RU2610484C2 - Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters - Google Patents
Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters Download PDFInfo
- Publication number
- RU2610484C2 RU2610484C2 RU2015120134A RU2015120134A RU2610484C2 RU 2610484 C2 RU2610484 C2 RU 2610484C2 RU 2015120134 A RU2015120134 A RU 2015120134A RU 2015120134 A RU2015120134 A RU 2015120134A RU 2610484 C2 RU2610484 C2 RU 2610484C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- injection
- fluid
- parameters
- distribution device
- measuring
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 92
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 92
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 82
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 230000008569 process Effects 0.000 title claims description 19
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 57
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 24
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 13
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 235000010627 Phaseolus vulgaris Nutrition 0.000 abstract 2
- 244000046052 Phaseolus vulgaris Species 0.000 abstract 2
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000011152 fibreglass Substances 0.000 abstract 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 238000006880 cross-coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 3
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 230000010349 pulsation Effects 0.000 description 2
- 241000208202 Linaceae Species 0.000 description 1
- 235000004431 Linum usitatissimum Nutrition 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000009499 grossing Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/18—Repressuring or vacuum methods
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/06—Measuring temperature or pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/12—Means for transmitting measuring-signals or control signals from the well to the surface, or from the surface to the well, e.g. for logging while drilling
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Remote Sensing (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области поддержания пластового давления на многопластовых месторождениях и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке жидкости в один или несколько пластов одной скважины, а также в ряде случаев может быть применено для регулирования, исследования и отсекания закачки жидкости в пласты в нагнетательной скважине. Обеспечивает" возможность с помощью одного устройства распределения закачки осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам и с помощью, по меньшей мере, одного измерительного устройства произвести замеры основных параметров закачки жидкости.The invention relates to the field of maintaining reservoir pressure in multilayer fields and can be used for simultaneous and separate injection of fluid into one or more formations of one well, and in some cases can also be used to regulate, study, and cut off fluid injection into formations in an injection well. It provides "the ability to use a single injection distribution device to carry out an adjustable injection of fluid into the reservoirs and using at least one measuring device to measure the main parameters of the fluid injection.
Известна установка для одновременно-раздельной закачки воды в пласты, выбранная в качестве аналога, включающая колонну лифтовых труб с пакерами и муфтами с осевыми и радиальными каналами и съемной пробкой. Съемная пробка спускается с устья на тяге и выполнена с возможностью герметичного взаимодействия с осевыми каналами муфт. Съемная пробка выполнена сборной и состоит из плунжеров, которые соединены тягами и взаимодействуют с соответствующими им осевыми каналами муфт и постоянно находится в скважине. Причем длину тяг, втулок муфт и плунжеров, их количество, а также количество отверстий во втулках муфт подбирают с возможностью селективного перекрытия плунжерами радиальных каналов в соответствующих втулках муфт без подъема пробки на поверхность (RU №2436934 С1, МПК Е21В 43/00, приор. 01.06.2010).A known installation for simultaneous-separate injection of water into the reservoirs, selected as an analogue, including a column of elevator pipes with packers and couplings with axial and radial channels and a removable plug. The removable plug descends from the mouth on the draft and is made with the possibility of tight interaction with the axial channels of the couplings. The removable plug is made by the team and consists of plungers that are connected by rods and interact with the corresponding axial channels of the couplings and is constantly located in the well. Moreover, the length of rods, bushings of couplings and plungers, their number, as well as the number of holes in the bushings of the couplings are selected with the possibility of selective overlapping by the plungers of radial channels in the corresponding bushings of the couplings without lifting the plug to the surface (RU No. 2436934 C1, IPC E21B 43/00, prior. 06/01/2010).
Недостатком известной установки является сложность подбора длины тяг, втулок муфт и плунжеров, их количества, а также количества отверстий во втулках муфт, зависящего от количества пластов и необходимых для их эксплуатации вариантов переключений. К недостаткам в том числе относится большая металлоемкость, а также невозможность использования в данной установке геофизических приборов.A disadvantage of the known installation is the difficulty in selecting the length of rods, bushings of couplings and plungers, their number, as well as the number of holes in the bushings of the couplings, depending on the number of layers and the switching options necessary for their operation. The disadvantages include the large metal consumption, as well as the inability to use geophysical instruments in this installation.
Известна скважинная установка, выбранная в качестве аналога, включающая спущенные в эксплуатационную колонну насосно-компрессорные трубы - НКТ со скважинными овальными камерами и/или центральными ниппелями, имеющими поперечные каналы и посадочное гнездо со съемным клапаном в виде корпуса с радиальными, осевым и гидравлически соединенными с ним поперечными каналами, уплотнениями и фиксатором. Внутри корпуса установлен управляющий элемент, связанный со штоком запорного элемента. До глубины ниже негерметичного участка эксплуатационной колонны труб установлена дополнительная колонна труб, в кольцевом пространстве, образованном между колоннами труб, установлен цементный мост и/или один или несколько герметично изолирующих их полости разобщителей, при этом НКТ установлены внутри дополнительной колонны труб, причем часть поверхности скважинной овальной камеры над посадочным гнездом съемного клапана выполнена сдавленной с двух сторон во внутреннюю полость и/или корпус съемного клапана в центральном ниппеле выполнен с внутренними продольными неосевыми сквозными каналами, гидравлически сообщающими полости НКТ над и под центральным ниппелем (RU №2131017 С1, МПК Е21В 43/00, приор. 08.07.1997).A well-known well installation, selected as an analogue, including tubing pipes lowered into the production string — tubing with downhole oval chambers and / or central nipples having transverse channels and a seat with a removable valve in the form of a housing with radial, axial and hydraulically connected to cross channels, seals and retainer. A control element is installed inside the housing, connected with the rod of the locking element. An additional pipe string is installed to a depth below the unsealed portion of the production string; in the annular space formed between the pipe strings, a cement bridge and / or one or more hermetically isolating cavities of disconnectors are installed, while tubing is installed inside the additional pipe string, and part of the borehole surface the oval chamber above the seat of the removable valve is pressed from both sides into the internal cavity and / or the body of the removable valve in the central nipple flax with internal longitudinal non-axial through channels, hydraulically communicating tubing cavities above and below the central nipple (RU No. 2131017 C1, IPC ЕВВ 43/00, prior. 08.07.1997).
Недостатком известной установки является необходимость проведения большого числа спуско-подъемных операций для замены съемных клапанов, при этом как спуск, так и подъем клапанов осуществляется только при помощи специальной канатной техники.A disadvantage of the known installation is the need for a large number of tripping operations to replace removable valves, while both the descent and lifting of the valves is carried out only using special cable technology.
Известна трехпакерная установка, выбранная в качестве аналога, содержащая смонтированное в эксплуатационной колонне скважины на колонне НКТ оборудование. Оборудование включает верхний, средний и нижний пакеры, ниппель проходного типа, воронку с шаром, циркуляционные клапаны, механические тепловые компенсаторы, струйный насос и непроходной ниппель с возможностью установки в него глухой пробки или штуцерной вставки. Каждый из пакеров имеет индивидуальную схему установки и подъема. Верхний пакер выполнен с гидравлической установкой и осевым съемом вверх после среза силовых штифтов, средний пакер - механического действия с опорной установкой и поворотно-осевым съемом, нижний пакер - механического действия с поворотно-осевой установкой и съемом. Нижний и средний пакеры могут быть подняты из скважины только после вращения колонны НКТ, а верхний пакер - после натяга колонны НКТ с учетом регламентированного усилия для него. Пакеры выполнены двустороннего действия и имеют возможность независимого размещения в установленном месте эксплуатационной колонны (RU №77899 U1, МПК Е21В 43/14, Е21В 33/12, приор. 26.05.2008).Known three-packer installation, selected as an analogue, containing equipment mounted in the production string of the well on the tubing string. The equipment includes upper, middle and lower packers, a through-type nipple, a funnel with a ball, circulation valves, mechanical heat compensators, a jet pump and a non-through-out nipple with the possibility of installing a blind plug or fitting. Each of the packers has an individual installation and lifting scheme. The upper packer is made with a hydraulic unit and axially lifted upward after cutting the power pins, the middle packer is of mechanical action with a support unit and rotary-axial removal, the lower packer is of mechanical action with a rotary-axial installation and removal. The lower and middle packers can be lifted from the well only after rotation of the tubing string, and the upper packer after tightening the tubing string, taking into account the regulated effort for it. The packers are double-sided and can be independently placed in a fixed place in the production casing (RU No. 77899 U1, MPK Е21В 43/14, Е21В 33/12, prior. May 26, 2008).
Недостатком известной установки является необходимость проведения большого числа спуско-подъемных операций для замены штуцерных вставок, устанавливаемых в циркуляционных клапанах.A disadvantage of the known installation is the need for a large number of tripping operations to replace the fitting inserts installed in the circulation valves.
Известно оборудование для одновременно-раздельной закачки воды в два пласта через одну скважину, выбранное в качестве аналога, содержащее колонну труб с пакером, установленным между пластами, выше которого расположена перекрестная муфта, гидравлически связывающая внутреннюю полость труб с надпакерным затрубьем скважины. В гидравлический канал перекрестной муфты встроен обратный клапан, исключающий переток воды из затрубья скважины в полость труб. Гидравлический канал перекрестной муфты имеет седло, для перекрытия которого с устья скважины спускается запорный элемент, перекрытие седла запорным элементом исключает переток воды из труб в затрубье скважины. Запорный элемент может быть изготовлен из материала плотностью меньше плотности закачиваемой в скважину воды (RU №59140 U1, МПК Е21В 43/16, приор. 19.06.2006).It is known equipment for simultaneous-separate injection of water into two layers through one well selected as an analogue, containing a pipe string with a packer installed between the layers, above which there is a cross coupling that hydraulically connects the internal cavity of the pipes to the over-packer annulus of the well. A check valve is integrated in the hydraulic channel of the cross-coupling, eliminating the flow of water from the borehole into the pipe cavity. The hydraulic channel of the cross-coupling has a saddle, to shut off which a shut-off element is lowered from the wellhead, closing the saddle by a shut-off element eliminates the flow of water from the pipes into the borehole annulus. The locking element can be made of material with a density lower than the density of water injected into the well (RU No. 59140 U1, IPC ЕВВ 43/16, prior. 06/19/2006).
К недостаткам известного оборудования можно отнести то, что регулирование закачки производится только по верхнему пласту. При этом механизм регулирования недостаточно надежен, т.к. в случае интенсивной закачки воды в пласт возможна потеря упругих свойств пружины возврата. К недостаткам также можно отнести отсутствие в составе оборудования верхнего пакера, необходимого для защиты колонны труб от воздействия высокого давления закачки рабочего агента в пласт.The disadvantages of the known equipment include the fact that the regulation of injection is performed only on the upper layer. Moreover, the regulation mechanism is not reliable enough, because in case of intensive injection of water into the formation, the elastic properties of the return spring may be lost. The disadvantages also include the lack of an upper packer in the equipment necessary to protect the pipe string from the effects of high pressure injection of the working agent into the reservoir.
Известен способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации (заявка РФ №2014126833), выбранный в качестве аналога, который включает спуск в скважину на колонне труб установки, состоящей из воронки-центратора, нижнего пакера, переводника-центратора, устройства распределения закачки, верхнего пакера, удлинителя. Устанавливают нижний и верхний пакеры, опрессовывают межтрубное пространство над нижним и верхним пакерами, подают жидкость в колонну труб, определяют расходы жидкости по пластам, сопоставляют фактический расход жидкости для пластов с заданными значениями, поднимают при их отличии извлекаемую части устройства распределения закачки на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, установливают в посадочные места извлекаемой части устройства распределения закачки верхнего и нижнего штуцеров, спускают извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну труб на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой устанавливают до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, осуществляют регулируемую закачку жидкости, поднимают установку по окончании работ. Устройство распределения закачки оснащено верхним автономным манометром, установленным до верхнего штуцера, средним автономным манометром, установленным под верхним штуцером и нижним автономным манометром, установленным под нижним штуцером, при этом верхний и нижний штуцеры размещены в извлекаемой части устройства распределения закачки с возможностью извлечения обоих штуцеров за одну спуско-подъемную операцию. Изобретение позволяет получить информацию о величине давления закачки жидкости и достоверные данные по режиму закачки.A known method of simultaneous-separate injection of fluid into the reservoirs with the ability to measure the parameters of the injected fluid and installation for its implementation (RF application No. 2014126833), selected as an analogue, which includes the descent into the well on the pipe string of the installation, consisting of a funnel-centralizer, a lower packer , sub-centralizer, injection distribution device, top packer, extension cord. Install the lower and upper packers, pressurize the annular space above the lower and upper packers, supply fluid to the pipe string, determine the fluid flow rate in the reservoirs, compare the actual fluid flow rate for the reservoirs with the given values, raise the extracted part of the injection distribution device to the surface with their difference fishing tool on a geophysical cable, wire or coiled tubing installation, installed in the seats of the extracted part of the injection distribution device top it and the lower fittings, the extractable part of the injection distribution device is lowered into the pipe string on the geophysical cable, wire or coiled tubing is installed before it is inserted into the housing of the injection distribution device, the fluid is pumped in an adjustable manner, the installation is lifted at the end of work. The injection distribution device is equipped with an upper autonomous pressure gauge installed up to the upper nozzle, a middle autonomous pressure gauge installed under the upper nozzle and a lower autonomous pressure gauge installed under the lower nozzle, while the upper and lower nozzles are located in the removable part of the injection distribution device with the possibility of extracting both nozzles for one round trip. The invention allows to obtain information about the magnitude of the liquid injection pressure and reliable data on the injection mode.
Недостатком известного способа является отсутствие возможности производить замеры расходов закачки в режиме реального времени, фиксировать их в независимой памяти станции по контролю параметров и/или удаленно с электронно-вычислительной машины и производить съем информации с архивными данными со станции по контролю параметров. Также недостатком является отсутствие показаний температуры закачиваемой жидкости. Недостатком известного устройства регулирования закачки является отсутствие фигурного паза на корпусе устройства распределения закачки для протягивания вдоль него геофизического, оптоволоконного или другого типа кабеля.The disadvantage of this method is the lack of the ability to measure injection costs in real time, to fix them in the independent memory of the station for monitoring parameters and / or remotely from an electronic computer and to retrieve information with archive data from the station for monitoring parameters. Another disadvantage is the lack of temperature readings of the injected fluid. A disadvantage of the known injection control device is the absence of a figured groove in the housing of the injection distribution device for pulling a geophysical, fiber optic or other type of cable along it.
Наиболее близким техническим решением, по совокупности совпадающих признаков и достигаемому техническому результату, взятым в качестве прототипа, является способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам (патент РФ №2495235, Е21В 43/14; патентообладателем настоящего патента является заявитель), который включает спуск в скважину на колонне НКТ компоновки, включающей нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и опрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть устройства распределения закачки в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки. Устройство распределения закачки включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы. Изобретение позволяет при помощи одного устройства осуществить регулируемую закачку жидкости по пластам с произведением замеров расходов по пластам.The closest technical solution, according to the set of coinciding features and the achieved technical result, taken as a prototype, is a method and device for controlled injection of fluid into the reservoirs (RF patent No. 2495235, ЕВВ 43/14; the patent holder of this patent is the applicant), which includes the descent into the well on the tubing string of an arrangement including a lower packer, a disconnector, an injection distribution device, an upper packer, a disconnector. The lower part of the layout is equipped with a funnel or shank, and the upper part of the layout is equipped with an extension. A centralizer sub is installed above the lower and upper packers. Install and pressure packers. Lower the depth meter with the plug above the last seat. They supply fluid to the tubing, determine the total fluid flow. Lower the cork into the seat, supply fluid to the tubing, determine the flow rate of the fluid pumped into the lower layer. Subtract it from the total flow rate and find the flow rate of the fluid pumped into the upper reservoir. The actual fluid flow rates for the formations are compared with predetermined values. With their difference, the extracted part of the injection distribution device is lifted to the surface. Install the upper and lower fittings in the seats. The extracted part of the injection distribution device is lowered into the tubing until it fits into the body of the injection distribution device. Carry out adjustable injection in the reservoirs. To isolate one of the layers, a plug is installed instead of the fitting. At the end of the work, the installation is hoisted. The injection distribution device includes a body part consisting of a nipple with several through channels, a body and an adapter sleeve, an extractable part consisting of an upper and lower sleeve and a diffuser. Seats under the upper and lower fittings or caps are made in the upper sleeve and diffuser. In the upper sleeve there is a seat for the cork. The upper and lower central channels, diverging and converging channels are made in the lower sleeve. The invention allows using a single device to carry out an adjustable injection of fluid into the reservoirs with measurements of the costs of the reservoirs.
Недостатком известного способа является отсутствие возможности производить замеры расходов закачки в режиме реального времени, фиксировать их в независимой памяти станции по контролю параметров и/или удаленно с электронно-вычислительной машины и производить съем информации с архивными данными со станции по контролю параметров. Также недостатком является невозможность контроля герметичности системы пакер - колонна НКТ - регулирующее устройство, отсутствие показаний перепада давлений в НКТ, в затрубье и температуры закачиваемой жидкости. Недостатком известного устройства регулирования закачки является отсутствие фигурного паза на корпусе устройства распределения закачки для протягивания вдоль него геофизического, оптоволоконного или другого типа кабеля, а также проточный канал диффузора извлекаемой части устройства распределения закачки выполнен таким образом, что не происходит сглаживания пульсаций жидкости после штуцера с целью увеличения точности замера на устройстве для замера и уменьшения размывающего действия потока жидкости на стенки НКТ.The disadvantage of this method is the lack of the ability to measure injection costs in real time, to fix them in the independent memory of the station for monitoring parameters and / or remotely from an electronic computer and to retrieve information with archive data from the station for monitoring parameters. Another disadvantage is the impossibility of monitoring the tightness of the packer-tubing string system — control device, the lack of pressure drop in the tubing, in the annulus and the temperature of the injected fluid. A disadvantage of the known injection control device is the absence of a figured groove on the housing of the injection distribution device for pulling a geophysical, fiber optic or other type of cable along it, as well as the flow channel of the diffuser of the extractable part of the injection distribution device, so that smoothing of liquid pulsations after the nozzle does not occur for the purpose increasing the accuracy of the measurement on the device for measuring and reducing the erosive effect of the fluid flow on the tubing wall.
Задачей, решаемой изобретением, является осуществление регулируемой закачки жидкости по пластам при помощи устройства распределения закачки и, по меньшей мере, одного устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости с автоматизированным замером давления, расхода, температуры жидкости и других параметров процесса в каждый из пластов в режиме реального времени, осуществление обработки и прохода геофизических приборов через открытый проходной канал до устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости.The problem solved by the invention is the implementation of a controlled injection of fluid into the reservoirs using an injection distribution device and at least one device for measuring the parameters of the injected fluid with automated measurement of pressure, flow rate, fluid temperature and other process parameters into each of the reservoirs in real time time, processing and passage of geophysical instruments through an open passage channel to a device for measuring the parameters of the injected fluid.
Указанный технический результат достигается тем, что: - производят установку устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости для измерения параметров закачиваемой жидкости, над верхним пакером устанавливают якорь, прокладывают вдоль погружного скважинного оборудования контролирующий кабель от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости до станции по контролю параметров, расположенной на устье скважины, осуществляют подачу жидкости в полость НКТ, производят замер основных параметров закачки жидкости и других параметров процесса в один из пластов прямым методом замера, а по другому пласту - косвенным: определяют основные параметры процесса в один из пластов, по другому пласту определение параметров процесса производят вычитанием замеренного расхода по устройству для измерения параметров закачиваемой жидкости из суммарного расхода, замеренного устьевым расходомером, при необходимости осуществления закачки только в нижний пласт поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность, устанавливают заглушку в посадочное место верхней втулки, а нижний штуцер устанавливают в посадочное место диффузора, спускают или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки в колонну НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки, при необходимости осуществления закачки только в верхний пласт поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки на поверхность, устанавливают верхний штуцер в посадочное место верхней втулки, а заглушку в посадочное место диффузора, спускают или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки;The specified technical result is achieved by the fact that: - an apparatus for measuring the parameters of the injected fluid is installed to measure the parameters of the injected fluid, an anchor is installed above the upper packer, a control cable is laid along the submersible downhole equipment from the apparatus for measuring the parameters of the injected fluid to the parameter monitoring station located at the wellhead, supply fluid to the tubing cavity, measure the main parameters of fluid injection and each x process parameters in one of the reservoirs by a direct measurement method, and indirectly in another reservoir: the main process parameters are determined in one of the reservoirs, process parameters are determined in another reservoir by subtracting the measured flow rate from the device for measuring the parameters of the injected fluid from the total flow rate measured by the wellhead a flowmeter, if it is necessary to pump only into the lower layer, the extracted part of the injection distribution device is lifted to the surface, a plug is installed in the landing place of the upper sleeve, and the lower fitting is installed in the diffuser seat, the extracted part of the injection distribution device is lowered or dumped into the tubing string before it is inserted into the body of the injection distribution device, if it is necessary to pump only the upper distribution layer, the extracted part of the injection distribution device is raised by surface, install the upper fitting in the seat of the upper sleeve, and the plug in the seat of the diffuser, lower or discard the removed part of the device distribution and injection tubing to its fit into the body portion pumping distribution device;
- компоновку над нижним пакером оснащают устройством для измерения параметров закачиваемой жидкости;- the layout above the lower packer is equipped with a device for measuring the parameters of the injected fluid;
- якорь выполняют механического или гидравлического принципа действия с пазами по корпусу;- the anchor perform the mechanical or hydraulic principle of operation with grooves along the body;
- на корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка в виде канала, а также проходной канал диффузора выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр.- on the device’s body on the outer side surface there is a longitudinal groove in the form of a channel, and also the passage channel of the diffuser is made in the form of a diverging cone passing into the cylinder.
Регулируемая закачка жидкости осуществляется путем установки штуцерной вставки с регулируемыми штуцерами.Adjustable fluid injection is carried out by installing a nozzle insert with adjustable fittings.
Автоматизированный замер параметров процесса регулируемой закачки, в том числе давления, расхода, температуры жидкости и других параметров процесса в каждый из пластов, в режиме реального времени осуществляется за счет постоянной передачи данных от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости на станцию по контролю параметров, расположенной на устье скважины, при помощи контролирующего кабеля, проложенного вдоль погружного скважинного оборудования от устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости до станции по контролю параметров.Automated measurement of process parameters of controlled injection, including pressure, flow rate, fluid temperature and other process parameters into each of the strata, is carried out in real time due to the constant transmission of data from the device for measuring the parameters of the injected fluid to the monitoring station located on wellhead, using a control cable laid along the submersible downhole equipment from the device for measuring the parameters of the injected fluid to the station Control parameters.
При условии извлечения извлекаемой части устройства распределения закачки имеется возможность прохода геофизических приборов по открытому проходному каналу до устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости и осуществление обработки результатов.Provided that the extracted part of the injection distribution device is extracted, it is possible to pass the geophysical instruments through an open passage channel to the device for measuring the parameters of the injected liquid and process the results.
Схема компоновки подземного оборудования для регулируемой закачки жидкости с автоматизированным замером параметров процесса по пластам приведена на фиг. 1. Фронтальный разрез и горизонтальный разрез А-А устройства распределения закачки с продольной проточкой в виде канала под контролирующий кабель, с извлекаемой вставкой и направлением потока жидкости в нижний пласт приведены на фиг. 2. Профильный разрез устройства распределения закачки с продольной проточкой в виде канала под контролирующий кабель с извлекаемой вставкой и направлением потока жидкости в верхний пласт приведен на фиг. 3.The layout diagram of underground equipment for controlled fluid injection with automated measurement of process parameters in the reservoirs is shown in FIG. 1. The frontal section and horizontal section AA of the injection distribution device with a longitudinal groove in the form of a channel for a control cable, with a removable insert and the direction of fluid flow into the lower layer are shown in FIG. 2. A profile section of an injection distribution device with a longitudinal groove in the form of a channel for a control cable with a removable insert and the direction of fluid flow into the upper formation is shown in FIG. 3.
Установка включает в себя спущенную в скважину 1 (фиг. 1) на колонне НКТ 2 компоновку подземного оборудования, включающую воронку 11 или хвостовик (на фиг. 1 не показан), нижний пакер 3, разъединитель 4, устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5, устройство распределения закачки 6, верхний пакер 7, якорь 8, разъединитель 9, удлинитель 10. Нижний пакер 3 выполнен механического принципа действия и установлен над воронкой 11 или хвостовиком. Над нижним пакером 3 и верхним пакером 7 с якорем 8 установлены разъединители 4 и 9 соответственно. Разъединители 4 и 9 могут быть выполнены механического или гидравлического принципа действия и служат для отсоединения колонны НКТ 2 соответственно от нижнего пакера 3 и верхнего пакера 7 в случае прихвата. Над нижним пакером 3 и под верхним пакером 7 в частном случае установлены переводники-центраторы (не показаны). Устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 расположено в кожухе (не показан) над разъединителем 4 и связано при помощи контролирующего кабеля 13 со станцией по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1. Устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 служит для автоматизированного замера основных параметров закачиваемой жидкости и других параметров процесса в режиме реального времени. Выше устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 установлено устройство распределения закачки 6, служащее для регулирования объемов закачки жидкости в нижний пласт 14 и верхний пласт 15, а также для изолирования при необходимости одного из пластов. Далее установлен верхний пакер 7, выполненный с возможностью прокладки и герметизации входа-выхода контролирующего кабеля 13 и с упором на нижний пакер 3. Над верхним пакером 7 установлен якорь 8, на корпусе которого выполнены пазы для прокладки контролирующего кабеля 13. Далее установлен разъединитель 9. Удлинитель 10 устанавливают в верхней части компоновки (на фиг. 1 удлинитель 10 установлен над разъединителем 9) или через определенное число секций колонны НКТ 2 или непосредственно под планшайбой (на фиг. 1 не показана). Удлинитель 10 служит для герметичного соединения верхнего пакера 7 с колонной НКТ 2 и компенсации осевых перемещений колонны НКТ 2, возникающих в процессе закачки жидкости. Вдоль погружного скважинного оборудования проложен контролирующий кабель 13 (геофизический и/или оптоволоконный или др. типа кабель) от одного и/или нескольких устройств для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 до станции по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1.The installation includes a layout of underground equipment lowered into a well 1 (Fig. 1) on a
Устройство распределения закачки 6 (фиг. 1) состоит из корпусной и извлекаемой частей. Корпусная часть (фиг. 2) состоит из соединенных между собой ниппеля 16, корпуса 17 и втулки-переводника 18. В ниппеле 16 выполнено несколько сквозных каналов 19. В корпусную часть вставлена извлекаемая часть, состоящая сверху вниз из верхней втулки 20, нижней втулки 21 и диффузора 22. На нижнюю втулку 21 установлены верхний 23 и нижний 24 уплотнительные узлы. Верхний уплотнительный узел 23 закреплен снизу гайкой 25. Нижний уплотнительный узел 24 сверху ограничен упором 26, выполняющим функцию ограничителя перемещения извлекаемой части при ее посадке в корпусную часть. Между корпусной и извлекаемой частями образована камера 27. В верхней втулке 20 и диффузоре 22 имеются посадочные места 28 и 29 под верхний 30 и нижний 31 штуцеры либо заглушки (на фиг. 2, 3 не показаны). Также в верхней втулке 20 имеется посадочное место 32 для опрессовочного клапана (на фиг. не показан). В нижней втулке 21 выполнен верхний центральный канал 33, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов 34 (фиг. 3). Расходящиеся каналы 34 связаны с камерой 27 и со сквозными каналами ниппеля 19. В нижней втулке 21 также выполнено несколько сходящихся каналов 35, образующих нижний центральный канал 36. Нижний центральный канал 36 имеет сообщение с проходным каналом 37 диффузора 22. На корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка 38 (фиг. 2 разрез А-А) в виде канала для прокладки контролирующего кабеля 13 от одного и/или нескольких устройств для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 до станции по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1. Проходной канал 37 диффузора 22 выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр, для сглаживания пульсаций жидкости после штуцера 31, увеличения точности автоматизированного замера на устройстве для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 и уменьшения размывающего действия потока жидкости на стенки колонны НКТ 2.The distribution device for injection 6 (Fig. 1) consists of housing and extractable parts. The body part (Fig. 2) consists of
Реализация способа приведена в описании работы оборудования.The implementation of the method is described in the description of the equipment.
Перед спуском установки производят шаблонирование скважины 1 (фиг. 1) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. 1 не показаны), а затем промывку ствола скважины 1. Установку собирают в следующей последовательности: воронка 11 или хвостовик, нижний пакер 3, разъединитель 4, устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости 5, устройство распределения закачки 6, верхний пакер 7, якорь 8, разъединитель 9. Удлинитель 10 устанавливают в верхней части компоновки (на фиг. 1 удлинитель 10 установлен над разъединителем 9) или через определенное число секций колонны НКТ 2 или непосредственно под планшайбой (на фиг. 1 не показана). В частном случае над нижним 3 и верхним 7 пакерами устанавливают переводники-центраторы. Затем установку спускают на колонне НКТ 2 в ствол скважины 1 на определенную глубину. Установку спускают либо без извлекаемой части устройства распределения закачки 6, когда необходим открытый проходной канал для проведения обработок и прохода геофизического оборудования, либо вместе с извлекаемой частью устройства распределения закачки 6, когда отсутствует необходимость в открытом проходном канале. При сборке и спуске установки в ствол скважины 1 одновременно производят прокладку вдоль погружного скважинного оборудования контролирующего кабеля 13 (геофизический и/или оптоволоконный или др. типа кабель) от одного и/или нескольких устройств для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 до станции по контролю параметров 12, расположенной на устье скважины 1. Затем устье оснащают устьевой арматурой. Устанавливают, а затем опрессовывают нижний пакер 3 и верхний пакер 7, выполненный с возможностью прокладки и герметизации входа-выхода контролирующего кабеля 13. Осуществляют подачу жидкости в полость колонны НКТ 2. Жидкость поступает в нижний пласт 14, проходя через сходящиеся каналы 35 (фиг. 2), нижний центральный канал 36, нижний штуцер 31 и проходной канал 37 диффузора 22. Жидкость поступает в верхний пласт 15, проходя через верхний штуцер 30, верхний центральный канал 33 и расходящиеся каналы 34 (фиг. 3), а затем через камеру 27 в сквозные каналы 19. Суммарный расход жидкости, поступающей в два пласта, замеряется устьевым расходомером (не показан). Основные параметры закачки жидкости (давление в колонне НКТ 2, давление в затрубье, температура закачиваемой жидкости, расход жидкости), закачиваемой в нижний пласт 14 и в верхний пласт 15, в частном случае либо в нижний пласт 14, либо в верхний пласт 15, и другие параметры процесса определяются и передаются на станцию по контролю параметров 12 (фиг. 1) и/или центральную электронно-вычислительную машину (не показана) по контролирующему кабелю 13 или любым другим методом. Производят замер основных параметров закачки жидкости и других параметров процесса в один из пластов прямым методом замера, а по другому пласту - косвенным: определяют основные параметры процесса в один из пластов, по другому пласту определение параметров процесса производят вычитанием замеренного расхода по устройству для измерения параметров закачиваемой жидкости 5 из суммарного расхода, замеренного устьевым расходомером. Сопоставляют фактические расходы жидкости для нижнего 14 и верхнего 15 пластов с заданными значениями. При отличии фактических расходов от заданных значений поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 (фиг. 1) на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочные места 28, 29 (фиг. 2) устанавливают верхний 30 и нижний 31 штуцеры. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 в колонну НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки 6. Затем в полость колонны НКТ 2 подают жидкость, которая, проходя через сходящиеся каналы 35, нижний центральный канал 36, а затем проходной канал 37 диффузора 22, поступает в нижний пласт 14. В верхний пласт 15 жидкость поступает, проходя через верхний центральный канал 30 (фиг. 3), расходящиеся каналы 34, а затем сквозные каналы 19 ниппеля 16. При необходимости осуществления закачки только в нижний пласт 14 поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 28 (фиг. 3) верхней втулки 20 устанавливают заглушку (не показана), а в посадочное место 29 диффузора 22 устанавливают нижний штуцер 31. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 в колонну НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки 6. При необходимости осуществления закачки только в верхний пласт 15 поднимают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 28 верхней втулки 20 устанавливают верхний штуцер 30, а в посадочное место 29 диффузора 22 устанавливают заглушку. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть устройства распределения закачки 6 в НКТ до ее посадки в корпусную часть устройства распределения закачки 6. По окончании работ по закачке жидкости извлекают компоновку на поверхность. Для этого натяжением колонны НКТ 2 (фиг. 1) переводят в транспортное положение сначала верхний пакер 7, а затем нижний пакер 3, затем производят подъем компоновки на поверхность.Before the installation is launched, wells 1 are modeled (Fig. 1) and the casing walls are cleaned with scrapers (scrapers) (not shown in Fig. 1), and then the wellbore is flushed 1. The installation is assembled in the following sequence: funnel 11 or liner,
Заявляемое изобретение позволяет при помощи устройства распределения закачки и, по меньшей мере, одного устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости выполнить регулируемую закачку жидкости по пластам, производя при этом автоматизированные замеры давления, температуры, расхода жидкости и других параметров процесса в каждый из пластов в режиме реального времени, осуществить обработку и проход геофизических приборов через открытый проходной канал до устройства для измерения параметров закачиваемой жидкости.The claimed invention allows using an injection distribution device and at least one device for measuring the parameters of the injected fluid to perform controlled injection of fluid into the reservoirs, while making automated measurements of pressure, temperature, fluid flow and other process parameters into each of the reservoirs in real time time, to carry out processing and passage of geophysical instruments through an open passage channel to a device for measuring the parameters of the injected fluid.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015120134A RU2610484C9 (en) | 2015-05-27 | 2015-05-27 | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2015120134A RU2610484C9 (en) | 2015-05-27 | 2015-05-27 | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2015120134A RU2015120134A (en) | 2016-12-20 |
| RU2610484C2 true RU2610484C2 (en) | 2017-02-13 |
| RU2610484C9 RU2610484C9 (en) | 2017-04-03 |
Family
ID=57759167
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2015120134A RU2610484C9 (en) | 2015-05-27 | 2015-05-27 | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2610484C9 (en) |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU173106U1 (en) * | 2017-05-03 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Пермское конструкторско-технологическое бюро технического проектирования и организации производства" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOAD OF A WORKING AGENT IN TWO STRAYS OF ONE WELL |
| RU2731304C1 (en) * | 2019-11-21 | 2020-09-01 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method for simultaneous separate injection of working fluid and installation for implementation thereof |
| RU205547U1 (en) * | 2020-10-26 | 2021-07-20 | Алексей Викторович Пенно | BOREHOLE CHAMBER |
| CN112682015B (en) * | 2020-12-29 | 2022-11-18 | 中国海洋石油集团有限公司 | Chemical flooding multi-medium injection flow quantity regulation method |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2313659C1 (en) * | 2006-03-27 | 2007-12-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation |
| US20080302529A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Fowler Jr Stewart Hampton | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
| RU89604U1 (en) * | 2009-08-24 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоник" | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF MULTI-PLASTIC WELLS |
| RU93877U1 (en) * | 2008-06-16 | 2010-05-10 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S WELL DEPARTMENT FOR STUDYING MULTI-PLASTIC WELLS DURING SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION |
| RU102368U1 (en) * | 2010-11-03 | 2011-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS |
| RU102675U1 (en) * | 2010-11-01 | 2011-03-10 | Иван Викторович Грехов | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF PRODUCTIVE OIL WELLS |
| RU2449114C1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation |
-
2015
- 2015-05-27 RU RU2015120134A patent/RU2610484C9/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2313659C1 (en) * | 2006-03-27 | 2007-12-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for simultaneous separate multiple-zone well operation |
| US20080302529A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Fowler Jr Stewart Hampton | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
| RU93877U1 (en) * | 2008-06-16 | 2010-05-10 | Олег Марсович Гарипов | GARIPOV'S WELL DEPARTMENT FOR STUDYING MULTI-PLASTIC WELLS DURING SIMULTANEOUS-SEPARATE OPERATION |
| RU89604U1 (en) * | 2009-08-24 | 2009-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Геоник" | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF MULTI-PLASTIC WELLS |
| RU2449114C1 (en) * | 2010-10-25 | 2012-04-27 | Аскар Салаватович Валиуллин | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation |
| RU102675U1 (en) * | 2010-11-01 | 2011-03-10 | Иван Викторович Грехов | DEVICE FOR SIMULTANEOUS SEPARATE OPERATION OF PRODUCTIVE OIL WELLS |
| RU102368U1 (en) * | 2010-11-03 | 2011-02-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2610484C9 (en) | 2017-04-03 |
| RU2015120134A (en) | 2016-12-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
| US9581017B2 (en) | Zonal testing with the use of coiled tubing | |
| AU2008242750B2 (en) | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well | |
| US9103207B2 (en) | Multi-zone completion systems and methods | |
| RU2517294C1 (en) | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) | |
| RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
| US8851189B2 (en) | Single trip multi-zone completion systems and methods | |
| RU2610484C2 (en) | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters | |
| RU2634317C1 (en) | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| US10215019B2 (en) | Instrumented multilateral wellbores and method of forming same | |
| EP3346091B1 (en) | Apparatus and methods for cemented multi-zone completions | |
| RU2541982C1 (en) | Method for operating injector with multiple packer assembly | |
| CA2778426C (en) | Real time downhole intervention during wellbore stimulation operations | |
| RU2552555C1 (en) | Method of simultaneous separate or successive production of reservoir fluid from well of multipay fields with preliminary installation of packers | |
| RU2679406C1 (en) | Method of controlled pumping down to formations and device for its implementation | |
| RU2681719C1 (en) | Method of simultaneously-separate downloading of the working agent, installation and regulatory device for its implementation | |
| US10844676B2 (en) | Pipe ram annular adjustable restriction for managed pressure drilling with changeable rams | |
| RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
| US11008854B2 (en) | Apparatus and method for downhole data acquisition and or monitoring | |
| RU2569390C1 (en) | Borehole unit with field exploitation monitoring and control system | |
| RU2552405C1 (en) | Method of simultaneous-separate liquid injection as per reservoirs with possibility to measure parameters of injected liquid and installation for its implementation | |
| RU2678745C1 (en) | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement | |
| RU2655547C1 (en) | Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly | |
| RU2670814C9 (en) | Method of controlling process of pumping working agent to maintain medium pressure in multi-layer well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: AMENDMENT TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL: 5-2017 FOR TAG: (72) |
|
| TH4A | Reissue of patent specification |