RU2625126C1 - Способ испытания скважины в открытом стволе - Google Patents
Способ испытания скважины в открытом стволе Download PDFInfo
- Publication number
- RU2625126C1 RU2625126C1 RU2016125476A RU2016125476A RU2625126C1 RU 2625126 C1 RU2625126 C1 RU 2625126C1 RU 2016125476 A RU2016125476 A RU 2016125476A RU 2016125476 A RU2016125476 A RU 2016125476A RU 2625126 C1 RU2625126 C1 RU 2625126C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- liner
- filter
- formation
- testing
- Prior art date
Links
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims abstract description 58
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 71
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 22
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 14
- 238000001914 filtration Methods 0.000 claims abstract description 10
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 70
- 238000010998 test method Methods 0.000 claims description 4
- 230000004941 influx Effects 0.000 claims description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 23
- 238000011835 investigation Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 18
- 238000011161 development Methods 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 6
- 238000011160 research Methods 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 230000000638 stimulation Effects 0.000 description 1
- 238000012546 transfer 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
- E21B43/02—Subsoil filtering
- E21B43/10—Setting of casings, screens, liners or the like 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
- E21B43/14—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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/25—Methods for stimulating production
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling or wells
- E21B49/08—Obtaining fluid samples or testing fluids, in boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (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)
- Sampling And Sample Adjustment (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано для испытания и освоения глубоких скважин с близкорасположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовские или юрские отложения. Технический результат – повышение эффективности способа. По способу бурят перспективный интервал ствола скважины. По совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов. Спускают хвостовик-фильтр на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины. Хвостовик-фильтр образуют из ряда секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров. Низ хвостовика-фильтра оборудуют башмаком с обратным клапаном. Хвостовик-фильтр образуют с возможностью использования компоновки испытательного инструмента с одним или двумя пакерами для проведения испытаний всех пластов в направлениях снизу вверх или сверху вниз соответственно. Крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства. Промывают скважину через башмак с обратным клапаном. Закачивают забойную жидкость в интервал перспективных пластов. Разобщают пласты при помощи заколонных пакеров. Спускают комплект испытательных инструментов на трубах. Создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида. Отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта. Проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида. Извлекают комплект испытательных инструментов. Задавливают водой исследованный пласт. После этого воду заменяют на технологический раствор. Следующие пласты испытывают аналогичным образом. После испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток. Скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации. 3 ил.
Description
Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована для испытания и освоения глубоких скважин, для разреза с близко расположенными продуктивными пластами, а также в многопластовом разрезе, преимущественно на ачимовских или юрских отложениях.
Известны конструкции скважин для различных геолого-экономических условий, в которых, например, продуктивный пласт и породы над ним вскрывают долотом одного диаметра, в скважину до забоя спускают эксплуатационную колонну и цементируют. Связь скважины с пластом восстанавливают перфорацией. Существует вариант конструкции, при котором продуктивный пласт и вышележащие породы также вскрывают одним и тем же долотом, в скважину спускают эксплуатационную колонну с последующим манжетным цементированием. Связь скважины с пластом происходит по заранее перфорированным отверстиям в колонне напротив продуктивного пласта. Существует вариант конструкции, в котором скважину бурят до продуктивного пласта, затем спускают эксплуатационную колонну и цементируют. Вскрытие продуктивного пласта производят после цементирования колонны долотом меньшего диаметра, напротив нефтегазоносного пласта устанавливают перфорированный хвостовик. Эксплуатационную колонну спускают и цементируют до вскрытия пласта. Пласт вскрывают долотом меньшего диаметра и эксплуатируют с открытым стволом [В.В. Лазарев, Геология. Учебное пособие для студентов средних специальных учебных заведений, Издательский дом «ИН-ФОЛИО», 2010. С. 261-262].
Недостатками этих конструкций являются невозможность проведения селективного испытания нескольких пластов совершенных по степени и характеру вскрытия.
Известен способ исследования пластов в процессе проводки скважины, в котором в скважину спускают колонну бурильных труб с породоразрушающим инструментом и пакером, осуществляют вскрытие пластов бурением, спускают приборы с пробоотборником внутрь бурильных труб, проводят экспресс-исследования изолированного пакером пласта на приток и восстановление давления с отбором проб пластовых флюидов и последующую пробную эксплуатацию в открытом стволе скважины, причем пробную эксплуатацию проводят в течение 1-2 суток, осуществляя расхаживание инструмента с пакером [Патент РФ №2026965, Е21В 43/00, опубл. 20.01.1995].
Недостатками этого способа являются ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, ограниченный отбор пластового флюида, малая глубина зоны дренирования пласта при испытании, повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, невозможность проводить газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации.
Известны способы испытания скважин с помощью трубного испытателя пластов (ИПТ), предусматривающие широкий диапазон измерений режимно-технологических характеристик исследования скважины, к которым относятся стандартные испытания скважин ИПТ, испытание объекта в сложных геологических условиях, селективное испытание с опорой на забой, селективное испытание с опорой на стенки скважины, испытание объекта с выпуском пластового флюида на поверхность, испытание с полной начальной депрессией и др. [Т.Д. Сухоносов. Испытание необсаженных скважин, М.: Недра, 1992. С. 7-9].
Недостатком способов испытания скважин с помощью ИПТ является ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, ограниченный отбор пластового флюида, малая глубина зоны дренирования пласта при испытании, повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, невозможность проводить газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации.
Известен способ испытания разведочной скважины, в котором при испытании разведочной скважины перфорируют обсадную колонну, устанавливают фонтанную арматуру, спускают безмуфтовую длинномерную трубу до верхних отверстий интервала перфорации, заменяют технологический раствор на воду и воду на нефть. При необходимости снижают уровень, поднимают безмуфтовую длинномерную трубу, вызывают приток, отрабатывают скважину на факел до стабилизации устьевых параметров, спускают приборы для замера пластового давления и температуры, записывают кривую восстановления давления, отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, после чего вновь спускают безмуфтовую длинномерную трубу, задавливают скважину водой с последующей сменой воды на технологический раствор, устанавливают цементный мост и переходят на вышележащий объект, аналогично исследуют его, после испытания всех запланированных объектов скважину ликвидируют [Патент РФ №2383732, Е21В 49/00, опубл. 10.03.2010].
Недостатком этого способа является то, что в скважине с обсаженным и зацементированным продуктивным интервалом после вторичного вскрытия (перфорации) остается гидродинамическое несовершенство около скважинной зоны в продуктивном интервале. Скважина является несовершенной по характеру вскрытия, флюид из пласта проникает в ствол скважины не по всей вскрытой бурением поверхности пласта.
Известен способ установки скважинного фильтра, в котором в пробуренную скважину спускают по меньшей мере один скважинный фильтр, установленный внизу обсадной колонны. Скважинные фильтры могут быть установлены в составе обсадной колонны или в составе хвостовика, при этом хвостовик может быть зацементирован или установлен без цементации [Патент РФ №2378495, Е21В 43/08, Е21В 43/10, опубл. 10.01.2010].
Недостатком является то, что известная конструкция хвостовика и способ его установки не предусматривают возможность проведения селективного испытания нескольких пластов и газогидродинамических исследований на установившихся режимах фильтрации, прежде всего из-за способа установки хвостовика и необходимости после отвердения цемента производить разбуривание цементировочных пробок, седел пакеров и сбросовых элементов.
Известен способ испытания скважин, исследования пластов в процессе бурения и устройство для его осуществления, включающий спуск на бурильных трубах устройства с верхним и нижним пакерами, фильтром, глубинными приборами и башмаком до забоя, изоляцию пластов, создание депрессии на пласт, отбор глубинных проб для определения информации с обязательной регистрацией диаграмм давления, температуры и определения гидродинамических параметров пласта, причем фильтр перекрывает всю толщину пласта пакерами, депрессию производят глубинным электронасосом, снятие информации осуществляют по всей толщине пласта [Патент РФ №2366813, Е21В 47/10, Е21В 49/00 опубл. 10.09.2009].
Недостатками этого способа являются ограниченная продолжительность испытания из-за опасности прихвата инструмента в открытом стволе скважины, малая глубина зоны дренирования пласта при испытании, повышенные требования к состоянию открытого ствола скважины, невозможность проводить газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, исследования для получения данных для подсчета запасов.
Задачей, на решение которой направлены заявляемые конструкция и способ, является разработка конструкции скважины и способа ее испытания, эксплуатационные возможности которых позволяют проводить испытания пластов совершенных по степени и характеру вскрытия, проводить исследования в объеме разведочной скважины для получения данных для подсчета запасов и последующего проектирования системы разработки месторождения, а также исследования, проводимые в эксплуатационной скважине по определению эксплуатационных характеристик пласта.
Технический результат заключается в расширении функциональных возможностей скважины, экономии материальных и временных затрат на разведку и разработку месторождений углеводородов за счет сокращения срока ввода месторождения в промышленную разработку.
Поставленная задача и технический результат по объекту - конструкция достигаются тем, что предлагаемая конструкция скважины для испытания пластов в открытом стволе содержит зацементированные и концентрично расположенные кондуктор, промежуточную колонну, эксплуатационную колонну и хвостовик-фильтр, закрепленный в нижней части эксплуатационной колонны при помощи подвесного устройства, при этом эксплуатационная колонна расположена над верхним перспективным пластом и спущена до его кровли, а указанный хвостовик-фильтр содержит ряд секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров, низ хвостовика-фильтра оборудован башмаком с обратным клапаном, причем каждый из заколонных пакеров установлен в интервале кровли и подошвы каждого перспективного пласта, а скважинные фильтры расположены в интервалах перспективных пластов.
Поставленная задача и технический результат по объекту - способ достигаются тем, что в способе испытания скважины в открытом стволе, при котором бурят перспективный интервал ствола скважины, по совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов, спускают хвостовик-фильтр по п. 1 на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины, крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства, промывают скважину через башмак с обратным клапаном, закачивают технологическую жидкость в интервал перспективных пластов, разобщают пласты при помощи заколонных пакеров, спускают комплект испытательных инструментов на трубах, создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида, отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта, проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, извлекают комплект испытательных инструментов, задавливают водой исследованный пласт, после чего воду заменяют на технологический раствор, следующие пласты испытывают аналогичным образом, после испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток, скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации.
Обязательным условием получения достоверных данных является максимально возможное сохранение природных фильтрационных свойств вскрываемых пород и обеспечение гидравлической связи между породой и скважиной. Именно заявленная конструкция скважины при осуществлении способа обеспечивает полноту и качество исследований за счет возможности проводить неограниченные по времени испытания в незацементированных продуктивных интервалах ствола скважины в необходимом объеме, за счет изоляции этих пластов заколонными пакерами и за счет того, что хвостовик-фильтр выполняет функцию обсадной колонны в интервале испытаний, обеспечивает устойчивость стенок ствола скважины и исключает необходимость вторичного вскрытия пластов. Также конструкция позволяет применить экспресс-метод для получения информации в скважине поинтервально за один спуск-подъем комплекта испытательных инструментов.
Заявленная группа изобретений соответствует требованию единства изобретений, поскольку образует единый изобретательский замысел, причем один из заявленных объектов группы - конструкция скважины для испытания пластов в открытом стволе предназначена для осуществления другого объекта - способа. При этом оба объекта группы направлены на решение одних и тех же задач с получением единого технического результата.
На фиг. 1, показана конструкция скважины. На фиг. 2 показана конструкция скважины с компоновкой испытательных инструментов с одним пакером для испытания снизу вверх. На фиг. 3 показана конструкция скважины с компоновкой испытательных инструментов с двумя пакерами для испытания снизу вверх и сверху вниз.
Конструкция скважины для испытания пластов в открытом стволе содержит зацементированные и концентрично расположенные кондуктор 1, промежуточную колонну 2, эксплуатационную колонну 3 и хвостовик-фильтр 4. Хвостовик-фильтр 4 закреплен в нижней части эксплуатационной колонны 3 при помощи подвесного устройства 5. Хвостовик-фильтр 4 содержит ряд секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб 6, скважинных фильтров 7 и заколонных пакеров 8. Низ хвостовика-фильтра 4 оборудован башмаком с обратным клапаном 9. Заколонные пакеры 8 установлены в интервалах кровли и подошвы каждого перспективного пласта 10. Скважинные фильтры 7 расположены в интервалах перспективных пластов 10.
Способ осуществляется следующим образом.
В скважине, включающей зацементированные и концентрично расположенные, кондуктор 1, промежуточную колонну 2, эксплуатационную колонну 3 и бурят перспективный интервал ствола скважины. По совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных (продуктивных) пластов 10. Затем спускают хвостовик-фильтр 4 на транспортировочной колонне (на фиг. не показано) для сохранения устойчивости стенок ствола скважины. Крепят хвостовик-фильтр 4 в эксплуатационной колонне 3 при помощи подвесного устройства 5. Хвостовик-фильтр 4 содержит подвесное устройство 5, обсадные трубы 6, скважинные фильтры 7, заколонные пакеры 8 и башмак с обратным клапаном 9. Крепление производят таким образом, чтобы скважинные фильтры 7 были установлены в интервалах перспективных пластов 10, а заколонные пакеры 8 в интервалах кровли и подошвы перспективных пластов 10. Башмак с обратным клапаном 9 располагают на забое скважины. После крепления хвостовика-фильтра 4 в эксплуатационной колонне 3 скважину промывают через башмак с обратным клапаном 9 при помощи устройства изоляции фильтра (на фиг. не показано), которое входит в состав подвесного устройства 5 или с использованием заглушек фильтра (на фиг. не показано). После чего в интервал перспективных пластов 10 закачивают технологическую жидкость, активизируют заколонные пакера 8, в результате этого пласты разобщаются по заколонному пространству.
Для испытания первого перспективного пласта (объекта) 10, методом снизу вверх (фиг. 2), в скважину на трубах 11 спускают комплект испытательных инструментов 12. Производят испытание всей мощности перспективного пласта 10 в объеме, включающем создание депрессии на пласт, вызов притока пластового флюида, отработку скважины с целью очистки призабойной зоны пласта, газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, отбор глубинных и устьевых проб пластового флюида. Регистрации данных исследования может производиться автономными и дистанционными приборами.
После завершения работ по испытанию перспективного пласта 10 комплект испытательных инструментов 12 извлекают. Затем исследованный пласт задавливают водой, после чего воду заменяют на технологический раствор. Следующие перспективные пласты испытывают аналогичным образом компоновкой испытательных инструментов с двумя пакерами (фиг. 3).
В варианте испытания сверху вниз (фиг. 3) при использовании компоновки испытательных инструментов с двумя пакерами, перспективные пласты 10 испытывают аналогичным образом.
После проведения испытаний всех перспективных пластов 10, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие приток углеводородов промышленного значения. После этого скважину готовят для осуществления опытно-промышленной эксплуатации.
В результате расширения функциональных возможностей скважины сокращается время на разведку и разработку месторождения углеводородов.
Пример осуществления способа.
В скважине с конструкцией, включающей направление диаметром 530 мм, кондуктор диаметром 426 мм, первую промежуточную колонну диаметром 324 мм, вторую промежуточную колонну диаметром 245 мм, эксплуатационную колонну диаметром 168 мм с глубиной спуска 2010 м, производят бурение продуктивного интервала ствола от 3010 м до 3210 м. Определяют расположение перспективных пластов (объектов) по косвенным признакам, полученным на основе изучения данных полученных методами геолого-технического контроля, геофизических исследований, гидродинамического каротажа, а также на основе данных с соседних скважин. Производят спуск хвостовика-фильтра диаметром 114 мм на транспортировочной бурильной колонне диаметром 73-89 мм, его крепление в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства. В состав хвостовика-фильтра входят подвесное устройство типа ПХН. 114/168 УИФ с возможностью осуществления промывок забоя, обсадные трубы диаметром 114 мм, скважинные фильтры типа ФБ.114 диаметром 114 мм, заколонные пакера, обратный клапан типа КОШ.114 и башмак колонный типа БК 114. При этом скважинные фильтры типа ФБ.114 устанавливаются в интервалах перспективных пластов Ю1 1-2 3030-3060 м; Ю1 2-4 3090-3110 м; Ю2 1-2 3170-3205 м, а заколонные пакеры в интервалах перемычек этих пластов (3010-3030 м, 3060-3090 м, 3110-3170 м). Скважину промывают через башмак с обратным клапаном, затем в интервал перспективных пластов закачивается технологическая жидкость. Для разобщения перспективных пластов по заколонному пространству в скважину спускают специализированный инструмент при помощи которого производится активация заколонных пакеров.
Затем в скважину на трубах бурильных или насосно-компрессорных трубах (НКТ) спускают комплект испытательных инструментов, типа МИГ-80. Проводят испытание перспективного пласта, которое включает: создание депрессии, вызов притока, отработку скважины с целью очистки призабойной зоны пласта, вывод скважины на установившийся режим и газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации. Для регистрации данных исследования в скважину спускают глубинные приборы для замера давления, расхода, влажности, температуры, пробоотборники. После завершения работ глубинные приборы извлекают, анализируют записи глубинных приборов и пробы пластового флюида. Затем исследуемый пласт задавливают водой, заменяют воду на технологический раствор. Если по результатам испытаний не получен ожидаемый результат, устанавливают изоляционный мост (мостовая пробка, цементный мост или их сочетание) для перехода к вышележащему пласту (объекту).
Следующий перспективный пласт (объект) испытывают аналогичным образом. В зависимости от полученных результатов после испытания пласты ликвидируют или консервируют для осуществления последующей опытно-промышленной эксплуатации.
Claims (1)
- Способ испытания скважины в открытом стволе, при котором бурят перспективный интервал ствола скважины, по совокупности геологической, технической и геофизической информации определяют расположение перспективных пластов, спускают хвостовик-фильтр на транспортировочной колонне для сохранения устойчивости стенок ствола скважины, хвостовик-фильтр образуют из ряда секций, каждая из которых состоит из последовательно соединенных между собой обсадных труб, скважинных фильтров и заколонных пакеров, низ хвостовика-фильтра оборудуют башмаком с обратным клапаном, хвостовик-фильтр образуют с возможностью использования компоновки испытательного инструмента с одним или двумя пакерами для проведения испытаний всех пластов в направлениях снизу вверх или сверху вниз соответственно, крепят хвостовик-фильтр в эксплуатационной колонне при помощи подвесного устройства, промывают скважину через башмак с обратным клапаном, закачивают забойную жидкость в интервал перспективных пластов, разобщают пласты при помощи заколонных пакеров, спускают комплект испытательных инструментов на трубах, создают депрессию на пласт и вызывают приток пластового флюида, отрабатывают скважину с целью очистки призабойной зоны пласта, проводят газогидродинамические исследования на установившихся режимах фильтрации, отбирают глубинные и устьевые пробы пластового флюида, извлекают комплект испытательных инструментов, задавливают водой исследованный пласт, после чего воду заменяют на технологический раствор, следующие пласты испытывают аналогичным образом, после испытания всех пластов, интерпретации записей глубинных приборов и анализа проб пластового флюида определяют продуктивные пласты, дающие промышленный приток, скважину готовят к опытно-промышленной эксплуатации.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125476A RU2625126C1 (ru) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Способ испытания скважины в открытом стволе |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2016125476A RU2625126C1 (ru) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Способ испытания скважины в открытом стволе |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2625126C1 true RU2625126C1 (ru) | 2017-07-11 |
Family
ID=59495194
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2016125476A RU2625126C1 (ru) | 2016-06-24 | 2016-06-24 | Способ испытания скважины в открытом стволе |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2625126C1 (ru) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020040656A1 (en) * | 2018-08-24 | 2020-02-27 | Schlumberger Canada Limited | Systems and methods for horizontal well completions |
| CN113356817A (zh) * | 2021-07-19 | 2021-09-07 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种底水油藏水平井基于延长无水采油期的射孔优化设计方法 |
| RU2772032C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-05-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером |
| US12044098B2 (en) | 2019-11-12 | 2024-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Stage cementing collar with cup tool |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6766862B2 (en) * | 2000-10-27 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control device and specialized completion system and method |
| US6817410B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| EA013937B1 (ru) * | 2006-02-03 | 2010-08-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания |
| RU2398957C1 (ru) * | 2009-07-14 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для эксплуатации и очистки скважины |
| US20110272148A1 (en) * | 2005-09-01 | 2011-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
| RU2014134629A (ru) * | 2014-08-26 | 2016-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа |
-
2016
- 2016-06-24 RU RU2016125476A patent/RU2625126C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6817410B2 (en) * | 2000-08-03 | 2004-11-16 | Schlumberger Technology Corporation | Intelligent well system and method |
| US6766862B2 (en) * | 2000-10-27 | 2004-07-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Expandable sand control device and specialized completion system and method |
| US20110272148A1 (en) * | 2005-09-01 | 2011-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
| EA013937B1 (ru) * | 2006-02-03 | 2010-08-30 | Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани | Способ и устройство ствола скважины для заканчивания, добычи и нагнетания |
| RU2398957C1 (ru) * | 2009-07-14 | 2010-09-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Устройство для эксплуатации и очистки скважины |
| RU2014134629A (ru) * | 2014-08-26 | 2016-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ВОРМХОЛС Внедрение" | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2020040656A1 (en) * | 2018-08-24 | 2020-02-27 | Schlumberger Canada Limited | Systems and methods for horizontal well completions |
| US11530595B2 (en) | 2018-08-24 | 2022-12-20 | Schlumberger Technology Corporation | Systems and methods for horizontal well completions |
| US12044098B2 (en) | 2019-11-12 | 2024-07-23 | Schlumberger Technology Corporation | Stage cementing collar with cup tool |
| CN113356817A (zh) * | 2021-07-19 | 2021-09-07 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种底水油藏水平井基于延长无水采油期的射孔优化设计方法 |
| RU2772032C1 (ru) * | 2021-12-14 | 2022-05-16 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции заколонных перетоков в скважине водонефтенабухающим пакером |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9822626B2 (en) | Planning and performing re-fracturing operations based on microseismic monitoring | |
| US8418546B2 (en) | In-situ fluid compatibility testing using a wireline formation tester | |
| US9725987B2 (en) | System and method for performing wellbore stimulation operations | |
| US5287741A (en) | Methods of perforating and testing wells using coiled tubing | |
| CN109415936B (zh) | 用于在插塞研磨出或清理/修井操作期间建立井性能的方法和系统 | |
| CN100449115C (zh) | 用于确定被一井眼穿透的地层的特性的方法 | |
| US10982538B2 (en) | Multi-zone well testing | |
| US20080302529A1 (en) | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same | |
| NO341183B1 (no) | System og fremgangsmåte for produksjon av fluider fra undergrunnsformasjoner | |
| US9708906B2 (en) | Method and system for hydraulic fracture diagnosis with the use of a coiled tubing dual isolation service tool | |
| RU2625126C1 (ru) | Способ испытания скважины в открытом стволе | |
| US5156205A (en) | Method of determining vertical permeability of a subsurface earth formation | |
| US9976402B2 (en) | Method and system for hydraulic fracture diagnosis with the use of a coiled tubing dual isolation service tool | |
| Sutton | Hydrogeological testing in the Sellafield area | |
| Watson | Surface casing vent flow repair-A process | |
| RU2486337C1 (ru) | Способ определения продуктивности пласта в процессе бурения скважины | |
| Quint et al. | 4D pressure pilot to steer well spacing in tight gas | |
| US20060054316A1 (en) | Method and apparatus for production logging | |
| Virues et al. | Going from conceptual to analytical drilling/completions/reservoir guided model of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Canadian Horn River Basin | |
| Zambrano-Narvaez et al. | Case study of the cementing phase of an observation well at the Pembina Cardium CO2 monitoring pilot, Alberta, Canada | |
| Austin et al. | Innovation in Well Design and Lifting Coupled with Subsurface Understanding Provides New Development Concepts in a Tight Oil Carbonate Resource | |
| Bybee | Proper evaluation of shale-gas reservoirs leads to more-effective hydraulic-fracture stimulation | |
| Nugroho et al. | Applying Integrated Workflow of Pressure and Rate Transient Analysis in Early Life of Deepwater Gas Condensate Field | |
| Abdulkadhim et al. | A Review on Pressure Transient Analysis in Multilayer Reservoir: South Iraq Case Study | |
| Deryaev | DRILLING TECHNOLOGY OF A DIRECTIONAL WELL WITH DUAL COMPLETION OF SEVERAL HORIZONS AT THE NORTH GOTURDEPE FIELD |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC43 | Official registration of the transfer of the exclusive right without contract for inventions |
Effective date: 20180716 |