RU2589016C1 - Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump - Google Patents

Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump Download PDF

Info

Publication number
RU2589016C1
RU2589016C1 RU2015147524/03A RU2015147524A RU2589016C1 RU 2589016 C1 RU2589016 C1 RU 2589016C1 RU 2015147524/03 A RU2015147524/03 A RU 2015147524/03A RU 2015147524 A RU2015147524 A RU 2015147524A RU 2589016 C1 RU2589016 C1 RU 2589016C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pump
centrifugal pump
sucker
electric centrifugal
conclusion
Prior art date
Application number
RU2015147524/03A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Наиль Габдулбариевич Ибрагимов
Айрат Рафкатович Рахманов
Мирзахан Атакиши оглы Джафаров
Дмитрий Валерьевич Матвеев
Фарид Раисович Хазипов
Original Assignee
Публичное акционерное общество "Татнефть" им. 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 Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Публичное акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2015147524/03A priority Critical patent/RU2589016C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2589016C1 publication Critical patent/RU2589016C1/en

Links

Images

Landscapes

  • Examining Or Testing Airtightness (AREA)

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention can be used in dual operation of production wells. When determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod pump and electric-centrifugal pump, dynamic level is determined in annular space of upper site, dynamometer chart of sucker-rod pump is measured. Further, method includes measuring operation parameters of electric centrifugal pump with telemetric system, collecting a control sample of fluid from flow line for water content, making sure of good condition and tightness of wellhead equipment, stopping sucker-rod pump of upper site. Then both in lower and upper position of ground drive of sucker-rod pump, performing pressurisation of tubing string with help of electric centrifugal pump of lower site while tracking change of pressure in buffer when operating with a closed valve. After stopping electric centrifugal pump, monitoring readings of operation at control station, in presence of alarm signal "turbine rotation", making a conclusion on drainage of liquid from tubing string and leakiness of check valve of electric centrifugal pump. At identical rate of rise and drop of temperature on buffer of well in different positions of ground drive of sucker-rod pump and pressure drop rate within a range of not more than 2 MPa for 15 minutes, making a conclusion on tightness of switch and tubing string in range of electric centrifugal pump to well head. At rate of increase of pressure on buffer of well in upper position of ground drive of sucker-rod pump below and rate of drop higher than in lower position of drive of sucker-rod pump, making a conclusion of leakage of sealing cup in lock support of switch. If in upper position of ground drive of sucker-rod pump electric centrifugal pump does not develop pressure at well buffer, and in lower develops and there is lifting of liquid level in annular space, then conclusion is made on output of sealing cup of sucker-rod pump from lock support switch. If both in both lower and upper position of ground drive of sucker-rod pump rate of pressure drop on buffer is more 2 MPa for 15 minutes, then conclusion is made on leakage of switch and/or tubing string in range of electric centrifugal pump to well head. Sucker-rod pump and electric-centrifugal pump are then put into operation without stopping sucker-rod pump of upper site, stopping operation of electric centrifugal pump of lower site. Immediately after shutdown of electric centrifugal pump of lower site, fluid level in annulus is monitored, and pressure change is measured periodically under packer based on readings of telemetric system on display panel of controller of control station. At stable increasing in level of liquid, conclusion is made on leakage, and at constant level of liquid, conclusion is made on tightness of packer or section of tubing string from electric centrifugal pump to packer.
EFFECT: determination of tightness of downhole equipment.
1 cl, 2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной эксплуатации добывающих скважин.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous and separate operation of production wells.

Известен способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины, включающий проведение промывки и шаблонирования скважины, спускоподъемных операций с поблочным монтажом внутрискважинного оборудования и добычу скважинного флюида. Сначала спускают нижний блок, состоящий из воронки, забойного и опорного пакеров с прямоточной муфтой, в которой установлены трубчатые элементы с раструбами раздвижного трубного соединения, которые последовательно свинчивают в устье скважины насосно-компрессорными трубами (НКТ) и спускают с помощью посадочной колонны, оснащенной сбивным клапаном, репером и гидравлическим монтажным инструментом, последний цангой зацепляют за внутреннюю проточку в наружном трубчатом элементе с фиксированием глубины посадки, нивелируемой репером, и веса - с помощью динамометра. Вторым приемом на колонне НКТ в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают второй блок внутрискважинного оборудования, состоящего из блока регулирования потоков и учета флюида (БРПУ) с ниппелями трубчатых элементов раздвижного трубного соединения, муфты ввода кабеля связи с кабельным разъемом и электроцентробежный насос (ЭЦН) с частотно-регулируемым электроприводом, соединенным с силовым кабелем и оснащенным телеметрической системой (ТМС), до полного сочленения раздвижного трубного соединения. Колонну НКТ подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой устьевой арматуры, концы обоих кабелей пропускают через кабельный ввод планшайбы и последнюю закрепляют на фланце эксплуатационной колонны. Кабели герметизируют в кабельном вводе планшайбы и подсоединяют к пункту электропитания и панели управления. Герметичность посадки пакеров проверяют понижением статического уровня жидкости в надпакерном пространстве ЭЦН под контролем манометра. Изменением частоты вращения ЭЦН посредством частотно-регулируемого электропривода и положений клапанов БРПУ скважину вводят в рабочий режим эксплуатации под контролем ТМС (патент РФ №2562641, кл. E21B 43/14, опубл. 10.09.2015).There is a method of simultaneous and separate operation of a two-layer well, including flushing and patterning of the well, tripping operations with block mounting of downhole equipment and production of well fluid. First, the lower block is lowered, consisting of a funnel, downhole and support packers with a direct-flow coupling, in which tubular elements with sockets of a sliding pipe connection are installed, which are sequentially screwed at the wellhead with tubing and tubing, and lowered using a landing string equipped with valve, benchmark and hydraulic mounting tool, the latter collet is hooked to the inner groove in the outer tubular element with fixing the landing depth leveled by the benchmark, and weight a - using a dynamometer. The second intake of the tubing string into the production string at a certain speed lowers the second block of downhole equipment, consisting of a flow control and fluid metering unit (BRPU) with nipples of tubular elements of a sliding pipe connection, a cable input coupling with a cable connector and an electric centrifugal pump (ESP) with frequency-controlled electric drive connected to a power cable and equipped with a telemetric system (TMS), until the articulation of the sliding pipe connection. The tubing string is sealed with a fitting pipe to the wellhead faceplate, the ends of both cables pass through the faceplate cable entry and the latter is fixed to the production string flange. The cables are sealed in the cable entry of the faceplate and connected to the power point and control panel. The tightness of the packer fit is checked by lowering the static liquid level in the above-packer space of the ESP under the control of the pressure gauge. By changing the frequency of rotation of the ESP by means of a frequency-controlled electric drive and valve positions, the well is put into operation under the control of TMS (RF patent No. 2562641, class E21B 43/14, published on 09/10/2015).

Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений, включающий спуск в скважину с несколькими пластами на колонне труб без или с заглушенным нижним концом, по меньшей мере, пакеров механического, импульсного, опорного, гидравлического, гидромеханического или электрического действия с разъединителем колонны труб или без него. При этом пакер состоит, по крайней мере, из корпуса, ствола и набора манжет. А разъединитель колонны труб состоит, по меньшей мере, из корпуса и ствола, разобщенных между собой уплотнительными элементами, и срезных винтов. По одному из вариантов между двумя призабойными зонами пластов размещают два пакера в любой из комбинаций и между ними спускают перепускной элемент в виде скважинной камеры или патрубка, или клапана, с циркуляционными каналами. После одновременной или раздельной посадки этих пакеров в скважине проверяют их герметичность, подавая жидкость между пакерами через перепускной элемент путем создания избыточного давления в колонне труб. При остановке подачи жидкости, если происходит падение значения последнего, принимают посадку пакеров между пластами негерметичными и при этом поднимают их из скважины. При непадении избыточного давления принимают посадку пакеров герметичными и запускают скважину в эксплуатацию. По второму варианту устанавливают пакер с двумя наборами манжет, между которыми на стволе выполняют циркуляционные каналы и на нем размещают опорную втулку с перепускными каналами. Жидкость для проверки герметичности подают между двумя наборами манжет. По третьему варианту разъединитель колонны труб устанавливают, по меньшей мере, над пакером, расположенным между двумя призабойными зонами пластов. При этом его ствол выполняют, по меньшей мере, с одной или двумя канавками под срезные винты и соответственно на корпусе обеспечивают два ряда отверстий со срезными винтами. При отсоединении корпуса от ствола срезают два ряда срезных винтов последовательно при повышении избыточной нагрузки на колонну труб при срыве пакера или пакеров (патент РФ №2380526, кл. E21B 43/14, опубл. 27.01.2010 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for simultaneously and separately operating a well of multilayer fields, comprising lowering into a well with several layers on a pipe string without or with a plugged lower end of at least mechanical, impulse, support, hydraulic, hydromechanical or packers electric action with or without pipe disconnector. In this case, the packer consists of at least a body, a barrel and a set of cuffs. And the pipe string disconnector consists of at least a housing and a barrel, sealed together by sealing elements, and shear screws. In one embodiment, between the two bottom-hole zones of the strata, two packers are placed in any of the combinations and a bypass element in the form of a borehole chamber or pipe or valve with circulation channels is lowered between them. After simultaneous or separate planting of these packers in the well, their tightness is checked by supplying fluid between the packers through the bypass element by creating excessive pressure in the pipe string. When stopping the flow of fluid, if there is a drop in the value of the latter, take the packers between the layers leaking and at the same time lift them from the well. If the overpressure does not fall, the packers are sealed tight and the well is put into operation. In the second embodiment, a packer with two sets of cuffs is installed, between which circulation channels are made on the trunk and a supporting sleeve with bypass channels is placed on it. Leak test fluid is supplied between two sets of cuffs. In a third embodiment, the pipe string disconnector is installed at least above the packer located between the two bottomhole zones of the formations. At the same time, its trunk is made with at least one or two grooves for shear screws and, accordingly, on the housing, two rows of holes with shear screws are provided. When disconnecting the body from the barrel, two rows of shear screws are cut off sequentially with increasing excess load on the pipe string when the packer or packers are broken (RF patent No. 2380526, class E21B 43/14, publ. 01.27.2010 - prototype).

Известные способы не обеспечивают возможности определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче (ОРД) жидкостей из скважины штанговым глубинным насосом (ШГН) и ЭЦН.Known methods do not provide the ability to determine the tightness of downhole equipment during simultaneous-separate production (ORD) of fluids from the well by a sucker rod pump (SHG) and ESP.

В предложенном изобретении решается задача определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины ШГН и ЭЦН.The proposed invention solves the problem of determining the tightness of downhole equipment during simultaneous and separate production of fluids from a well SHGN and ESP.

Задача решается тем, что в способе определения герметичности скважинного оборудования при ОРД жидкостей из скважины ШГН и ЭЦН определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму ШГН, снимают параметры работы ЭЦН с ТМС, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры, останавливают ШГН верхнего объекта, как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН производят опрессовку НКТ с помощью ЭЦН нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку, останавливают ЭЦН и следят за показаниями работы установки по станции управления (СУ), при наличии аварийного сигнала “турбинное вращение” делают заключение о сливе жидкости из НКТ и о негерметичности обратного клапана ЭЦН, при идентичных темпах увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода ШГН и темпе падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут делают заключение о герметичности коммутатора и НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины, при темпе увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода ниже, и темпе падения выше, чем в нижнем положении, делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора, если в верхнем положении наземного привода ШГН ЭЦН не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве, то делают заключение о выходе манжетного крепления ШГН из замковой опоры коммутатора, если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут, то делают заключение о негерметичности коммутатора и/или НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины, запускают ШГН и ЭЦН в работу, не останавливая ШГН верхнего объекта, останавливают работу ЭЦН нижнего объекта, сразу после остановки ЭЦН нижнего объекта прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям ТМС на табло контроллера СУ, при стабильно повышающемся уровне жидкости делают заключение о негерметичности, а при неизменном уровне жидкости делают заключение о герметичности пакера или участка НКТ от ЭЦН до пакера.The problem is solved in that in the method for determining the tightness of downhole equipment with fluid pressure from the SHGN and ESP wells, the dynamic level in the annulus of the upper object is determined, the SHGN dynamogram is taken, the operation parameters of the ESP with TMS are taken, a control fluid sample is taken from the flow line to the water cut, make sure in serviceability and tightness of the wellhead fittings, stop the SHGN of the upper object, both in the lower and in the upper position of the ground drive of the SHG, pressure testing of the tubing is carried out using the lower ESP about the object with monitoring the pressure changes on the buffer when working on a closed gate valve, stop the ESP and monitor the operation of the installation at the control station (SU), in the presence of an alarm signal “turbine rotation”, make a conclusion about draining the liquid from the tubing and about the leakage of the ESP check valve , at identical rates of increase and decrease in pressure on the well buffer at different positions of the ground SHG drive and the rate of pressure drop within no more than 2 MPa in 15 minutes, a conclusion is made about the tightness of the switch and the oil reservoir in the interval from the ESP to the wellhead, at a rate of increase in pressure on the wellbuffer in the upper position of the ground drive lower, and the rate of fall higher than in the lower position, make a conclusion about the leakage of the cuff fastening in the castle support of the switch, if in the upper position of the ground drive SHGN The ESP does not develop pressure on the well buffer, but in the lower one it develops and the liquid level rises in the annulus, then they conclude that the cuff fastening of the SHG from the castle support of the switch is released, if in the lower and in the upper position of the ground SHG drive the rate of pressure drop on the buffer is more than 2 MPa in 15 minutes, then make a conclusion about the leakage of the switch and / or tubing in the interval from the ESP to the wellhead, start the SHG and ESP in operation, without stopping the SHG of the upper of the object, stop the operation of the ESP of the lower object, immediately after stopping the ESP of the lower object, the liquid level in the annulus is monitored, and the pressure change under the packer is periodically recorded according to the TMS on the display of the SU controller, with a steadily increasing I conclude the liquid level of the leak, and at a constant level of liquid conclude about the integrity of the packer or a portion of the tubing from the packer to the ESP.

Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION

Способ контроля герметичности скважинного оборудования основан на обнаружении гидравлической связи между надпакерной и подпакерной зонами путем выявления изменения уровня жидкости, давления газа в межтрубном пространстве, а также давления на приеме насоса, эксплуатирующего подпакерный объект, при остановке работы одного из объектов разработки.A method for monitoring the tightness of downhole equipment is based on detecting a hydraulic connection between the above-packer and under-packer zones by detecting changes in the liquid level, gas pressure in the annulus, as well as the pressure at the intake of the pump operating the under-packer object when one of the development facilities stops working.

Необходимость исследования скважин с одновременно-раздельной добычей жидкостей должна подтверждаться косвенными признаками негерметичности системы, т.е. соответствующей динамикой изменения режима эксплуатации объекта: обводненности продукции, физико-химических свойств добываемой жидкости, забойных давлений.The need to study wells with simultaneous and separate production of fluids should be confirmed by indirect signs of system leakage, i.e. the corresponding dynamics of changes in the operation mode of the facility: water cut of the product, physico-chemical properties of the produced fluid, bottomhole pressure.

При существенном отличии обводненности добываемой жидкости и физико-химических свойств воды по объектам, для обоснования подозрения наличия негерметичности системы важнейшей информацией может являться значительное изменение обводненности добываемой жидкости за короткий промежуток времени, одновременно с этим, изменение плотности и химического состава добываемой воды.With a significant difference between the water content of the produced fluid and the physicochemical properties of water at the facilities, the most important information for substantiating a suspicion of a leak in the system can be a significant change in the water content of the produced fluid over a short period of time, and at the same time, the density and chemical composition of the produced water.

На фиг. 1 представлена конструкция скважины с одновременно-раздельной добычей при совместном подъеме жидкостей, а на фиг. 2 - при раздельном подъеме добываемых жидкостей.In FIG. 1 shows the design of a well with simultaneous and separate production during joint lifting of fluids, and FIG. 2 - with a separate rise of the produced fluids.

На фиг. 1 и 2 приняты следующие обозначения: 1 - патрубок, 2 - пакер, 3 - колонна НКТ, 4 - ЭЦН, приемная часть и ПЭД его в кожухе 5, 6 - коммутатор, 7 - ШГН, 8 - колонна штанг, 9 - устьевая обвязка, 10 - буфер, 11 - манометр. Выше коммутатора 6 колонна НКТ выполнена большого диаметра 12, в которой размещен ШГН 7. Выше ШГН 7 колонна НКТ выполнена меньшего диаметра 13. Компоновка размещена в скважине 14, вскрывшей нижний продуктивный пласт 15 и верхний продуктивный пласт 16.In FIG. 1 and 2, the following designations are adopted: 1 - pipe, 2 - packer, 3 - tubing string, 4 - ESP, receiving part and PED in the casing 5, 6 - commutator, 7 - SHGN, 8 - rod string, 9 - wellhead piping 10 - buffer, 11 - pressure gauge. Above the switch 6, the tubing string is made of a large diameter 12, in which the SHGN is located 7. Above the SHGN 7, the tubing string is made of a smaller diameter 13. The layout is located in the well 14, which revealed the lower reservoir 15 and the upper reservoir 16.

Скважинное оборудование работает следующим образом.Downhole equipment operates as follows.

ШГН 7 получает привод через колонну штанг 8 и отбирает жидкости из верхнего продуктивного пласта 16 через коммутатор 6 и посредством системы клапанов ШГН направляет их в колонну НКТ 12 при совместном подъеме добываемых жидкостей (см. фиг. 1), а в колону НКТ 13 при раздельном подъеме выше ШГН 6 к устью скважины 14. ЭЦН 4 отбирает жидкости из нижнего продуктивного пласта 15 через патрубок 1 и колонну НКТ 3 и кожух 5 под ЭЦН 4 и подает их через внутренний объем коммутатора 6 в колонну НКТ 12 выше коммутатора 6. В колонне НКТ 3 выше ШГН 7 жидкости из нижнего 15 и верхнего 16 пластов или смешиваются, или раздельно поднимаются вверх к устью скважины 14. Манометр 11 на буфере 10 устьевой обвязки 9 замеряет давление в колонне НКТ 12 скважины 14.SHGN 7 receives the drive through the column of rods 8 and selects fluids from the upper reservoir 16 through the switch 6 and through the valve system SHGN directs them to the tubing string 12 during the joint lifting of the produced fluids (see Fig. 1), and to the tubing string 13 when separately rise above SHGN 6 to the wellhead 14. ESP 4 draws fluids from the lower reservoir 15 through pipe 1 and tubing string 3 and a casing 5 under ESP 4 and feeds them through the internal volume of switch 6 to tubing string 12 above switch 6. In tubing string 3 above SHGN 7 liquids from the bottom 15 and ve hnego 16 layers or mixed together, or separately rise up to the wellhead 14. The pressure gauge 11 on the buffer 10 wellheads 9 measures the pressure in the tubing string 12 of the well 14.

Определение герметичности глубинно-насосного оборудования проводят следующим образом.The determination of the tightness of the pumping equipment is as follows.

Для дифференцированного подхода к выявлению негерметичности отдельных участков компоновки внутрискважинного оборудования скважины с ОРД предварительно испытывают на герметичность колонну НКТ, а также систему “НКТ - замковая опора коммутатора” при помощи ЭЦН. Это позволяет методом исключения выявлять герметичную часть внутрискважинного оборудования и негерметичную часть оставшихся узлов компоновки в системе.For a differentiated approach to detecting leaks in individual sections of the layout of downhole equipment, wells with an oil well test are preliminarily tested for tightness of the tubing string, as well as the “tubing - castle switch support” system using an ESP. This allows the exclusion method to identify the tight part of the downhole equipment and the leaky part of the remaining components in the system.

Необходимость исследования скважин с ОРД должна подтверждаться косвенными признаками негерметичности, т.е. соответствующей динамикой изменения режима эксплуатации объекта: обводненности продукции, физико-химических свойств добываемой жидкости, забойных давлений. При существенном отличии обводненности добываемой жидкости и физико-химических свойств воды по объектам, для обоснования подозрения наличия негерметичности системы важнейшей информацией может являться значительное изменение обводненности добываемой жидкости за короткий промежуток времени, одновременно с этим изменение плотности и химического состава добываемой воды.The need to investigate wells with an operating pressure must be confirmed by indirect signs of leakage, i.e. the corresponding dynamics of changes in the operation mode of the facility: water cut of the product, physico-chemical properties of the produced fluid, bottomhole pressure. With a significant difference between the water content of the produced fluid and the physicochemical properties of water in the facilities, to substantiate the suspicion of a leak in the system, the most important information can be a significant change in the water content of the produced fluid over a short period of time, at the same time, the density and chemical composition of the produced water.

Перед началом исследований по определению герметичности системы на работающих объектах определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму ШГН для определения работоспособности глубинно-насосного оборудования верхнего объекта, снимают параметры работы ЭЦН с ТМС для определения работоспособности глубинно-насосного оборудования нижнего объекта, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность (из каждой линии, если скважина с ОРД является 2-лифтовой), убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры.Before starting studies to determine the tightness of the system at operating facilities, determine the dynamic level in the annular space of the upper object, remove the SHG dynamogram to determine the operability of the downhole pumping equipment of the upper object, take the parameters of the ESP with TMS to determine the operability of the downhole pumping equipment of the lower object, select the control a sample of fluid from the flow line to the water cut (from each line, if the well with the pressure control system is 2-lift), make sure that correctness and tightness of wellhead valves.

Останавливают ШГН верхнего объекта. Проводят опрессовку колонны НКТ с помощью ЭЦН нижнего объекта путем прослеживания изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку. Опрессовку колонны НКТ для определения утечек в коммутаторе производят как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН.Stop the SHGN of the upper object. Tubing of the tubing string is carried out using an ESP of the lower object by tracking the change in pressure on the buffer during operation with a closed valve. Pressure testing of the tubing string to determine leaks in the switch is performed both in the lower and in the upper position of the ground SHGN drive.

После остановки ЭЦН на время опрессовки НКТ убеждаются в отсутствии утечек в обратном клапане ЭЦН. Для этого следят за показаниями работы установки по СУ: если после остановки ЭЦН на СУ выходит аварийный сигнал “турбинное вращение”, то это свидетельствует о сливе жидкости из НКТ, то есть о негерметичности обратного клапана насоса. При отсутствии утечек в обратном клапане продолжают дальнейшие работы.After stopping the ESP for the time of pressure testing, the tubing is convinced of the absence of leaks in the ESP check valve. To do this, follow the testimony of the installation operation on the control system: if, after stopping the ESP, the alarm signal “turbine rotation” comes out on the control system, this indicates a drainage of the liquid from the tubing, that is, leaks on the pump check valve. If there are no leaks in the check valve, further work is continued.

Если темпы увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода идентичны и темп падения давления находится в пределах нормы (не более 2 МПа за 15 минут), то это свидетельствует о герметичности коммутатора и НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.If the rate of increase and decrease in pressure on the well buffer at different positions of the surface drive is identical and the rate of pressure drop is within the normal range (not more than 2 MPa in 15 minutes), this indicates the tightness of the switch and tubing in the interval from the ESP to the wellhead.

Если темп увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода ШГН ниже, а темп падения выше, чем в нижнем положении ШГН, то не герметично манжетное крепление в замковой опоре коммутатора.If the rate of increase in pressure on the borehole buffer in the upper position of the ground SHGN drive is lower, and the rate of drop is higher than in the lower position of the SHGN, then the lip mount is not hermetically sealed in the switch support.

Если в верхнем положении наземного привода ШГН ЭЦН не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает, и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве, то это свидетельствует о выходе манжетного крепления вставного штангового насоса из замковой опоры коммутатора.If in the upper position of the ground drive SHGN ESP does not develop pressure on the well buffer, but in the lower one develops, and the liquid level rises in the annulus, this indicates the cuff of the plug-in sucker rod pump out of the switch support of the switch.

Если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода ШГН темп падения давления не соответствует норме, т.е. более 2 МПа за 15 минут, то это свидетельствует о негерметичности коммутатора и/или колонны НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.If both in the lower and upper positions of the ground-based SHG drive, the rate of pressure drop does not correspond to the norm, i.e. more than 2 MPa in 15 minutes, this indicates a leak in the switch and / or tubing string in the interval from the ESP to the wellhead.

Для определения герметичности колонны НКТ в интервале от ЭЦН до коммутатора - место соединения ШГН с коммутатором - внутренний ряд колонны НКТ - внешний ряд колонны НКТ отключают ШГН и закрывают линейную задвижку верхнего объекта. Далее производят опрессовку системы на 12 МПа с помощью ЭЦН нижнего объекта путем прослеживания изменения давления на буфере скважины при работе на закрытую задвижку устьевой обвязки.To determine the tightness of the tubing string in the interval from the ESP to the switch - the connection point of the SHGN to the switch - the inner row of the tubing string - the outer row of the tubing string disconnect the SHGN and close the linear valve of the upper object. Next, the system is crimped at 12 MPa using the ESP of the lower object by monitoring the pressure changes on the well buffer when working on the closed valve of the wellhead harness.

Если темп падения давления в системе находится в пределах нормы (не более 2 МПа за 15 минут) и давление в выкидной линии ШГН практически не изменилось, то это свидетельствует о герметичности колоне НКТ в интервале от ЭЦН до коммутатора - место соединения ШГН с коммутатором - внутренний ряд колонны НКТ - внешний ряд колонны НКТ.If the rate of pressure drop in the system is within the normal range (no more than 2 MPa in 15 minutes) and the pressure in the flow line of the SHGN is practically unchanged, then this indicates the tightness of the tubing string in the interval from the ESP to the switch - the connection point of the SHGN with the switch is internal tubing string row - the outer row of tubing string.

Если темп падения давления в системе более 2 МПа за 15 минут, а давление в выкидной линии ШГН практически не изменилось (возможен незначительный рост), то это свидетельствует о возможной негерметичности места соединения ШГН с коммутатором и/или НКТ в интервале от ЭЦН до коммутатора и/или внешнего ряда колонны НКТ.If the rate of pressure drop in the system is more than 2 MPa in 15 minutes, and the pressure in the flow line of the SHGN has not changed (a slight increase is possible), then this indicates a possible leakage of the connection between the SHGN and the switch and / or tubing in the interval from the ESP to the switch and / or the outer row of the tubing string.

Стабильное повышение давления на выкидной линии ШГН, сопровождаемое с одновременным стремлением к выравниванию давлений на буфере ЭЦН и ШГН, а также дальнейшее прекращение падения давления на буфере ЭЦН и рост давления в выкидной линии ШГН свидетельствуют о негерметичности внутреннего ряда колонны НКТ.A stable increase in pressure on the flow line of the SHGN, accompanied by a simultaneous desire to equalize the pressure on the ESP buffer and the SHGN, as well as a further cessation of the pressure drop on the buffer of the ESP and an increase in pressure in the flow line of the SHGN, indicate that the inner row of the tubing string is leaking.

Негерметичность внутреннего ряда колонны НКТ приводит к значительному обводнению продукции скважины из нефтяного объекта. Но не всегда по увеличению обводненности можно судить о негерметичности пакера. В связи с этим выявление и исключение фактора негерметичности внутреннего ряда НКТ позволит выбрать целесообразный подход к исследованиям по определению герметичности непосредственно пакера в компоновке 2-лифтовой ОРД ЭЦН-ШГН.Leakage in the inner row of the tubing string leads to a significant watering of well production from an oil facility. But it is not always possible to judge the leakage of the packer by increasing the water cut. In this regard, the identification and elimination of the leakage factor of the inner row of tubing will make it possible to choose a suitable approach to research on determining the tightness of the packer itself in the layout of the 2-lift ORD ESP-SHGN.

Для определения герметичности пакера, не останавливая ШГН верхнего объекта, останавливают работу ЭЦН нижнего объекта. Сразу после остановки ЭЦН нижнего объекта в течение 3-4 часов прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве путем периодической отбивки динамического уровня, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям ТМС на табло контроллера СУ. При неясном характере изменения динамического уровня продолжают исследование на следующий день. В конце исследования отбирают пробу жидкости на обводненность.To determine the tightness of the packer, without stopping the SHGN of the upper object, stop the operation of the ESP of the lower object. Immediately after the stop of the ESP of the lower object, the fluid level in the annulus is monitored for 3-4 hours by periodically repulsing the dynamic level, and the pressure change under the packer is periodically recorded according to the TMS on the display of the SU controller. With an unclear nature, changes in the dynamic level continue the study the next day. At the end of the study, a sample of liquid for water cut is taken.

В процессе контролирования уровня жидкости в межтрубном пространстве может наблюдаться, что стабильно повышается уровень жидкости или уровень жидкости не изменяется.In the process of controlling the fluid level in the annulus, it can be observed that the fluid level stably rises or the fluid level does not change.

Если в процессе прослеживания уровень жидкости в межтрубном пространстве заметно повышается, то это свидетельствует о негерметичности пакера, участка НКТ от ЭЦН до пакера (при отсутствии заколонного перетока жидкости между двумя продуктивными пластами).If during the process of tracking the fluid level in the annulus increases markedly, then this indicates a leak in the packer, the tubing section from the ESP to the packer (in the absence of a casing fluid flow between two reservoirs).

При выравнивании гидростатического давления столба жидкости над пакером с давлением под пакером, дальнейшее снижение уровня жидкости в межтрубном пространстве прекращается. Признаком, подтверждающим наличие негерметичности пакера, участка НКТ от ЭЦН до пакера (при отсутствии перетока жидкости между двумя продуктивными пластами), служит соответствие установившегося статического давления на приеме ЭЦН динамическому уровню в затрубном пространстве в конце исследования. Для расчета давления под пакером в конце исследования фиксируют текущее статическое давление на приеме ЭЦН по показанию ТМС, рассчитывают давление, создаваемое столбом жидкости, соответствующее установившемуся динамическому уровню в затрубном пространстве, соотносят полученные значения, учитывая давление столба жидкости в НКТ в интервале от ЭЦН до пакера. Если уровень жидкости не изменяется, это означает, что пакер герметичен.When equalizing the hydrostatic pressure of the liquid column above the packer with the pressure under the packer, a further decrease in the liquid level in the annulus ceases. A sign confirming the presence of leakage of the packer, the tubing section from the ESP to the packer (in the absence of fluid flow between the two productive formations) is the correspondence of the established static pressure at the ESP reception to the dynamic level in the annulus at the end of the study. To calculate the pressure under the packer, at the end of the study, the current static pressure at the ESP reception is recorded according to the TMS test, the pressure created by the liquid column corresponding to the established dynamic level in the annulus is calculated, the obtained values are correlated, taking into account the liquid column pressure in the tubing in the range from the ESP to the packer . If the fluid level does not change, this means that the packer is tight.

Пример конкретного выполненияConcrete example

Проводят определение герметичности скважинного оборудования при ОРД жидкостей из скважины ШГН и ЭЦН. Скважиной вскрыты 2 продуктивных пласта на глубинах 1928 м и 1917 м. Скважина оборудована согласно схемы на фиг. 1. ШГН работает с дебитом 17 м3/сут., ЭЦН работает с дебитом 61 м3/сут. Определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, равный 1186 м. Затрубное давление 1.4 Мпа. Снимают динамограмму ШГН, снимают параметры работы ЭЦН с ТМС, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры. Останавливают ШГН. Переводят станок-качалку ШГН на устье скважины поочередно то в нижнее, то в верхнее положение (наземный привод). При этом производят опрессовку НКТ с помощью ЭЦН нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку. Останавливают ЭЦН и следят за показаниями работы установки по СУ. Аварийный сигнал “турбинное вращение” отсутствует. Делают заключение о герметичности обратного клапана ЭЦН.The tightness of the downhole equipment is determined in the course of the completion of fluids from the well SHGN and ESP. 2 productive formations were opened by the well at depths of 1928 m and 1917 m. The well is equipped according to the diagram in FIG. 1. SHGN works with a flow rate of 17 m 3 / day., ESP works with a flow rate of 61 m 3 / day. Determine the dynamic level in the annulus of the upper object, equal to 1186 m. Annular pressure 1.4 MPa. The SHGN dynamogram is taken, the operation parameters of the ESP with TMS are taken, a control sample of the liquid is taken from the flow line for water cut, and the wellhead is working and tight. Stop SHGN. The SHGN rocking machine is transferred to the wellhead, alternately either in the lower or the upper position (ground drive). At the same time, the tubing is pressed with the help of the ESP of the lower object with tracking pressure changes on the buffer during operation with a closed valve. They stop the ESP and monitor the indications of the operation of the unit on the control system. There is no turbine rotation alarm. Make a conclusion about the tightness of the ESP check valve.

Темпы увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях станка-качалки ШГН идентичны, темп падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут. Делают заключение о герметичности коммутатора и НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.The rate of increase and drop in pressure on the well buffer at the different positions of the pumping unit SHGN is identical, the rate of pressure drop within no more than 2 MPa in 15 minutes. Make a conclusion about the tightness of the switch and tubing in the interval from the ESP to the wellhead.

Темп увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении станка-качалки ниже, и темп падения выше, чем в нижнем положении. Делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора.The rate of increase in pressure on the well buffer in the upper position of the rocking machine is lower, and the rate of decrease is higher than in the lower position. Make a conclusion about the leakage of the cuff fastening in the castle support of the switch.

В верхнем положении станка-качалки ШГН ЭЦН не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве. Делают заключение о выходе манжетного крепления ШГН из замковой опоры коммутатора.In the upper position of the rocking machine ШГН ЭЦН does not develop pressure on the well buffer, but in the lower position it develops and the liquid level rises in the annulus. Make a conclusion about the output of the cuff fastening of the SHGN from the castle support of the switch.

Как в нижнем, так и в верхнем положении станка-качалки ШГН темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут. Делают заключение о негерметичности коммутатора и/или НКТ в интервале от ЭЦН до устья скважины.Both in the lower and upper positions of the ShGN rocking machine, the rate of pressure drop on the buffer is more than 2 MPa in 15 minutes. Make a conclusion about the leakage of the switch and / or tubing in the interval from the ESP to the wellhead.

Запускают ШГН и ЭЦН в работу. Не останавливая ШГН верхнего объекта, останавливают работу ЭЦН нижнего объекта. Сразу после остановки ЭЦН нижнего объекта в течение 4 часов прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям ТМС на табло контроллера СУ. Уровень жидкости неизменный. Делают заключение о герметичности пакера или участка НКТ от ЭЦН до пакера.ShGN and ESP are launched into operation. Without stopping the SHGN of the upper object, stop the operation of the ESP of the lower object. Immediately after the stop of the ESP of the lower object, the fluid level in the annulus is monitored for 4 hours, and the pressure change under the packer is periodically recorded according to the TMS on the display of the SU controller. The fluid level is unchanged. Make a conclusion about the tightness of the packer or tubing from the ESP to the packer.

В результате удается определить герметичности глубинных оборудований.As a result, it is possible to determine the tightness of deep equipment.

Claims (1)

Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом, заключающийся в том, что определяют динамический уровень в межтрубном пространстве верхнего объекта, снимают динамограмму штангового глубинного насоса, снимают параметры работы электроцентробежного насоса с телеметрической системой, отбирают контрольную пробу жидкости из выкидной линии на обводненность, убеждаются в исправности и герметичности устьевой арматуры, останавливают штанговый глубинный насос верхнего объекта, как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса производят опрессовку колонны насосно-компрессорных труб с помощью электроцентробежного насоса нижнего объекта с прослеживанием изменения давления на буфере при работе на закрытую задвижку, останавливают электроцентробежный насос и следят за показаниями работы установки по станции управления, при наличии аварийного сигнала “турбинное вращение” делают заключение о сливе жидкости из колонны насосно-компрессорных труб и о негерметичности обратного клапана электроцентробежного насоса, при идентичных темпах увеличения и падения давления на буфере скважины в различных положениях наземного привода штангового глубинного насоса и темпе падения давления в пределах не более 2 МПа за 15 минут делают заключение о герметичности коммутатора и колонны насосно-компрессорных труб в интервале от электроцентробежного насоса до устья скважины, при темпе увеличения давления на буфере скважины в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса ниже и темпе падения выше, чем в нижнем положении привода штангового глубинного насоса, делают заключение о негерметичности манжетного крепления в замковой опоре коммутатора, если в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса электроцентробежный насос не развивает давления на буфере скважины, а в нижнем развивает и происходит подъем уровня жидкости в затрубном пространстве, то делают заключение о выходе манжетного крепления штангового глубинного насоса из замковой опоры коммутатора, если как в нижнем, так и в верхнем положении наземного привода штангового глубинного насоса темп падения давления на буфере более 2 МПа за 15 минут, то делают заключение о негерметичности коммутатора и/или колонны насосно-компрессорных труб в интервале от электроцентробежного насоса до устья скважины, запускают штанговый глубинный насос и электроцентробежный насос в работу, не останавливая штангового глубинного насоса верхнего объекта, останавливают работу электроцентробежного насоса нижнего объекта, сразу после остановки электроцентробежного насоса нижнего объекта прослеживают уровень жидкости в межтрубном пространстве, а также периодически записывают изменение давления под пакером по показаниям телеметрической системы на табло контроллера станции управления, при стабильно повышающемся уровне жидкости делают заключение о негерметичности, а при неизменном уровне жидкости делают заключение о герметичности пакера или участка колонны насосно-компрессорных труб от электроцентробежного насоса до пакера. A method for determining the tightness of downhole equipment during simultaneous and separate production of liquids from a well by a rod and electric centrifugal pump, which consists in determining the dynamic level in the annulus of the upper object, taking a dynamogram of the rod deep pump, taking the parameters of the electric centrifugal pump with a telemetric system, and taking a control sample liquids from the flow line to the water cut, make sure that the wellhead valves are working and tight, stop Then, the sucker rod pump of the upper object, both in the lower and in the upper position of the ground drive of the sucker rod pump, pressurize the tubing string using the electric centrifugal pump of the lower object and monitor the pressure changes on the buffer during operation on the closed valve, stop the electric centrifugal pump and monitor the operation of the installation at the control station, in the presence of an alarm signal “turbine rotation” make a conclusion about draining the liquid from the pump compressor pipes and the leakage of the check valve of the electric centrifugal pump, at the same rate of increase and decrease in pressure on the well buffer at different positions of the ground drive of the sucker rod pump and the rate of pressure drop within no more than 2 MPa in 15 minutes, make a conclusion about the tightness of the switch and the pump string compressor pipes in the interval from the electric centrifugal pump to the wellhead, at a rate of increase in pressure on the wellbuffer in the upper position of the ground rod depth drive the lower pump and the rate of fall higher than in the lower position of the drive of the sucker rod pump, make a conclusion about the leakage of the cuff fastening in the castle support of the switch, if in the upper position of the ground drive of the sucker-rod pump does not develop pressure on the well buffer, but develops in the lower and there is a rise in the liquid level in the annulus, then they conclude that the cuff of the sucker rod pump comes out of the switch support of the switch, if in the lower so in the upper position of the ground drive of the sucker rod pump the rate of pressure drop on the buffer is more than 2 MPa in 15 minutes, then make a conclusion about the leakage of the switch and / or tubing string in the interval from the electric centrifugal pump to the wellhead, start the sucker rod pump and electric centrifugal pump in operation, without stopping the sucker rod pump of the upper object, stop the operation of the electric centrifugal pump of the lower object, immediately after stopping the electric centrifugal pump the bottom object, the fluid level in the annulus is monitored, and the pressure change under the packer is periodically recorded according to the telemetry system on the control station controller’s display, when the fluid level is steadily increasing, a conclusion is made about leaks, and at a constant fluid level, a conclusion is made about the tightness of the packer or column section tubing from an electric centrifugal pump to a packer.
RU2015147524/03A 2015-11-05 2015-11-05 Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump RU2589016C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015147524/03A RU2589016C1 (en) 2015-11-05 2015-11-05 Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015147524/03A RU2589016C1 (en) 2015-11-05 2015-11-05 Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2589016C1 true RU2589016C1 (en) 2016-07-10

Family

ID=56370902

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015147524/03A RU2589016C1 (en) 2015-11-05 2015-11-05 Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2589016C1 (en)

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693090C1 (en) * 2018-07-26 2019-07-01 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining tubing tightness in injection wells
RU2704411C1 (en) * 2018-12-26 2019-10-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of increasing oil recovery of productive formation at simultaneous separate operation
CN110407149A (en) * 2019-07-11 2019-11-05 西安安森智能仪器股份有限公司 A kind of lighter hydrocarbons draw-out device
RU2720727C1 (en) * 2019-10-22 2020-05-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation
RU2799672C1 (en) * 2023-03-30 2023-07-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Method for monitoring gas well watering

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
RU2253009C1 (en) * 2003-09-11 2005-05-27 Махир Зафар оглы Шарифов Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns
RU109792U1 (en) * 2011-06-29 2011-10-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2552555C1 (en) * 2014-05-13 2015-06-10 Игорь Александрович Малыхин Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US6119780A (en) * 1997-12-11 2000-09-19 Camco International, Inc. Wellbore fluid recovery system and method
RU2253009C1 (en) * 2003-09-11 2005-05-27 Махир Зафар оглы Шарифов Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns
RU109792U1 (en) * 2011-06-29 2011-10-27 Владимир Александрович Афанасьев EQUIPMENT FOR SIMULTANEOUS-SEPARATE OIL PRODUCTION FROM TWO LAYERS
RU2552555C1 (en) * 2014-05-13 2015-06-10 Игорь Александрович Малыхин Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2562641C2 (en) * 2014-10-15 2015-09-10 Олег Сергеевич Николаев Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation

Cited By (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2693090C1 (en) * 2018-07-26 2019-07-01 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method for determining tubing tightness in injection wells
RU2704411C1 (en) * 2018-12-26 2019-10-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Method of increasing oil recovery of productive formation at simultaneous separate operation
CN110407149A (en) * 2019-07-11 2019-11-05 西安安森智能仪器股份有限公司 A kind of lighter hydrocarbons draw-out device
RU2720727C1 (en) * 2019-10-22 2020-05-13 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation
RU2799672C1 (en) * 2023-03-30 2023-07-10 федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Санкт-Петербургский горный университет" Method for monitoring gas well watering

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2589016C1 (en) Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump
RU2562641C2 (en) Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation
US11118444B2 (en) Well tool pressure testing
US10808520B2 (en) Smart well plug and method for inspecting the integrity of a barrier in an underground wellbore
RU2383713C1 (en) Procedure for insulating permeable section of production string or perforated interval of idle formation of well (versions)
RU2636842C1 (en) Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations
RU2541982C1 (en) Method for operating injector with multiple packer assembly
RU2503802C1 (en) Down-hole pump station for simultaneous-separated oil production
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2268988C2 (en) All-purpose packer for tubing testing and surveying
RU2341653C1 (en) Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions)
RU2485310C1 (en) Well surveying method
RU2513793C1 (en) Method of production string sealing
RU2527960C1 (en) Well surveying method
RU2559999C2 (en) Well development and operation method and configuration of downhole equipment for its implementation
CN210798950U (en) Multi-parameter online monitoring device for deep well casing external annular thin guide pipe
RU2569390C1 (en) Borehole unit with field exploitation monitoring and control system
RU2544204C1 (en) Development of oil seam by horizontal wells
RU2720727C1 (en) Method for determination of tightness of downhole equipment for simultaneous separate operation
US11225866B2 (en) Siphon pump chimney for formation tester
RU2678745C1 (en) Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement
RU2551038C2 (en) Method of tightness testing of injection well
RU2655547C1 (en) Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly
RU224454U1 (en) Installation for simultaneous and separate injection of working agent into two layers of one well
RU2614998C1 (en) Method of deep gas well equipment with tubing string composition

Legal Events

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

Effective date: 20171106

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20180911