показаны), а затем промывку ствола скважины 1. Установку собирают в следующей последовательности: воронка-центратор 3, нижний пакер 4, переводник-центратор 5, устройство распределения закачки 6, верхний пакер 7, удлинитель 8. Установку спускают либо без извлекаемой части 12 УРЗ 6, либо вместе с ней. Переводят пакеры 4, 7 в рабочее положение, затем опрессовывают межтрубное пространство над нижним 4 и верхним 7 пакерами. Осуществляют подачу жидкости в колонну труб 2. Производят замер давления закачки жидкости до и после верхнего 16 и нижнего 17 штуцеров при помощи верхнего 13, среднего 14 и нижнего 15 автономных манометров. Фиксируют в процессе закачки перепад давления на верхнем 16 и нижнем 17 штуцерах. Рассчитывают по перепаду давления известным способом расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов 9, 10 с заданными значениями. При отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть 12 УРЗ 6 вместе с автономными манометрами 13, 14, 15 и штуцерами 16, 17 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке (на фигурах не показаны). Заменяют в извлекаемой части 12 УРЗ 6 верхний 16 и нижний 17 штуцеры. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке извлекаемую часть 12 УРЗ 6 с автономными манометрами 13, 14, 15 и замененными верхним 16 и нижним 17 штуцерами в колонну труб 2 до ее посадки в корпусную часть 11 УРЗ 6.Before the launch of the installation, the well 1 is modeled (Fig. 1) and the casing walls are cleaned with scrapers (scrapers) (not shown in Fig. 1), and then the wellbore is flushed 1. The installation is assembled in the following sequence: centralizer funnel 3, lower packer 4, a centralizer-sub 5, an injection distribution device 6, an upper packer 7, an extension cord 8. The unit is lowered either without an extractable part 12 of the URZ 6, or together with it. Packers 4, 7 are transferred to the working position, then the annular space is pressed over the lower 4 and upper 7 packers. Fluid is supplied to the pipe string 2. Measure the fluid injection pressure before and after the upper 16 and lower 17 fittings using the upper 13, middle 14 and lower 15 autonomous pressure gauges. In the process of injection, the pressure drop is fixed on the upper 16 and lower 17 fittings. Calculate the pressure drop in a known manner, the flow rate of the fluid injected into each reservoir. The actual fluid flow rates for formations 9, 10 are compared with predetermined values. If the actual costs differ from the set values, the extracted part 12 of the URZ 6 is raised together with the stand-alone pressure gauges 13, 14, 15 and fittings 16, 17 to the surface using a fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing (not shown in the figures). Replace the upper 16 and lower 17 fittings in the extracted part 12 of the URZ 6. Next, the extracted part 12 of the URZ 6 with autonomous manometers 13, 14, 15 and replaced by the upper 16 and lower 17 fittings in the pipe string 2 is lowered on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation before it fits into the body part 11 of the URZ 6.

По окончании работ переводят верхний 7 и нижний 4 пакеры в транспортное положение натяжением колонны труб 2. Проводят обратную промывку для проверки перевода пакеров 4,7 в транспортное положение и очистки места посадки пакеров 4, 7 от песка и шлама. Начинают подъем установки после возврата уплотнительных элементов пакеров 4, 7 в состояние, не мешающее подъему.At the end of the work, the upper 7 and lower 4 packers are transferred to the transport position by tensioning the pipe string 2. A backwash is carried out to check the transfer of the 4.7 packers into the transport position and to clear the landing site of the packers 4, 7 from sand and sludge. They begin to lift the installation after the return of the sealing elements of the packers 4, 7 to a state that does not interfere with the rise.

Заявляемые способ и установка для одновременно раздельной закачки жидкости по пластам позволяют получать информацию о величине давления закачки до и после каждого штуцера в течение продолжительного периода времени без использования большого количества дополнительных приборов и без изменения режима закачки, получать достоверные данные по режиму закачки, необходимые для формирования правильного режима работы скважины, а также повысить надежность технологии.The inventive method and installation for simultaneously separate injection of fluid into the reservoirs allows to obtain information about the injection pressure before and after each nozzle for a long period of time without using a large number of additional devices and without changing the injection mode, to obtain reliable data on the injection mode necessary for generating the correct mode of operation of the well, as well as improve the reliability of the technology.

Claims (4)

1. Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающий спуск в скважину на колонне труб установки, состоящей из воронки-центратора, нижнего пакера, переводника-центратора, устройства распределения закачки, верхнего пакера, удлинителя, установку нижнего и верхнего пакеров, опрессовку межтрубного пространства над нижним и верхним пакерами, подачу жидкости в колонну труб, определение расходов жидкости по пластам, сопоставление фактического расхода жидкости для пластов с заданными значениями, подъем при их отличии извлекаемой части устройства распределения закачки на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, установку в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спуск извлекаемой части устройства распределения закачки в колонну труб на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществление регулируемой закачки жидкости, подъем установки по окончании работ, отличающийся тем, что оснащают устройство распределения закачки верхним автономным манометром, установленным над верхним штуцером, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, осуществляют подачу жидкости в колонну труб, производят замер давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров при помощи верхнего, среднего и нижнего автономных манометров, фиксируют в процессе закачки перепад давления на верхнем и нижнем штуцерах, рассчитывают по перепаду давления расход жидкости, закачиваемой в каждый пласт, сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями, при отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки вместе с автономными манометрами и штуцерами на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, заменяют в извлекаемой части устройства распределения закачки верхний и нижний штуцеры, спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну труб до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, производят подачу жидкости в колонну труб и ведут повторные замеры давления закачки жидкости до и после верхнего и нижнего штуцеров.1. The method of simultaneous-separate injection of fluid into the reservoirs with the possibility of measuring the parameters of the injected fluid, including the descent into the well on the pipe string of the installation, consisting of a funnel-centralizer, lower packer, sub-centralizer, injection distribution device, upper packer, extension cord, installation of the lower and upper packers, crimping the annulus above the lower and upper packers, supplying fluid to the pipe string, determining fluid flow rates in the reservoirs, comparing the actual fluid flow rate for the reservoir stov with the given values, the rise when they differ, the extracted part of the injection distribution device to the surface using a fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing, installation in the seats of the extracted part of the injection distribution device of the upper and lower fittings, the descent of the extracted part of the injection distribution device into a pipe string on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation before it is inserted into the housing of the injection distribution device, adjustable adjustable fluid injection, installation lifting at the end of work, characterized in that the injection distribution device is equipped with an upper autonomous pressure gauge installed above the upper nozzle, an average autonomous pressure gauge installed under the upper nozzle, and a lower autonomous pressure gauge installed under the lower nozzle, supply liquid into the pipe string, measure the pressure of the fluid injection before and after the upper and lower fittings using the upper, middle and lower autonomous pressure gauges, fix in during the injection process, the pressure drop across the upper and lower nozzles, the flow rate of the fluid pumped into each reservoir is calculated from the differential pressure, the actual fluid flow rate for the reservoirs is compared with the set values, if the actual flow rates differ from the set values, the extracted part of the injection distribution device is lifted together with autonomous pressure gauges and with fittings to the surface using a fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing, replace the extractable part of the device Injection distributions, the upper and lower fittings are lowered on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation to extract the portion of the injection distribution device into the pipe string before it fits into the body of the injection distribution device, supply liquid to the pipe string and re-measure the pressure of the liquid injection before and after upper and lower fittings. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что установку выше нижнего и/или верхнего пакера оснащают разъединителем механического или гидравлического принципа действия.2. The method according to p. 1, characterized in that the installation above the lower and / or upper packer is equipped with a disconnector of a mechanical or hydraulic principle of operation. 3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что под верхним пакером устанавливают переводник-центратор.3. The method according to claim 1, characterized in that a centralizer sub is installed under the upper packer. 4. Установка для одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости, включающая воронку-центратор, нижний пакер, переводник-центратор, устройство распределения закачки, верхний пакер, удлинитель, отличающаяся тем, что устройство распределения закачки оснащено верхним автономным манометром, установленным до верхнего штуцера, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером, и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, при этом верхний и нижний штуцеры размещены в извлекаемой части устройства распределения закачки с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию. 4. Installation for simultaneous-separate injection of fluid into the reservoirs with the possibility of measuring the parameters of the injected fluid, including a funnel-centralizer, lower packer, sub-centralizer, injection distribution device, upper packer, extension cord, characterized in that the injection distribution device is equipped with a top stand-alone pressure gauge installed to the upper fitting, the middle stand-alone pressure gauge installed under the upper fitting, and the lower stand-alone pressure gauge installed under the lower fitting, with the upper and lower rd fittings accommodated in recoverable part injection distribution device to extract both nozzles per round trip operations.
RU2014126833/03A 2014-07-01 2014-07-01 Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation RU2552405C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014126833/03A RU2552405C1 (en) 2014-07-01 2014-07-01 Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014126833/03A RU2552405C1 (en) 2014-07-01 2014-07-01 Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2552405C1 true RU2552405C1 (en) 2015-06-10

Family

ID=53294920

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014126833/03A RU2552405C1 (en) 2014-07-01 2014-07-01 Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2552405C1 (en)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2679406C1 (en) * 2018-04-19 2019-02-08 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of controlled pumping down to formations and device for its implementation
RU2720722C1 (en) * 2019-08-28 2020-05-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of packer installation inside casing string of well

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002035059A1 (en) * 2000-10-23 2002-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid property sensors and associated methods of calibrating sensors in a subterranean well
RU2485293C1 (en) * 2011-12-22 2013-06-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration
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
RU2517294C1 (en) * 2013-01-10 2014-05-27 Олег Сергеевич Николаев Device for dual injection operation to two formations of same well (versions)

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2002035059A1 (en) * 2000-10-23 2002-05-02 Halliburton Energy Services, Inc. Fluid property sensors and associated methods of calibrating sensors in a subterranean well
RU2485293C1 (en) * 2011-12-22 2013-06-20 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of borehole transfer and unit for transfer of liquid from upper well formation to lower one with filtration
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
RU2517294C1 (en) * 2013-01-10 2014-05-27 Олег Сергеевич Николаев Device for dual injection operation to two formations of same well (versions)

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ГАРИФОВ К.М. и др. Одновременно-раздельная эксплуатация пластов в ОАО "Татнефть". - М., Нефтяное хозяйство, 2011, С.126-130 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2679406C1 (en) * 2018-04-19 2019-02-08 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Method of controlled pumping down to formations and device for its implementation
RU2720722C1 (en) * 2019-08-28 2020-05-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method of packer installation inside casing string of well

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10323513B2 (en) System and method for downhole organic scale monitoring and intervention in a production well
RU2495235C1 (en) Method and device for controlled pumping down to formations
RU2634317C1 (en) Method of controlled injection of liquid through formation (versions)
CN105806712B (en) Hole internal water pressure test device and test macro
CN105937393A (en) Horizontal well dragging type liquid production profile testing pipe column and testing method thereof
US20160273347A1 (en) Method for conducting well testing operations with nitrogen lifting, production logging, and buildup testing on single coiled tubing run
RU2636842C1 (en) Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations
RU2552405C1 (en) Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation
RU2610484C9 (en) Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters
RU2449114C1 (en) Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation
WO2009129240A3 (en) Selective zonal testing using a coiled tubing deployed submersible pump
CN105317410A (en) Eccentric water distributor
US20200141234A1 (en) Logging device for measuring pressure into an underground formation and associated method
RU2679406C1 (en) Method of controlled pumping down to formations and device for its implementation
Ito et al. Deep rock stress measurement by hydraulic fracturing method taking account of system compliance effect
CN104234709A (en) Device for obtaining stratum real fluid samples of cased well
CN105569623A (en) Combined wellhead testing device for injection well and combined wellhead testing method
RU2473791C1 (en) Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it
RU2655547C1 (en) Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly
CN202745840U (en) High-efficiency separate injection pipe column for highly-deviated well
RU2678745C1 (en) Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement
RU2731304C1 (en) Method for simultaneous separate injection of working fluid and installation for implementation thereof
CN108894742B (en) Coal bed gas reservoir parameter measuring method and packer fixing tool
AU2009251013A1 (en) Zonal well testing device and method
EP3101222A1 (en) Steam quality - measuring device