RU2594235C2 - Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method - Google Patents

Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method Download PDF

Info

Publication number
RU2594235C2
RU2594235C2 RU2014134629/03A RU2014134629A RU2594235C2 RU 2594235 C2 RU2594235 C2 RU 2594235C2 RU 2014134629/03 A RU2014134629/03 A RU 2014134629/03A RU 2014134629 A RU2014134629 A RU 2014134629A RU 2594235 C2 RU2594235 C2 RU 2594235C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
well
production
valves
formation
reservoir
Prior art date
Application number
RU2014134629/03A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU2014134629A (en
Inventor
Олег Николаевич Журавлев
Марат Тохтарович Нухаев
Роман Викторович Щелушкин
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение"
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 "ВОРМХОЛС Внедрение" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение"
Priority to RU2014134629/03A priority Critical patent/RU2594235C2/en
Publication of RU2014134629A publication Critical patent/RU2014134629A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2594235C2 publication Critical patent/RU2594235C2/en

Links

Images

Abstract

FIELD: oil industry.
SUBSTANCE: group of inventions relates to oil industry and can be used for oil production from several formations of one well. Multiple-formation deposit is opened by drilling of production well with its subsequent completion either is repeated completion in already existing or in casing string. In well shaft between beds isolating elements are installed. In well bore and/or between insulating elements are arranged, at least one section with adaptive control system of influx. Adaptive control system of influx is equipped with shutoff valve, then well is operated single-lift method with tubing string. At that, additionally used during well operation monitoring of well operation. Used device represents throttling rings with different hydraulic characteristics and valves with fixed position of gate.
EFFECT: technical result consists in improvement of efficiency of oil from multi-formation deposit.
8 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при добыче нефти из нескольких пластов одной скважиной.The invention relates to the oil industry and may find application in the extraction of oil from several formations in one well.

Большинство разрабатываемых нефтяных месторождений имеют сложное многопластовое геологическое строение. При этом нефтенасыщенные горизонты, залегающие на разных глубинах, обладают значительно различающимися характеристиками (такими как пластовое давление и температура, физико-химические свойства пластовых флюидов, фильтрационно-емкостные свойства коллектора, газовый фактор и степень обводненности). Традиционная схема разработки таких месторождений подразумевает разбуривание самостоятельной сетки скважин для каждого эксплуатационного объекта, что, в свою очередь, приводит к увеличению капитальных затрат на бурение, заканчивание скважин и обустройство месторождения, что, в свою очередь, ведет к снижению рентабельности добычи. Еще одним вариантом является разработка многопластовых объектов возвратным фондом, когда после выработки одной залежи переходят к разработке другой (например, перфорация вышележащих горизонтов). Данная концепция существенно затягивает освоение запасов.Most of the developed oil fields have a complex multi-layer geological structure. At the same time, oil-saturated horizons lying at different depths have significantly different characteristics (such as reservoir pressure and temperature, physicochemical properties of reservoir fluids, reservoir properties, gas factor, and water cut rate). The traditional scheme for developing such fields implies drilling an independent grid of wells for each production facility, which, in turn, leads to an increase in capital costs for drilling, completion of wells and field development, which, in turn, leads to a decrease in production profitability. Another option is the development of multi-layer objects with a returnable fund, when after the development of one deposit they proceed to the development of another (for example, perforation of overlying horizons). This concept significantly delays the development of reserves.

В качестве альтернативного варианта для многопластовых месторождений с целью сокращения капитальных вложений на бурение скважин (отдельной сетки на каждый из эксплуатационных объектов), а также расходов и срока освоения месторождения идут на укрупнение эксплуатационных объектов и используют систему одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). При этом возможно использование данной системы ОРЭ, как для существующего фонда скважин (например, путем дострела новых пластов), так и при вводе в эксплуатацию новых скважин. Технология ОРЭ должна обеспечить дифференцированное воздействие на различные эксплуатационные объекты (интервалы и/или участки пласта) в зависимости от их конкретного геологического строения и состояния разработки участка. Внедрение данной технологии должно позволить увеличить коэффициент извлечения нефти, добычу нефти, срок рентабельной эксплуатации скважин, коэффициент использования скважинного оборудования, срок эксплуатации и надежность скважинной установки.As an alternative for multilayer fields, in order to reduce capital investments for drilling wells (a separate grid for each of the production facilities), as well as costs and development time, the fields go to enlarge production facilities and use a system of simultaneous-separate operation (WEM). At the same time, it is possible to use this system of WEM, both for the existing well stock (for example, by extruding new formations), and when commissioning new wells. The WEM technology should provide a differentiated effect on various production facilities (intervals and / or sections of the reservoir) depending on their specific geological structure and development status of the section. The introduction of this technology should make it possible to increase the oil recovery coefficient, oil production, the profitable life of the wells, the utilization rate of the downhole equipment, the life and reliability of the well installation.

Существуют две основные системы ОРЭ:There are two main systems of the WEM:

- однолифтовые системы насосно-компрессорных труб (НКТ);- single-lift tubing systems (tubing);

- многолифтовые системы НКТ, которые, в свою очередь, подразделяются на системы с использованием концентричных колонн НКТ и параллельных колонн НКТ для подъема продукции разных пластов.- multi-lift tubing systems, which, in turn, are divided into systems using concentric tubing columns and parallel tubing columns to lift the production of different layers.

При использовании ОРЭ с многолифтовой системой НКТ эксплуатация скважины почти ничем не отличается от эксплуатации однопластовой скважины, но при этом обеспечивают полное разобщение продуктивных пластов, а также возможность установления режима работы каждого пласта с замером дебита по каждому пласту. Проблема использования такой схемы состоит в том, что необходимо устанавливать две, три, а иногда и более труб в обсадной колонне, обеспечивать их герметизацию друг от друга на устье и возможность спуска и подъема этих труб без создания аварийных ситуаций. Также к недостаткам и ограничениям ОРЭ с многолифтовой системой НКТ можно отнести следующие факторы:When using an ORE with a multi-lift tubing system, the operation of the well is almost no different from the operation of a single-layer well, but at the same time they ensure complete separation of the productive formations, as well as the possibility of establishing the mode of operation of each formation with measuring production rate for each formation. The problem of using such a scheme is that it is necessary to install two, three, and sometimes more pipes in the casing, to ensure their sealing from each other at the mouth and the possibility of lowering and lifting these pipes without creating an emergency. Also, the following factors can be attributed to the disadvantages and limitations of the WEM with a multi-lift tubing system:

- ограничения по диаметру эксплуатационной колонны;- restrictions on the diameter of the production string;

- ограниченная глубина в варианте с использованием штангового глубинного насоса (ШГН) в качестве механизированного способа добычи;- limited depth in the embodiment using a sucker rod pump (SHG) as a mechanized method of production;

- сложность конструкции;- design complexity;

- необходимость специализированной квалификации при установке и ремонте подобного оборудования;- the need for specialized skills in the installation and repair of such equipment;

- необходимость использования специального оборудования, включая превентор и устьевое оборудование;- the need to use special equipment, including a preventer and wellhead equipment;

- высокая стоимость заканчивания скважины при значительных глубинах залегания пластов, а также значительная стоимость спуско-подъемных операций и ремонта скважины;- the high cost of well completion with significant depths of bedding, as well as the significant cost of tripping and well repair;

- необходимость использования высокопрочных марок стали для НКТ при больших глубинах;- the need to use high-strength steel grades for tubing at great depths;

- сложность проведения геолого-технических мероприятий (ГТМ);- the complexity of the geological and technical measures (geological and technical measures);

- высокая вероятность отложения парафина, смол и солей на трубах (особенно для концентричных колонн НКТ).- high probability of deposition of paraffin, resins and salts on the pipes (especially for concentric tubing columns).

При использовании ОРЭ с однолифтовой системой НКТ скважину разделяют пакерными системами на зоны согласно количеству объектов эксплуатации. В базовом варианте пакерная секция включает в себя пакер, возможно, разъединитель колонны, скважинную камеру (мандрель, циркуляционный клапан) и регулятор (штуцер, клапан-отсекатель, другие устройства). Многопакерная компоновка может эксплуатировать столько пластов (слоев), сколько необходимо по проекту разработки. При этом пакерные секции компоновок могут быть соединены между собой как жестко, так и посредством разъединителя колонн и телескопических соединений.When using an ORE with a single-lift tubing system, the well is divided by packer systems into zones according to the number of operating objects. In the basic version, the packer section includes a packer, possibly a column disconnector, a borehole chamber (mandrel, circulation valve) and a regulator (fitting, shut-off valve, other devices). A multi-packer arrangement can operate as many formations (layers) as necessary for a development project. In this case, the packer sections of the layouts can be interconnected both rigidly and by means of a column disconnector and telescopic joints.

К недостаткам и ограничениям ОРЭ с однолифтовой системой НКТ можно отнести следующие факторы:The disadvantages and limitations of the WEM with a single-lift tubing system include the following factors:

- взаимовлияние пластов;- mutual influence of layers;

- смешение продукции;- mixing of products;

- необходимость в большинстве случаев проводить спуско-подъемные операции для производства замеров по каждой зоне;- the need in most cases to carry out tripping operations for making measurements in each zone;

- риски повредить оборудование и кабели при данных спуско-подъемных операциях.- risks of damage to equipment and cables during these trips.

Известен (RU, патент 2344274, опубл. 20.01.2009) способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой, включающий спуск в скважину концентрично двух - внешней и внутренней - колонн труб, пакера, расположенного между двумя пластами, и двух искусственных лифтов. При этом нижний из них для добычи флюида из нижнего пласта спущен на внешней колонне труб и выполнен электропогружным, состоящим, в основном, из насоса с входным модулем и погружного электродвигателя с силовым кабелем. Подбирают нижний электропогружной насос с рабочими параметрами в соответствии с дебитом нижнего пласта. Спускают его в скважину ниже пакера с кабельным вводом и располагают на глубине выше, ниже или на уровне нижнего пласта для добычи из него флюида по кольцевому пространству, образованному между двумя колоннами труб. Выше электропогружного насоса устанавливают устройство перекрестного течения, выполненное с эксцентричными каналами для подъема флюида нижнего пласта и перекрестным каналом с осевым выходом для притока флюида верхнего пласта. Подбирают верхний искусственный лифт с рабочими параметрами в соответствии с дебитом верхнего пласта. При этом спускают его отдельно во внешнюю колонну труб выше устройства перекрестного течения на внутренней колонне труб и располагают на глубине выше, ниже или на уровне верхнего пласта для добычи из него флюида по внутренней колонне труб. Верхний искусственный лифт оснащают либо герметизирующим кожухом с кабельным вводом, либо хвостовиком, каждый из которых имеет нижний уплотняющий полый шток, размещенный герметично в осевом выходе перекрестного канала для разделения потоков флюида нижнего и верхнего пластов. Электропогружной насос и верхний искусственный лифт запускают в работу одновременно, или последовательно, или периодически для раздельной добычи флюида из пластов по разным колоннам труб с возможностью дальнейшего учета их дебитов на поверхности скважины.There is a known (RU, patent 2344274, publ. 20.01.2009) method for simultaneous and separate oil production from the strata of one well with a submersible pump installation, which includes lowering concentrically two pipe columns, a packer located between two layers, into the well concentrically two — external and internal — and two artificial lifts. At the same time, the lower of them, for the extraction of fluid from the lower reservoir, was launched on the external pipe string and made electric submersible, consisting mainly of a pump with an input module and a submersible electric motor with a power cable. Select the lower electric submersible pump with operating parameters in accordance with the flow rate of the lower reservoir. They lower it into the well below the packer with a cable entry and place it at a depth above, below, or at the level of the lower formation to extract fluid from it along the annular space formed between two pipe columns. Above the electric submersible pump, a cross-flow device is installed, made with eccentric channels for raising the fluid of the lower formation and a cross channel with an axial outlet for the flow of fluid of the upper formation. Select the upper artificial elevator with operating parameters in accordance with the flow rate of the upper layer. At the same time, it is lowered separately into the outer pipe string above the cross-flow device on the inner pipe string and placed at a depth higher, lower, or at the level of the upper formation for extracting fluid from it along the inner pipe string. The upper artificial lift is equipped with either a sealing casing with a cable entry or a shank, each of which has a lower sealing hollow rod, which is sealed in the axial outlet of the cross channel to separate the fluid flows of the lower and upper reservoirs. An electric submersible pump and an overhead artificial lift are put into operation at the same time, either sequentially or periodically for separate production of fluid from the reservoirs along different pipe columns with the possibility of further accounting for their flow rates on the surface of the well.

Известный способ предполагает раздельную добычу продукции двух пластов, однако способ не предназначен для раздельного отбора жидкости из трех пластов.The known method involves the separate production of products of two layers, however, the method is not intended for separate selection of liquid from three layers.

Известен (SU, авторское свидетельство 791948, опубл. 30.12.1980) способ одновременной эксплуатации многопластовой скважины путем селективной выработки продуктивных пластов с использованием установленных напротив каждого пласта на эксплуатационной колонне и управляемых с устья скважины приемных клапанов. Сущность способа состоит в том, что выбор вскрытого продуктивного пласта, подлежащего эксплуатации, осуществляют изменением длины хода плунжера глубинного насоса, цилиндром для которого являются подъемные трубы, при этом длина хода может устанавливаться любая в интервалах от устья до забоя скважины. Регулирование отбора продукта из пластов также производится путем изменения хода плунжера.There is a known (SU, copyright certificate 791948, publ. 12/30/1980) method for the simultaneous operation of a multilayer well by selectively producing productive formations using the opposite of each formation on the production casing and receiving valves controlled from the wellhead. The essence of the method lies in the fact that the choice of the opened reservoir to be used is carried out by changing the stroke length of the plunger of the downhole pump, the cylinder for which are the lifting pipes, while the stroke length can be set at any interval from the wellhead to the bottom of the well. The regulation of product selection from the reservoirs is also done by changing the stroke of the plunger.

Недостатком этого способа является то, что его использование ограничено условиями принудительной эксплуатации скважины, то есть с использованием глубинных насосов. Более того, при реализации данного способа произвольный выбор пластов, подлежащих эксплуатации, невозможен.The disadvantage of this method is that its use is limited by the conditions of the forced operation of the well, that is, using deep pumps. Moreover, when implementing this method, the arbitrary selection of formations to be exploited is impossible.

Известен (RU, патент 2161698, опубл. 10.01.2001) способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины путем селективной выработки продуктивных пластов с использованием установленных против каждого пласта на эксплуатационной колонне и управляемых с устья скважины приемных клапанов, при этом каждый приемный клапан имеет два устойчивых положения «закрыто» и «открыто», а их перевод из одного положения в другое осуществляют импульсом давления посредством нагнетания рабочей среды с устья скважины, при этом каждый клапан имеет индивидуальный элемент, определяющий порог его срабатывания при подаче импульса давления, а открывание-закрывание приемных клапанов достигается путем последовательной подачи двух импульсов давления: первый - давление равно давлению срабатывания желаемого клапана, второй - давление равно давлению срабатывания следующего, настроенного на меньшее давление, а если настроенного на меньшее давление нет, то второй импульс не подают.There is a known (RU, patent 2161698, publ. 10.01.2001) method for the simultaneous and separate operation of a multilayer well by selectively producing productive formations using receiving valves installed against each formation on the production casing and controlled from the wellhead, each receiving valve having two stable the “closed” and “open” positions, and their transfer from one position to another is carried out by a pressure pulse by pumping a working medium from the wellhead, with each valve having an individual the oval element that determines the threshold for its operation when a pressure pulse is applied, and the opening and closing of the receiving valves is achieved by sequentially supplying two pressure pulses: the first is the pressure equal to the response pressure of the desired valve, the second is the pressure equal to the response pressure of the next one set to a lower pressure, and if tuned to less pressure, then the second impulse is not supplied.

Недостатками данного способа является то, что:The disadvantages of this method is that:

во-первых, для перевода приемных клапанов из одного устойчивого положения в другое, то есть для открытия или, наоборот, закрытия приемных клапанов необходим размещенный на поверхности земли гидронасос с рабочей средой, что требует дополнительных затрат на осуществление этого способа;firstly, to transfer the receiving valves from one stable position to another, that is, to open or, conversely, close the receiving valves, a hydraulic pump with a working medium is needed on the ground, which requires additional costs for implementing this method;

во-вторых, открывание-закрывание приемных клапанов происходит при подаче импульса давления гидронасосом, нагнетающим в эксплуатационную колонну рабочую жидкость, причем каждый приемный клапан имеет индивидуальный элемент, определяющий порог его срабатывания и имеющий определенную последовательность, нарушение которой, например при резком скачке импульса давления, может привести к сбою в работе приемных клапанов, то есть будет не определено - в каком из устойчивых положений «открыто» или «закрыто» находится каждый приемный клапан;secondly, the opening and closing of the receiving valves occurs when a pressure pulse is applied by a hydraulic pump, which injects the working fluid into the production casing, and each receiving valve has an individual element that determines the threshold for its operation and has a certain sequence, the violation of which, for example, with a sharp jump in the pressure pulse, may lead to a malfunction of the receiving valves, that is, it will not be determined which of the stable positions each open valve is “open” or “closed”;

в-третьих, при остановке скважины добываемая из пластов скважинная жидкость возвращается обратно через отверстия корпуса в продуктивные пласты, клапанные втулки которых открыты, при этом происходит кольматация призабойной зоны пластов и ухудшение их коллекторских свойств вследствие того, что в продуктивные пласты возвращается тяжелая фракция (вода) добываемой скважинной жидкости, находящаяся снизу, что снижает общий дебит скважины по нефти в процессе дальнейшей эксплуатации.thirdly, when a well is shut down, produced fluid from formations returns back through the openings of the body to productive formations, the valve bushings of which are open, while the bottom-hole zone of the strata is clogged and their reservoir properties deteriorate due to the heavy fraction being returned to the productive strata (water ) produced well fluid, located below, which reduces the total oil production rate of the well during further operation.

Известен (RU, патент 2338057, опуб. 10.11.2008) способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой скважины. Способ включает селективную выработку продуктивных пластов с использованием установленных в эксплуатационной колонне против каждого продуктивного пласта в составе патрубка приемных клапанов, каждый из которых имеет два устойчивых положения «закрыто» и «открыто». Согласно изобретению приемные клапаны установлены на корпусе, размещенном в эксплуатационной колонне, и пропускают скважинную жидкость только в направлении снизу вверх. При этом перевод приемных клапанов в одно из устойчивых положений «открыто» или «закрыто» осуществляют установкой внутрь корпуса заглушенного снизу ниппеля с боковыми отверстиями и шиберами. Боковые отверстия ниппеля размещают напротив приемных клапанов, которые необходимо установить в положение «открыто», а шиберы герметично устанавливают напротив приемных клапанов, которые необходимо установить в положение «закрыто».Known (RU, patent 2338057, publ. 10.11.2008) a method of simultaneous-separate operation of a multilayer well. The method includes the selective development of productive formations using installed in the production casing against each productive formation in the nozzle of the receiving valves, each of which has two stable positions "closed" and "open". According to the invention, suction valves are mounted on a housing located in the production string and allow the wellbore fluid to flow only in the upward direction. In this case, the transfer of the receiving valves to one of the stable positions “open” or “closed” is carried out by installing inside the body of a nipple plugged from below with side openings and gates. The lateral openings of the nipple are placed opposite the receiving valves, which must be set to the "open" position, and the gates are tightly installed opposite the receiving valves, which must be set to the "closed" position.

Недостатками данного способа являются: для осуществления переключений любой зоны из положения «открыто» в положение «закрыто» (либо наоборот) необходимо произвести следующие операции КРС:The disadvantages of this method are: for switching any zone from the "open" to the "closed" position (or vice versa), the following cattle operations must be performed:

- остановка и глушение скважины;- stopping and killing the well;

- извлечение НКТ с ШГН или электрического центробежного насоса (ЭЦН);- extraction of tubing from the SHGN or electric centrifugal pump (ESP);

- спуск на колонне труб ниппеля с боковыми отверстиями и шиберами для установки внутри патрубка напротив объекта эксплуатации для переключения с позиции «открыто» в позицию «закрыто» либо наоборот;- descent on the pipe string of nipples with side openings and gates for installation inside the pipe opposite the operation object to switch from the “open” position to the “closed” position or vice versa;

- подъем колонны труб;- lifting the pipe string;

- спуск НКТ с ШГН или ЭЦН и последующий запуск скважины.- tubing descent from SHGN or ESP and subsequent well start-up.

Данная процедура требует операционных расходов на проведение капитального ремонта скважин (КРС) и требует остановку и глушение скважины на определенное время, что сказывается на потере добычи.This procedure requires operating costs for well overhaul (KRS) and requires stopping and killing the well for a certain time, which affects the loss of production.

Известен (RU, патент 2211311, опубл. 27.08.2003) способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, включающий их разведку, бурение, исследование, выделение, перфорацию, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и эксплуатацию, причем для каждого выделенного эксплуатационного объекта изменяют и/или определяют его геолого-промысловые характеристики, подбирают технические параметры соответствующей ему секции, исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения его геолого-промысловых характеристик, и/или технических параметров соответствующих ему или другим эксплуатационным объектам секций, и/или технико-технологических параметров скважинной установки, повторяют этот процесс до достижения оптимального режима, обеспечивающего максимальную добычу углеводородов или соответствующего максимальной углеводородоотдаче.Known (RU, patent 2211311, published on 08.27.2003) is a method for simultaneous and separate development of several production facilities, including their exploration, drilling, research, extraction, perforation, descent on a pipe string of a well installation consisting of several sections separated by a packer, development and operation, moreover, for each distinguished operational object, its geological and field characteristics are changed and / or determined, technical parameters of the corresponding section are selected, wells operating conditions are examined and regulated s and the production facility by changing its geological and field characteristics, and / or the technical parameters of the sections corresponding to it or other production facilities, and / or the technical and technological parameters of the well installation, repeat this process until an optimal regime is achieved that ensures maximum hydrocarbon production or the corresponding maximum hydrocarbon recovery.

Скважинная установка состоит из колонны труб с одним или несколькими пакерами. Она оснащена секциями, расположенными над и/или под пакером с техническими параметрами. Они выполнены в зависимости от геолого-промысловых характеристик соответствующих им эксплуатационных объектов. Каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру и/или один ниппель. В нем размещен клапан для регулирования потока. Последний выполнен в виде регулятора перепада давления потока или клапана-штуцера или в виде съемного регулятора двухстороннего действия. При этом по крайней мере один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб и/или телескопическим соединением.A downhole installation consists of a pipe string with one or more packers. It is equipped with sections located above and / or below the packer with technical parameters. They are made depending on the geological and field characteristics of the corresponding operational facilities. Each section includes at least one downhole chamber and / or one nipple. It has a valve for regulating the flow. The latter is made in the form of a flow differential pressure regulator or a fitting valve or as a removable double-acting regulator. At the same time, at least one or more packers on top are equipped with a pipe string disconnector and / or telescopic connection.

Недостатком известного способа следует признать то, что для осуществления переключений любой зоны из положения «открыто» в положение «закрыто» (либо наоборот) либо смены размера клапана-регулятора потока требуется произвести следующие операции КРС:The disadvantage of this method should be recognized that in order to switch any zone from the "open" to the "closed" position (or vice versa) or change the size of the flow control valve, the following cattle operations are required:

- остановка и глушение скважины;- stopping and killing the well;

- извлечение НКТ с ШГН или ЭЦН (либо просто НКТ в случае фонтанной эксплуатации);- extraction of tubing with SHGN or ESP (or just tubing in the case of fountain operation);

- спуско-подъемные операции с помощью канатной техники для смены клапана-регулятора либо установки заглушки;- hoisting operations with the help of cable technology to change the valve-regulator or install a plug;

- спуск НКТ с ШГН или ЭЦН и последующий запуск скважины.- tubing descent from SHGN or ESP and subsequent well start-up.

Данная процедура требует операционных расходов на проведение КРС и требует остановку и глушение скважины на определенное время, что сказывается на потере добычи. Также для наклонно-направленных, горизонтальных скважин или скважин со сложной траекторией спуско-подъемные операции с канатной техникой могут быть достаточно проблематичны.This procedure requires operating costs for conducting well workouts and requires shutting and killing the well for a certain time, which affects the loss of production. Also, for directional, horizontal wells or wells with a complex trajectory, hoisting operations with rope technology can be quite problematic.

Известный способ принят в качестве ближайшего аналога.The known method is adopted as the closest analogue.

Известна (RU, патент 2358156, опубл. 10.06.2009) установка для одновременно-раздельной эксплуатации трех пластов. Установка содержит первый и второй цилиндры. Первый цилиндр снабжен боковым клапаном с фильтром и снизу соединен с пакером, который, в свою очередь, соединен со вторым цилиндром, снабженным боковым клапаном с фильтром и боковым отверстием. Второй цилиндр соединен с переходником, снабженным клапаном с фильтром и соединенным с полированным хвостовиком, герметично размещенным в полированном цилиндре пакера-отсекателя. Внутри первого и второго цилиндров размещены плунжера с клапанами, жестко скрепленные между собой штоком, имеющим каналы для прохождения пластовой жидкости. Плунжеры соединены с колонной штанг. Первый цилиндр соединен с колонной насосно-компрессорных труб.Known (RU, patent 2358156, publ. 10.06.2009) installation for simultaneous and separate operation of the three layers. The installation contains the first and second cylinders. The first cylinder is equipped with a side valve with a filter and connected to a packer from the bottom, which, in turn, is connected to a second cylinder equipped with a side valve with a filter and a side opening. The second cylinder is connected to an adapter equipped with a valve with a filter and connected to a polished shank sealed in a polished cylinder of the packer-cutter. Inside the first and second cylinders are placed a plunger with valves rigidly fastened together by a rod having channels for the passage of formation fluid. The plungers are connected to the rod string. The first cylinder is connected to the tubing string.

Недостатками установки являются периодичность добычи жидкости из пластов и смешение продукции пластов при подаче на поверхность.The disadvantages of the installation are the periodicity of fluid production from the reservoirs and the mixing of the formation products when supplied to the surface.

Известна (RU, патент 2221136, опубл. 10.01.2004) установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов, включающая станок-качалку, колонну лифтовых труб, штанговый насос, пакер и хвостовик, причем штанговый насос снабжен дополнительным всасывающим клапаном для обеспечения возможности раздельного поступления в цилиндр штангового насоса продукции каждого из пластов.Known (RU, patent 2221136, publ. 10.01.2004) installation for simultaneous and separate operation of two layers, including a rocking machine, a column of elevator pipes, a sucker rod pump, a packer and a shank, and the sucker rod pump is equipped with an additional suction valve to enable separate intake into the cylinder of the sucker rod pump products of each of the layers.

Недостатком установки является ее невысокая эффективность вследствие конструктивной зависимости от величины давления в совместно эксплуатируемых пластах; в результате подъем продукции осуществляется одновременно из обоих пластов по одной колонне, без попластового разделения и учета продукции. Соответственно отсутствует контроль за состоянием разработки пластов; невозможно определение дебитов, обводненности по пластам; пластового и забойного давления, снятие кривой восстановления давления и других характеристик, знание которых требуется действующими нормативными документами по разработке. Невозможна одновременно раздельная закачка и добыча из многопластовой залежи через одну скважину, без дополнительного разбуривания нагнетательных скважин.The disadvantage of the installation is its low efficiency due to the structural dependence on the pressure in jointly exploited formations; as a result, the rise of products is carried out simultaneously from both layers in one column, without layer separation and accounting of products. Accordingly, there is no control over the state of reservoir development; it is impossible to determine the flow rates, water cut by layers; reservoir and bottomhole pressure, removal of the pressure recovery curve and other characteristics, knowledge of which is required by current regulatory documents for development. Separate injection and production from a multilayer reservoir through one well is not possible without additional drilling of injection wells.

Известна (RU, патент 63436, опубл. 27.05.2007) установка для одновременно-раздельной закачки и добычи из многопластовой залежи через одну скважину, содержащая нагнетательную колонну труб с одним пакером, спущенную на нижний пласт, и добывающую колонну труб, спущенную на верхний пласт, причем добывающая колонна труб оснащена станком-качалкой и глубинным насосом и расположена параллельно рядом с нагнетательной колонной труб.Known (RU, patent 63436, publ. 27.05.2007) installation for simultaneous and separate injection and production from a multilayer reservoir through one well, containing a discharge pipe string with one packer, lowered to the lower layer, and a production pipe string lowered to the upper layer moreover, the producing pipe string is equipped with a rocking machine and a deep pump and is located parallel to the discharge pipe string.

Недостатком известной установки является чрезмерные массогабаритные показатели привода, необходимость в возведении фундамента, узкий диапазон откачки жидкостей, особенно касается жидкостей с высокой вязкостью и повышенным газосодержанием.A disadvantage of the known installation is the excessive mass and dimensions of the drive, the need for a foundation, a narrow range of pumping liquids, especially for liquids with high viscosity and high gas content.

Известна (RU, патент 192211311, опубл. 27.08.2003) скважинная установка для реализации способа, состоящая из колонны труб с одним или несколькими пакерами, причем установка оснащена секциями, расположенными над и/или под пакером с техническими параметрами, выполненными в зависимости от геолого-промысловых характеристик соответствующих им эксплуатационных объектов, причем каждая секция включает в себя по меньшей мере одну скважинную камеру и/или один ниппель с размещенным в них клапаном, регулирующим поток, при этом по крайней мере один или несколько пакеров сверху оснащены разъединителем колонны труб и/или телескопическим соединением.Known (RU, patent 192211311, publ. 08.27.2003) a downhole installation for implementing the method, consisting of a pipe string with one or more packers, the installation is equipped with sections located above and / or below the packer with technical parameters made depending on the geological -field characteristics of their respective operational facilities, each section comprising at least one downhole chamber and / or one nipple with a flow control valve placed in them, with at least one or more on packers equipped with a disconnector on top of the pipe string and / or telescopic connection.

Установка малоэффективна при добыче нефти из многопластовых залежей из-за своей сложности.The installation is ineffective in oil production from multilayer reservoirs due to its complexity.

Известное решение принято в качестве ближайшего аналога разработанного устройства.The known decision was made as the closest analogue of the developed device.

Техническая задача, решаемая посредством разработанного технического решения, состоит в усовершенствовании технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи углеводородов.The technical problem solved by the developed technical solution consists in improving the technology of simultaneous and separate operation of a multilayer hydrocarbon reservoir.

Технический результат, достигаемый при реализации разработанного технического решения, состоит в повышении эффективности получения нефти из многопластовой залежи.The technical result achieved by the implementation of the developed technical solution is to increase the efficiency of oil production from a multilayer reservoir.

Для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанный способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи. Согласно разработанному способу многопластовую залежь вскрывают бурением добывающей скважины с ее последующим заканчиванием либо спускают повторное заканчивание в уже существующее или в обсадную колонну, в стволе скважины между пластами устанавливают изолирующие элементы (пакеры), между изолирующими элементами размещают по меньшей мере одну секцию с адаптивной системой регулирования притока, причем по меньшей мере одна адаптивная система регулирования притока снабжена перекрывающим клапаном, в дальнейшем скважину эксплуатируют однолифтным способом с насосно-компрессорными трубами.To achieve the technical result, it is proposed to use the developed method for simultaneous and separate exploitation of a multilayer reservoir. According to the developed method, a multilayer reservoir is opened by drilling a producing well with its subsequent completion, or re-completion is lowered into an existing one or into a casing, insulating elements (packers) are installed in the wellbore between the layers, at least one section with an adaptive control system is placed between the insulating elements inflow, and at least one adaptive inflow control system is equipped with a shut-off valve, in the future the well is operated noliftnym way with tubing.

В некоторых вариантах реализации разработанного технического решения используют секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу. Однако возможно использование секций и с другими устройствами регулирования притока. Так, можно использовать секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с противопесочным фильтром и камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу.In some embodiments of the developed technical solution, a section with an adaptive inflow control system is used, which is a pipe with a chamber equipped with an inlet section for formation fluid and an outlet section for the outlet of formation fluid into the production pipe. However, it is possible to use sections with other flow control devices. So, you can use the section with an adaptive inflow control system, which is a pipe with a sand filter and a chamber equipped with an inlet section for formation fluid and an outlet section for the outlet of formation fluid into the production pipe.

При реализации способа могут бурить скважину любой ориентации - вертикальную или наклонно-направленную скважину или скважину с горизонтальным окончанием.When implementing the method, a well of any orientation can be drilled — a vertical or directional well or a well with a horizontal end.

Количество секций с адаптивной системой регулирования притока между соседними пакерами обычно определяют согласно продуктивности каждого пласта скважины и/или длины интервала между соседними пакерами.The number of sections with an adaptive inflow control system between adjacent packers is usually determined according to the productivity of each wellbore and / or the length of the interval between adjacent packers.

Предпочтительно при реализации способа используют самонастраивающиеся перекрывающие клапаны.Preferably, when implementing the method, self-adjusting shutoff valves are used.

При реализации способа могут дополнительно использовать средства мониторинга работы скважины.When implementing the method can additionally use a means of monitoring the operation of the well.

При реализации разработанного технического решения для достижения указанного технического результата предложено использовать разработанное устройство ограничения потока, применяемое при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи. Разработанное устройство представляет собой набор дроссельных колец с различными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора.When implementing the developed technical solution to achieve the specified technical result, it is proposed to use the developed flow restriction device used for simultaneous and separate operation of a multilayer reservoir. The developed device is a set of throttle rings with various hydraulic characteristics and valves with a fixed shutter position.

Известное устройство может быть выполнено с возможностью путем стандартных измерений на устье скважины получать достоверную информацию о дебите жидкости для каждого из пластов.The known device can be made with the possibility by standard measurements at the wellhead to obtain reliable information about the fluid flow rate for each of the layers.

Разработанное техническое решение реализовано в технологии одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи с использованием адаптивной системы регулирования притока.The developed technical solution is implemented in the technology of simultaneous and separate exploitation of a multilayer reservoir using an adaptive inflow control system.

Согласно разработанной технологии (см. чертеж) многопластовую залежь (в данном случае три пласта, но может быть любое их количество) вскрывают добывающей скважиной. Траектория скважины может быть как вертикальной, наклонно-направленной, так и с горизонтальным окончанием. Скважина может быть закончена как обсадной колонной с перфорацией, так и открытым стволом. В данном случае пласты 1 и 2 закончены эксплуатационной колонной с последующим цементированием заколонного пространства и перфорацией интервалов пластов 1 и 2. Пласт 3 закончен открытым стволом. Оборудование размещают на подвеске хвостовика (хотя возможны другие варианты размещения). Хвостовик состоит из следующих основных узлов:According to the developed technology (see the drawing), a multilayer reservoir (in this case, three layers, but there can be any number of them) is opened with a producing well. The path of the well can be either vertical, directional, or with a horizontal end. The well can be completed as a perforated casing or as an open hole. In this case, formations 1 and 2 are completed by production casing followed by cementing of annular space and perforation of intervals of formations 1 and 2. Formation 3 is completed by an open trunk. The equipment is placed on the shank suspension (although other placement options are possible). The shank consists of the following main components:

- пакера 4 для разделения зон (гидромеханические, гидравлические, разбухающие, надувные-зарукавные и другие виды);- packer 4 for separation of zones (hydromechanical, hydraulic, swelling, inflatable-sleeve and other types);

- адаптивная система регулирования притока (АСРП) 5 с фильтроэлементом или без, известная из патента РФ №2490435;- adaptive inflow control system (ASRP) 5 with or without filter element, known from RF patent No. 2490435;

- трубы НКТ 6;- tubing 6;

- другие дополнительные элементы хвостовика (башмак, стоп-патрубок (не показан) и другие в зависимости от условий установки оборудования и эксплуатации).- other additional elements of the shank (shoe, stop pipe (not shown) and others, depending on the conditions of installation of the equipment and operation).

Для данного примера хвостовик содержит 2 пакера для разделения зон между пластами 1 и 2, 2 и 3.For this example, the liner contains 2 packers for separating zones between layers 1 and 2, 2 and 3.

Напротив каждого интервала пласта (между разобщающими пакерами) устанавливается определенное количество противопесочных фильтров с АСРП 5 (в некоторых случаях данное оборудование может быть использовано без фильтроэлементов). Количество единиц АСРП 5 на каждую зону определяют согласно продуктивности каждого пласта скважины и длины интервала и рассчитывают заранее, с использованием данных каротажа, гидродинамических исследований скважин (ГДИ), промыслово-геофизических исследований (ПГИ) либо по аналогии с соседними скважинами. Скважину эксплуатируют однолифтным способом с НКТ (возможны варианты как с эксплуатационным пакером, так и без него). Скважину можно эксплуатировать как фонтанным способом, так и любым механизированным способом добычи нефти.Opposite each interval of the reservoir (between uncoupling packers) a certain number of anti-sand filters with ASRP 5 is installed (in some cases, this equipment can be used without filter elements). The number of ASRP units 5 for each zone is determined according to the productivity of each wellbore and interval lengths and calculated in advance using logging data, hydrodynamic well surveys (GDI), field geophysical surveys (PIP) or by analogy with neighboring wells. The well is operated in a single-lift way with tubing (options are possible with both an operational packer and without it). The well can be operated both in a fountain way and in any mechanized way of oil production.

Данная компоновка может быть использована как в качестве повторного заканчивания, так и в качестве первого заканчивания (когда есть возможность эффективно разделить пласты заколонными пакерами).This arrangement can be used both as re-completion, and as the first completion (when it is possible to effectively separate the layers with casing packers).

Используемая АСРП 5 состоит из набора дроссельных колец с определенными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора (открыто или закрыто). Такие клапаны изготавливают под необходимые характеристики устройства. Это достигается за счет подбора проходного сечения седла клапана и силовой характеристики затвора, что обеспечивает нужный перепад давления срабатывания клапана на его открытие или закрытие для заданного расхода потока. Работа АСРП 5 происходит следующим образом. При спуске все клапаны открыты. Поток жидкости и/или газа проходит через дроссельное кольцо и открытый клапан и попадает в НКТ. При превышении определенного (заданного) значения расхода на клапане клапан закрывается. При этом изменяется тракт течения, и поток направляется в следующее дроссельное кольцо. Гидравлическое сопротивление адаптированного устройства контроля притока (АУКП) возрастает, и расход падает. Если расход опять превосходит необходимую величину, то закрывается последующий клапан и т.д.Used ASRP 5 consists of a set of throttle rings with certain hydraulic characteristics and valves with a fixed shutter position (open or closed). Such valves are manufactured to the required characteristics of the device. This is achieved by selecting the bore of the valve seat and the power characteristics of the valve, which provides the desired pressure drop of the valve to open or close it for a given flow rate. The work of ASRP 5 is as follows. During the descent, all valves are open. The flow of liquid and / or gas passes through the throttle ring and the open valve and enters the tubing. If a certain (set) value of the flow rate on the valve is exceeded, the valve closes. This changes the flow path, and the flow is directed to the next throttle ring. The hydraulic resistance of the adapted inflow control device (AUC) increases and the flow rate drops. If the flow rate again exceeds the required value, then the subsequent valve closes, etc.

Система АСРП 5 может самонастраиваться в зависимости от расхода пластового флюида и его фазового состава. Регулирование притока задано конструкцией специальных клапанов и величиной расхода через них, что обеспечивает расчетный перепад давления срабатывания клапанов на их открытие или закрытие для заданного расхода потока. Следовательно, АСРП 5 позволяет ограничивать максимальный расход через каждый фильтр на определенном уровне вне зависимости от перепада давления.The ASRP 5 system can self-adjust depending on the flow rate of the formation fluid and its phase composition. The flow control is specified by the design of special valves and the flow rate through them, which provides a calculated differential pressure of the valves to open or close for a given flow rate. Therefore, ASRP 5 allows you to limit the maximum flow rate through each filter at a certain level regardless of the pressure drop.

Также данная система имеет в конструкции перекрывающие клапаны, позволяющие при определенном расходе полностью перекрыть определенную зону. (Фильтры с АСРП на пласт 1 и 2 укомплектованы перекрывающими клапанами, для пласта 3 - фильтры без перекрывающих клапанов.)Also, this system has shut-off valves in the design, allowing at a certain flow rate to completely block a certain area. (Filters from ASRP to reservoir 1 and 2 are equipped with shutoff valves, for reservoir 3 - filters without shutoff valves.)

В зависимости от продуктивности залежей в многопластовой системе АСРП для каждой зоны можно настроить на определенный расход для срабатывания перекрывающих клапанов. При выключении из работы определенной зоны можно проводить замеры по характеристикам притока оставшихся зон в многопластовой системе. Затем возможно повышением расхода перекрыть следующую зону и провести исследования. При этом весь процесс производит без остановки скважины и привлечения дополнительных сервисов. Увеличение притока может достигнуто как переходом на больший размер штуцера на устье (в случае фонтанной эксплуатации), так и за счет повышения производительности насосов (в случае эксплуатации скважины механизированным способом добычи). Для возврата системы АСРП в первоначальное состояние (полностью открыты все зоны притока) достаточно снизить дебит скважины на короткое время.Depending on the productivity of the deposits in the multi-layer system, the ASRP for each zone can be adjusted to a certain flow rate for the actuation of the shutoff valves. When a certain zone is switched off from operation, measurements can be made on the characteristics of the inflow of the remaining zones in a multilayer system. Then it is possible to increase the flow rate to block the next zone and conduct research. At the same time, the whole process is performed without stopping the well and attracting additional services. An increase in inflow can be achieved both by switching to a larger nozzle size at the mouth (in the case of fountain operation), and by increasing the productivity of the pumps (in the case of operating the well by a mechanized production method). To return the ASRP system to its original state (all inflow zones are completely open), it is enough to reduce the well flow rate for a short time.

Таким образом, можно проводить измерения для скважин ОРЭ, эксплуатирующихся однолифтным способом, без проведения остановок скважины, привлечения дополнительных подрядчиков и без всех дополнительных рисков, связанных с этими факторами.Thus, it is possible to carry out measurements for open-hole wells operating in a single-lift way, without stopping the well, attracting additional contractors and without all the additional risks associated with these factors.

Для мониторинга работы систем ОРЭ предлагается оснастить фильтры АСРП предустановленными трассерами-маркерами. При этом каждая зона будет оснащаться трассерами определенного вида. Трассеры-метки запаковывают в матрицы, растворяющиеся в пластовой нефти. Матрицы закрепляют между внешней стороной базовой трубы и внутренней стороной фильтрующего элемента внутрискважинного фильтра либо в отдельной камере АСРП. При освоении скважины либо при проведении исследований с использованием системы ОРЭ при контакте пластового флюида из определенной зоны с фильтром контейнеры начинают растворяться и выделять трассеры-метки характерного вида. Для мониторинга работы скважины пробы флюида отбираются на устье с последующим анализом в лаборатории. По мере работы скважины концентрация трассеров в пробах будет постепенно снижаться.It is proposed to equip ASRP filters with pre-installed tracer markers to monitor the performance of the WEM systems. In addition, each zone will be equipped with tracers of a certain type. Tag tracers are packaged in matrices dissolving in reservoir oil. The matrices are fixed between the outer side of the base pipe and the inner side of the filter element of the downhole filter or in a separate ASRP chamber. When a well is developed or when conducting studies using the WEM system when the formation fluid comes into contact with a filter from a certain zone, the containers begin to dissolve and distinguish tracers-tags of a characteristic type. To monitor well operation, fluid samples are taken at the wellhead with subsequent analysis in the laboratory. As the well operates, the concentration of tracers in the samples will gradually decrease.

Данная технология позволит определенное время оценивать расходы из каждой зоны скважины и отслеживать срабатывание перекрывающих клапанов АСРП во время перекрытия определенной зоны пласта.This technology will allow a certain time to estimate the costs from each zone of the well and monitor the response of the ASRP shutoff valves during the shutoff of a certain zone of the formation.

Преимущества предложенной технологии ОРЭ заключаются в следующем:The advantages of the proposed WEM technology are as follows:

- полнопроходной размер оборудования (нет сужений во внутреннем диаметре);- full bore size of the equipment (no narrowing in the inner diameter);

- возможность без риска проводить геофизические исследования работы пластов в динамике, производить замеры давления и температуры;- the ability to conduct risk-free geophysical studies of the formation in dynamics, to measure pressure and temperature;

- наличие фильтроэлемента позволяет бороться с пескопроявлением;- the presence of a filter element allows you to deal with sand;

- наличие АСРП позволяет бороться с прорывами воды и газа в определенных зонах;- the presence of ASRP allows you to fight breakthroughs of water and gas in certain areas;

- установка АСРП с трассерами позволяет оценивать дебит каждого пласта и подтверждать эффективность перекрывания определенных зон в случае необходимости;- installation of ASRP with tracers allows you to evaluate the flow rate of each layer and confirm the effectiveness of overlapping certain zones if necessary;

- данная технология может использоваться для любого количества пластов;- this technology can be used for any number of formations;

- данная технология может использоваться как для вертикальных, наклонно-направленных, так и горизонтальных скважин;- this technology can be used both for vertical, directional, and horizontal wells;

- для перекрытия определенной зоны (при производстве замеров) нет необходимости останавливать скважину, поднимать оборудование и производить манипулирующие операции КРС для перекрытия зоны. Достаточно поднять приток из зоны до определенного значения для перекрытия запирающих клапанов в АСРП для этой зоны (этого можно добиться или переходом на больший штуцер в случае фонтанной эксплуатации или повышением производительности насоса в случае эксплуатации механизированным способом добычи, а также использовать кратковременное повышение притока за счет накачки воздуха в затрубное пространство для понижения динамического уровня и последующего мгновенного стравливания накаченного воздуха).- to block a certain zone (during measurements), there is no need to stop the well, raise equipment and perform manipulating operations of cattle to block the zone. It is enough to raise the inflow from the zone to a certain value to close the shut-off valves in the control system for this zone (this can be achieved either by switching to a larger fitting in case of fountain operation or by increasing the pump productivity in case of operation by a mechanized production method, and also use a short-term increase in inflow due to pumping air into the annulus to lower the dynamic level and subsequent instant bleeding of the inflated air).

В дальнейшем сущность разработанного технического решения будет проиллюстрирована примерами реализации.In the future, the essence of the developed technical solution will be illustrated by implementation examples.

1. Пример реализации - скважина с фонтанной эксплуатацией. Траектория скважины является наклонно-направленной, максимальный угол 54.9 градусов на глубине 3480 метров по стволу. Текущая схема заканчивания состоит из следующих элементов:1. An example of implementation is a well with fountain operation. The well trajectory is directional, with a maximum angle of 54.9 degrees at a depth of 3480 meters along the bore. The current completion scheme consists of the following elements:

- эксплуатационная колонна 177.8 мм X 11.51 мм в интервале 0-1162 метров;- production casing 177.8 mm X 11.51 mm in the interval 0-1162 meters;

- эксплуатационная колонна 177.8 мм X 9.91 мм в интервале 1162-5239 метров;- production casing 177.8 mm X 9.91 mm in the interval 1162-5239 meters;

- открытый ствол диаметром 215.9 мм в интервале 5239-5253 метров.- an open trunk with a diameter of 215.9 mm in the interval 5239-5253 meters.

Скважина эксплуатируется на три объекта:The well is operated at three sites:

- пласт "С" - 5239-5253 метров, открытый ствол 14 метров;- layer "C" - 5239-5253 meters, an open trunk of 14 meters;

- пласт "З" - интервал перфорации 5127.8-5156.0 метров;- layer "Z" - perforation interval 5127.8-5156.0 meters;

- пласт "Ч" - интервал перфорации 5056.6-5065.0 метров.- layer "Ch" - perforation interval 5056.6-5065.0 meters.

Для разработанной технологии ОРЭ скважину оснащают системой АСРП. Для этого в скважину в качестве повторного заканчивания спускают компоновку фильтров с АСРП, укомплектованных цветными трассерами-маркерами для мониторинга притока. Хвостовик подвешивают на пакере-подвеске 114/178 в эксплуатационной колонне. Выходы пластов в скважине разделяют гидромеханическими пакерами. Напротив каждого интервала устанавливается определенное количество фильтров АСРП 114 мм в зависимости от длины интервала и продуктивности залежи. Для данного случая для пласта "Ч" устанавливается один фильтр АСРП с перекрывающим клапаном, для пласта «З» - три фильтра АСРП с перекрывающим клапаном, для пласта «С» - два фильтра без перекрывающих клапанов. Скважину эксплуатируют однолифтным способом с НКТ 73 мм с эксплуатационным пакером.For the developed WEM technology, the well is equipped with an ASRP system. For this purpose, the arrangement of filters with ASRP equipped with color tracers-markers for monitoring inflow is lowered into the well as re-completion. The shank is suspended on a suspension packer 114/178 in a production casing. The outputs of the layers in the well are separated by hydromechanical packers. Opposite each interval, a certain number of ASRP filters of 114 mm is installed depending on the length of the interval and the productivity of the deposit. For this case, one ASRP filter with a shut-off valve is installed for reservoir “Ch”, three ASRP filters with a shut-off valve for reservoir “Z”, two filters without shut-off valves for reservoir “C”. The well is operated in a single-lift way with a tubing of 73 mm with an operational packer.

После спуска оборудования ОРЭ в скважину, освоения и запуска скважины в эксплуатацию фонтанным способом (пластовой энергии достаточно для фонтанирования скважины) все зоны открыты и пласты работают. Изменение диаметра штуцера на устье позволяет менять приток в зависимости от требований добычи. Произведенные на поверхности замеры в данный момент (открыты все зоны) позволяют оценить общий расход со всех пластов. Закрытие перекрывающих клапанов системы ОРЭ напротив интервала пласта «З» осуществляется расходом 99 м3/сут. Для достижения данного эффекта требуется увеличить диаметр дроссельной заслонки на устье скважины до 10 мм. При этом массовый расход для перекрытия каждого фильтра в этой зоне составит 29.75 т/сут (величина массового расхода для перекрытия клапанов для данного пласта рассчитывается по предварительному моделированию и согласовывается с Заказчиком).After the WEM equipment is lowered into the well, the well is mastered and put into operation in a fountain way (reservoir energy is enough to flow the well), all zones are open and the strata work. Changing the diameter of the nozzle at the mouth allows you to change the inflow depending on production requirements. The measurements taken on the surface at the moment (all zones are open) allow us to estimate the total flow rate from all layers. Closing the shutoff valves of the WEM system opposite the interval of the “Z” formation is carried out at a flow rate of 99 m 3 / day. To achieve this effect, it is required to increase the diameter of the throttle valve at the wellhead to 10 mm. In this case, the mass flow rate for shutting off each filter in this zone will be 29.75 tons / day (the mass flow rate for shutting off the valves for this formation is calculated by preliminary modeling and agreed with the Customer).

После перекрытия интервала пласта «З» возможно повторить замеры дебитов со скважины (в этом случае работают пласты «С» и «Ч») и вычислить дебиты пласта «З».After overlapping the interval of formation “Z”, it is possible to repeat measurements of production rates from the well (in this case, reservoirs “C” and “Ch” work) and calculate the production rates of formation “Z”.

Для открытия перекрывающих клапанов пласта «З» потребуется снизить расход скважины путем перехода на меньший диаметр штуцера.To open the shutoff valves of the “Z” formation, it will be necessary to reduce the flow rate of the well by switching to a smaller nozzle diameter.

Для закрытия перекрывающих клапанов системы ОРЭ напротив интервала пласта «Ч» предложено использовать расход 56 м3/сут. Для достижения данного эффекта необходимо увеличить диаметр дроссельной заслонки на устье скважины до 15 мм. При этом массовый расход для перекрытия фильтра в данной зоне составит 50 т/сут.It is proposed to use a flow rate of 56 m 3 / day to close the shutoff valves of the WEM system opposite the reservoir interval “Ch”. To achieve this effect, it is necessary to increase the diameter of the throttle at the wellhead to 15 mm. In this case, the mass flow rate for blocking the filter in this zone will be 50 tons / day.

После перекрытия интервалов пласта «З» и «Ч», возможно повторить замеры дебитов со скважины (в этом случае работает только пласт «С») и вычислить дебиты пласта «Ч». Для открытия перекрывающих клапанов пласта «Ч» необходимо снизить расход скважины путем перехода на меньший диаметр штуцера.After overlapping the intervals of formation “Z” and “Ch”, it is possible to repeat measurements of production rates from the well (in this case, only formation “C” works) and calculate the production rates of formation “Ch”. To open the shutoff valves of the “Ch” formation, it is necessary to reduce the flow rate of the well by switching to a smaller nozzle diameter.

Таким образом, выполняя данную последовательность, с использованием компоновки ОРЭ и поверхностных замеров возможно оценить расход из каждой зоны пласта «З», «С» и «Ч». При этом не требуется ни остановки скважины, ни проведение ПГИ, ни спуско-подъемных операций по перекрыванию зон и т.д.Thus, performing this sequence, using the layout of the WEM and surface measurements, it is possible to estimate the flow rate from each zone of the formation "Z", "C" and "H". In this case, no shutdown of the well, no PIP, no tripping operations to overlap zones, etc. are required.

Подтверждением работы системы ОРЭ будет служить анализ проб пластового флюида на наличие трассеров определенного цвета и их концентрации.A confirmation of the operation of the WEM system will be the analysis of reservoir fluid samples for the presence of tracers of a certain color and their concentration.

2. Пример реализации для скважины с механизированной добычей.2. An example implementation for a well with a mechanized production.

Траектория скважины является вертикальной с максимальным углом 3.63 градуса на глубине 2390 метров по стволу. Планируется эксплуатация скважины на два объекта:The borehole path is vertical with a maximum angle of 3.63 degrees at a depth of 2390 meters along the bore. It is planned to operate the well at two facilities:

- пласт Б2 - интервалы перфорации по стволу скважины:- formation B2 - perforation intervals along the wellbore:

- 2200-2205;- 2200-2205;

- 2207-2210.- 2207-2210.

- горизонт "В" (пласты В1 и В2 эксплуатируются совместно):- horizon "B" (layers B1 and B2 are operated jointly):

- интервалы перфорации по стволу скважины: пласт В1 - 2284-2288, 2290-2292.- intervals of perforation along the wellbore: formation B1 - 2284-2288, 2290-2292.

Для применения разработанной технологии ОРЭ предложено оснастить скважину системой АСРП. Для этого в скважину в качестве повторного заканчивания спускают компоновку фильтров с АСРП 89 мм, укомплектованных цветными трассерами-маркерами для мониторинга притока. Хвостовик подвешивают на пакере-подвеске 89/146 в эксплуатационной колонне. Выходы пластов в скважину разделяют гидромеханическим пакером 89/146. Напротив каждого интервала устанавливают определенное количество фильтров АСРП 114 мм в зависимости от длины интервала и продуктивности залежи. Скважину эксплуатируют однолифтным способом с НКТ 73 мм с эксплуатационным пакером.To apply the developed technology of the WEM, it was proposed to equip the well with an ASRP system. For this purpose, the arrangement of filters with 89 mm ASRP equipped with color tracers-markers for monitoring inflow is lowered into the well as re-completion. The shank is suspended on a suspension packer 89/146 in a production casing. The outputs of the layers in the well are separated by a hydromechanical packer 89/146. Opposite each interval, a certain number of ASRP filters of 114 mm is installed, depending on the length of the interval and the productivity of the deposit. The well is operated in a single-lift way with a tubing of 73 mm with an operational packer.

Схема заканчивания скважины для ОРЭ с использованием системы АСРП представляет собой следующую компоновку. Напротив каждого из пластов «В1» и «В2» устанавливают фильтры АСРП 89 мм с перекрывающими клапанами, укомплектованные цветными трассерами-маркерами для мониторинга притока. В интервал пласта «Б2» устанавливают 4 фильтра АСРП без перекрывающих клапанов, также укомплектованные трассерами-маркерами. Объекты эксплуатации разделяют гидромеханическим пакером. Всю компоновку устанавливают в качестве повторного заканчивания с использованием подвески хвостовика 89/146.The well completion scheme for the WEM using the ASRP system is as follows. Opposite each of the “B1” and “B2” layers, 89 mm ASRP filters are installed with shut-off valves, equipped with color tracers-markers for monitoring inflow. In the interval of the B2 formation, 4 ASRP filters are installed without shutoff valves, also equipped with tracer markers. The objects of operation are separated by a hydromechanical packer. The entire arrangement is set as a re-completion using a 89/146 shank suspension.

Для мониторинга работы систем ОРЭ фильтры АСРП оснащают предустановленными трассерами-маркерами. При этом каждая зона будет оснащена определенного цвета флуоресцентными трассерами: фильтры АСРП пласта «Б2» - зелеными, фильтры АСРП пласта «В1+В2» - желтыми. Трассеры-метки запаковывают в матрицы, растворяющиеся в пластовой нефти. Матрицы закрепляют между внешней стороной базовой трубы и внутренней стороной фильтрующего элемента внутрискважинного фильтра либо в камере АСРП. При освоении скважины либо при проведении исследований с использованием системы ОРЭ при контакте пластового флюида из определенной зоны с фильтром матрицы начинают растворяться и выделять метки-трассеры характерного цвета. Пробы флюида отбирают на устье для последующего анализа в лаборатории для мониторинга работы скважины. По мере работы скважины концентрация трассеров будет постепенно снижаться.To monitor the operation of the WEM systems, ASRP filters are equipped with pre-installed tracer markers. At the same time, each zone will be equipped with a certain color of fluorescent tracers: ASRP filters of the B2 formation - green, ASRP filters of the B1 + B2 formation - yellow. Tag tracers are packaged in matrices dissolving in reservoir oil. Matrices are fixed between the outer side of the base pipe and the inner side of the filter element of the downhole filter or in the ASRP chamber. When a well is developed or when research is carried out using the WEM system, when the formation fluid comes in from a certain zone with the matrix filter, the tracer marks of a characteristic color begin to dissolve. Fluid samples are taken at the wellhead for subsequent analysis in the laboratory to monitor well operation. As the well operates, the concentration of tracers will gradually decrease.

Для закрытия перекрывающих клапанов системы ОРЭ напротив интервала пластов «В1+В2» предложено использовать расход в 30 м3/сут. Для достижения данного эффекта необходимо увеличить частоту работы ЭЦН до 80 оборотов в минуту. При этом массовый расход для перекрытия каждого фильтра в данной зоне составит 12.4 т/сут.It is proposed to use a flow rate of 30 m 3 / day to close the shutoff valves of the WEM system opposite the interval of the B1 + B2 layers. To achieve this effect, it is necessary to increase the frequency of the ESP to 80 rpm. In this case, the mass flow rate for overlapping each filter in this zone will be 12.4 tons / day.

Для открытия перекрывающих клапанов пласта «В1+В2» необходимо снизить расход скважины путем перехода на меньшее количество оборотов ЭЦН.To open the shutoff valves of the “B1 + B2” formation, it is necessary to reduce the well flow rate by switching to a smaller number of ESP revolutions.

Соответственно для проведения замеров по работе каждого из пластов можно перекрывать (путем увеличения частоты работы ЭЦН) клапаны в фильтрах АСРП пласта «В1+В2» и проводить поверхностные замеры по дебитам пласта «Б2». Характеристики работы пластов «В1+В2» можно получить вычитанием общих расходов из замеренных расходов пласта «Б2».Accordingly, to conduct measurements on the operation of each of the layers, it is possible to shut off (by increasing the frequency of ESP operation) the valves in the ASRP filters of the “B1 + B2” formation and conduct surface measurements according to the flow rates of the “B2” formation. The performance of the B1 + B2 formations can be obtained by subtracting the total costs from the measured costs of the B2 formation.

Таким образом, выполняя данную последовательность, с использованием компоновки ОРЭ и поверхностных замеров, возможно оценить расход из каждой зоны пласта «Б2» и «В1+В2». При этом не требуется ни остановки скважины, ни проведение ПГИ, ни спуско-подъемных операций по перекрыванию зон и т.д.Thus, by performing this sequence, using the layout of the WEM and surface measurements, it is possible to estimate the flow rate from each zone of the B2 and B1 + B2 formation. In this case, no shutdown of the well, no PIP, no tripping operations to overlap zones, etc. are required.

Подтверждением работы системы ОРЭ будет служить анализ проб пластового флюида на наличие трассеров определенного цвета и их концентрации.A confirmation of the operation of the WEM system will be the analysis of reservoir fluid samples for the presence of tracers of a certain color and their concentration.

Применение разработанного технического решения обеспечивает повышение эффективности получения нефти из многопластовой залежи.The application of the developed technical solution provides an increase in the efficiency of oil production from a multilayer reservoir.

Claims (8)

1. Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи, характеризующийся тем, что многопластовую залежь вскрывают бурением добывающей скважины с ее последующим заканчиванием либо спускают повторное заканчивание в уже существующее или в обсадную колонну, в стволе скважины между пластами устанавливают изолирующие элементы, в стволе скважины и/или между изолирующими элементами размещают по меньшей мере одну секцию с адаптивной системой регулирования притока, причем по меньшей мере одна адаптивная система регулирования притока снабжена перекрывающим клапаном, в дальнейшем скважину эксплуатируют однолифтным способом с насосно-компрессорными трубами, при этом при эксплуатации скважины дополнительно используют средства мониторинга работы скважины.1. The method of simultaneous and separate exploitation of a multilayer reservoir, characterized in that the multilayer reservoir is opened by drilling the producing well with its subsequent completion or lowering the repeated completion into an existing or casing string, insulating elements are installed between the strata in the wellbore, and / or between the insulating elements, at least one section with an adaptive inflow control system is placed, at least one adaptive control system ritoka provided with a shutoff valve, further exploit the well odnoliftnym method with tubing, wherein the operation further comprising using the well borehole work monitoring means. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу.2. The method according to claim 1, characterized in that they use a section with an adaptive inflow control system, which is a pipe with a chamber equipped with an inlet section for formation fluid and an outlet section for the outlet of formation fluid into the production pipe. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что используют секцию с адаптивной системой регулирования притока, представляющую собой трубу с противопесочным фильтром и камерой, оснащенной входным участком для пластовой жидкости и выходным участком для выхода пластовой жидкости в добывающую трубу.3. The method according to claim 1, characterized in that they use a section with an adaptive inflow control system, which is a pipe with a sand filter and a chamber equipped with an inlet section for formation fluid and an outlet section for the outlet of formation fluid into the production pipe. 4. Способ по п.1, отличающийся тем, что бурят вертикальную или наклонно-направленную скважину или скважину с горизонтальным окончанием.4. The method according to claim 1, characterized in that they drill a vertical or directional well or a well with a horizontal end. 5. Способ по п.1, отличающийся тем, что количество секций с адаптивной системой регулирования притока между соседними пакерами определяют согласно продуктивности каждого пласта скважины и/или длины интервала между соседними пакерами.5. The method according to claim 1, characterized in that the number of sections with an adaptive inflow control system between adjacent packers is determined according to the productivity of each wellbore and / or the length of the interval between adjacent packers. 6. Способ согласно п.1, отличающийся тем, что используют самонастраивающиеся и/или перекрывающие клапаны.6. The method according to claim 1, characterized in that use self-adjusting and / or shut-off valves. 7. Устройство ограничения притока, применяемое при одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи, отличающееся тем, что оно представляет собой набор дроссельных колец с различными гидравлическими характеристиками и клапанов с фиксированным положением затвора.7. Inflow control device used for simultaneous and separate operation of a multilayer reservoir, characterized in that it is a set of throttle rings with different hydraulic characteristics and valves with a fixed shutter position. 8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что оно выполнено с возможностью путем стандартных измерений на устье скважины получать достоверную информацию о дебите жидкости для каждого из пластов. 8. The device according to claim 7, characterized in that it is made possible by standard measurements at the wellhead to obtain reliable information about the fluid flow rate for each of the layers.
RU2014134629/03A 2014-08-26 2014-08-26 Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method RU2594235C2 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014134629/03A RU2594235C2 (en) 2014-08-26 2014-08-26 Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2014134629/03A RU2594235C2 (en) 2014-08-26 2014-08-26 Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2014134629A RU2014134629A (en) 2016-03-20
RU2594235C2 true RU2594235C2 (en) 2016-08-10

Family

ID=55530687

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2014134629/03A RU2594235C2 (en) 2014-08-26 2014-08-26 Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2594235C2 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2663529C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals
RU2736595C1 (en) * 2019-05-31 2020-11-18 Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" Method of isolation of leakage of multihole well
RU2737043C1 (en) * 2019-05-31 2020-11-24 Петр Вадимович Пятибратов Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit
RU2766214C2 (en) * 2017-05-25 2022-02-09 ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ ЭлЭлСи Pressure leakproofness test of well completion unit installed in one descent and lifting trip

Families Citing this family (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2625126C1 (en) * 2016-06-24 2017-07-11 Общество с ограниченной ответственностью "ТюменНИИгипрогаз" Downhole testing method in open hole

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2211311C2 (en) * 2001-01-15 2003-08-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
EA201071066A1 (en) * 2008-03-12 2011-02-28 Статойл Аса SYSTEM AND METHOD FOR REGULATING THE FLOW OF A FLOW ENVIRONMENT IN BRANCHED WELLS
WO2011150048A2 (en) * 2010-05-26 2011-12-01 Schlumberger Canada Limited Intelligent completion system for extended reach drilling wells
RU2490435C1 (en) * 2012-02-14 2013-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Adaptive throttle-limiting filtering chamber of well completion system
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system
RU2513570C1 (en) * 2010-02-12 2014-04-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Self-contained well inflow control device and methods for use thereof

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2211311C2 (en) * 2001-01-15 2003-08-27 ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
EA201071066A1 (en) * 2008-03-12 2011-02-28 Статойл Аса SYSTEM AND METHOD FOR REGULATING THE FLOW OF A FLOW ENVIRONMENT IN BRANCHED WELLS
RU2513570C1 (en) * 2010-02-12 2014-04-20 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Self-contained well inflow control device and methods for use thereof
WO2011150048A2 (en) * 2010-05-26 2011-12-01 Schlumberger Canada Limited Intelligent completion system for extended reach drilling wells
RU2490435C1 (en) * 2012-02-14 2013-08-20 Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС" Adaptive throttle-limiting filtering chamber of well completion system
RU2512228C1 (en) * 2012-12-19 2014-04-10 Олег Сергеевич Николаев Plant for dual operation of multiple-zone well with telemetry system

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.117, 133. *

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2766214C2 (en) * 2017-05-25 2022-02-09 ВЕЗЕРФОРД ТЕКНОЛОДЖИ ХОЛДИНГЗ ЭлЭлСи Pressure leakproofness test of well completion unit installed in one descent and lifting trip
RU2663529C1 (en) * 2017-07-06 2018-08-07 Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина Method of development of high deposits of high viscosity oil with water-oil intervals
RU2736595C1 (en) * 2019-05-31 2020-11-18 Общество С Ограниченной Ответственностью "Марс" Method of isolation of leakage of multihole well
RU2737043C1 (en) * 2019-05-31 2020-11-24 Петр Вадимович Пятибратов Method for development of oil reservoir of multi-layer oil and gas condensate deposit

Also Published As

Publication number Publication date
RU2014134629A (en) 2016-03-20

Similar Documents

Publication Publication Date Title
RU2594235C2 (en) Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method
US3050121A (en) Well apparatus and method
AU2015213301B2 (en) Valve system
RU2211311C2 (en) Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment
WO2006036271A1 (en) Sand control completion having smart well capability and method for use of same
US8418768B2 (en) Bypass gaslift system, apparatus, and method for producing a multiple zones well
RU2334867C1 (en) Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method
US9540921B2 (en) Dual purpose observation and production well
CN104832143B (en) Water injection well umbilical pipe full-horizon injection regulation device
US2298834A (en) Means for producing oil wells
US20090095467A1 (en) Bypass gas lift system and method for producing a well
GB2327695A (en) Hydrocarbon production using multilateral wellbores.
RU2539486C1 (en) Method for oil development with horizontal wells
RU2552555C1 (en) Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers
RU2260681C2 (en) Oil and gas deposit development method
RU2536523C1 (en) Development of multi-zone gas field
GB2471354A (en) Wellbore junction
RU2418162C1 (en) Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil
AU2014349180B2 (en) Gravel pack service tool used to set a packer
EP2964873B1 (en) Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion
US10487630B2 (en) High flow injection screen system with sleeves
CN101514621B (en) Sand prevention in multiple regions without a drill
RU131074U1 (en) EQUIPMENT FOR EXPLOITATION AND RESEARCH OF MULTILAYER WELL
RU2669950C1 (en) Method for development of high-viscosity oil deposit
EP3580425B1 (en) Downhole operations

Legal Events

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

Effective date: 20161018

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20180202

MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20190827

NF4A Reinstatement of patent

Effective date: 20220202