RU2634317C1 - Method of controlled injection of liquid through formation (versions) - Google Patents
Method of controlled injection of liquid through formation (versions) Download PDFInfo
- Publication number
- RU2634317C1 RU2634317C1 RU2016133964A RU2016133964A RU2634317C1 RU 2634317 C1 RU2634317 C1 RU 2634317C1 RU 2016133964 A RU2016133964 A RU 2016133964A RU 2016133964 A RU2016133964 A RU 2016133964A RU 2634317 C1 RU2634317 C1 RU 2634317C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- urz
- tubing
- geophysical
- choke
- packer
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B43/20—Displacing by water
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при одновременно-раздельной закачке (ОРЗ) жидкости в один или несколько пластов одной скважины.The invention relates to the oil industry and can be used for simultaneous-separate injection (ARI) of fluid in one or more layers of one well.
Известен способ Шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации пластов одной нагнетательной скважиной, выбранный в качестве аналога, включающий спуск в скважину, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны. Ниже и выше пакера спущены, по крайней мере, по одному посадочному узлу в виде скважинной камеры или ниппелю со съемным клапаном для подачи через них рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху. Определяют при опрессовке минимальное давление поглощения каждого пласта. Закачивают рабочий агент с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласты через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах. Измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины. Определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера. Находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт. Сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями. При этом при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники. Определяют и изменяют их характеристики и/или параметры. После этого повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты (патент №2253009, опубл. 27.05.2005 г.).The known method of Sharifov for simultaneous-separate and alternate operation of formations with one injection well, selected as an analogue, including the descent into the well of at least one pipe string with a constant or variable diameter without or with a plugged end, with at least one run-off below the upper layer, a packer of hydraulic and / or mechanical action without or with a column disconnector. Below and above the packer, at least one landing unit in the form of a borehole chamber or a nipple with a removable valve for lowering the working agent through them into the lower and upper layers, landing the packer and crimping it from below and / or above, is lowered. During crimping, the minimum absorption pressure of each formation is determined. The working agent is pumped from the mouth into the cavity of the pipe string at a given pressure, directing it to the upper and / or lower layers through the corresponding removable valves in the landing nodes. The total consumption of the working agent, wellhead pressure and / or temperature in the cavity of the pipe string and the annulus of the well are measured on the surface. The bottomhole pressure of the upper layer, the pressure in the pipe string and the annulus at the depth of the removable valve in the seat assembly above the packer are determined. Find the flow rate of the working agent injected into the upper layer through a removable valve, subtract it from the total and determine the flow rate of the working agent injected into the lower layer. Compare the actual costs of the working agent for the formations with their design values. In this case, when they differ, the wellhead pressure is changed and / or removable valves are removed for one or both layers from the landing nodes using cable technology. Their characteristics and / or parameters are determined and changed. After that, each removable valve is re-installed in the corresponding landing unit using cable technology and the injection of the working agent through them into the corresponding layers is continued (patent No. 223003009, publ. 05.27.2005).
Недостаткам известного способа является то, что съемные клапаны, используемые для подачи рабочего агента соответственно в нижний и верхний пласты, устанавливаются несоосно со скважинными камерами, что вызывает сложности при их установке, извлечении и замене. Также недостатком является отсутствие возможности выравнивания подпакерного и межпакерного давлений.The disadvantages of this method is that the removable valves used to supply the working agent, respectively, in the lower and upper layers, are installed misaligned with the borehole chambers, which causes difficulties in their installation, removal and replacement. Another disadvantage is the lack of equalization of sub-packer and interpacker pressures.
Известен способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам, выбранный в качестве аналога, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ компоновки, включающей нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки - УРЗ, верхний пакер, разъединитель. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой или хвостовиком, а верхнюю часть компоновки - удлинителем. Над нижним и верхним пакером устанавливают переводник-центратор. Устанавливают и спрессовывают пакеры. Спускают глубинный расходомер с пробкой выше посадочного места последней. Подают жидкость в НКТ, определяют общий расход жидкости. Опускают пробку в посадочное место, подают жидкость в НКТ, определяют расход жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Вычитают его из общего расхода и находят расход жидкости, закачиваемой в верхний пласт. Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов с заданными значениями. При их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность. Устанавливают верхний и нижний штуцеры в посадочные места. Опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ. Осуществляют регулируемую закачку по пластам. Для изолирования одного из пластов вместо штуцера устанавливают заглушку. По окончании работ производят подъем установки. УРЗ включает в себя корпусную часть, состоящую из ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую из верхней и нижней втулок и диффузора. В верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки. В верхней втулке имеется посадочное место для пробки. В нижней втулке выполнены верхний и нижний центральные каналы, расходящиеся и сходящиеся каналы (патент №2495235, опубл. 10.10.2013 г., патентообладателем является заявитель).The known method and device for controlled injection of fluid into the reservoirs, selected as an analogue, including descent into the well on a string of tubing - tubing configuration, including a lower packer, disconnector, injection distribution device - URZ, upper packer, disconnector. The lower part of the layout is equipped with a funnel or shank, and the upper part of the layout is equipped with an extension. A centralizer sub is installed above the lower and upper packers. Install and compact packers. Lower the depth meter with the plug above the last seat. They supply fluid to the tubing, determine the total fluid flow. Lower the cork into the seat, supply fluid to the tubing, determine the flow rate of the fluid pumped into the lower layer. Subtract it from the total flow rate and find the flow rate of the fluid pumped into the upper reservoir. The actual fluid flow rates for the formations are compared with predetermined values. With their difference, the extracted part of the URZ is raised to the surface. Install the upper and lower fittings in the seats. The extracted part of the URZ is lowered into the tubing before its landing in the hull of the URZ. Carry out adjustable injection in the reservoirs. To isolate one of the layers, a plug is installed instead of the fitting. At the end of the work, the installation is hoisted. URZ includes a body part consisting of a nipple with several through channels, a body and an adapter sleeve, an extractable part consisting of an upper and lower sleeve and a diffuser. Seats under the upper and lower fittings or caps are made in the upper sleeve and diffuser. In the upper sleeve there is a seat for the cork. The upper and lower central channels, diverging and converging channels are made in the lower sleeve (patent No. 2495235, publ. 10.10.2013, the patent holder is the applicant).
Недостатками известного способа являются: отсутствие возможности проведения геофизических исследований скважин в постоянном режиме и выравнивания подпакерного и межпакерного давлений.The disadvantages of this method are: the lack of the ability to conduct geophysical surveys of wells in a constant mode and equalization of subpacker and interpacker pressures.
Известна установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее, выбранная в качестве прототипа, включающая колонну НКТ с разъединительным пакером, скважинной камерой со штуцером. Согласно изобретению скважинная камера представляет собой полый тубус с выполненными в его цилиндрической поверхности сквозными радиальными отверстиями. Каждый тубус установлен на колонне НКТ соосно с ней. Для этого в верхней и нижней своих частях он выполнен со средствами соединения с трубами колонны. Сквозные радиальные отверстия каждого тубуса расположены у своего пласта. Внутренняя поверхность каждого тубуса выполнена с посадочным седлом для своего штуцера. Внутренний диаметр тубуса меньше внутреннего диаметра колонны НКТ. Внутри каждого тубуса, на его внутренней цилиндрической поверхности соосно с ним герметично установлен цилиндрический штуцер, цилиндрическая поверхность которого снабжена сквозным(и) радиальным(и) отверстием(ями), совпадающим(и) с радиальными отверстиями тубуса. Диаметры внутренней, внешней поверхности штуцера, внутренней поверхности тубуса больше соответствующих размеров нижерасположенных штуцера и тубуса (патент 2473791, опубл. 27.01.2013 г.).A known installation for simultaneous and separate operation of a well and a well chamber for it, selected as a prototype, including a tubing string with a disconnecting packer, a well chamber with a fitting. According to the invention, the borehole chamber is a hollow tube with through radial holes made in its cylindrical surface. Each tube is installed on the tubing string coaxially with it. To do this, in its upper and lower parts it is made with means of connection with the pipes of the column. The through radial holes of each tube are located at its formation. The inner surface of each tube is made with a landing seat for its fitting. The inner diameter of the tube is less than the inner diameter of the tubing string. Inside each tube, on its inner cylindrical surface, a cylindrical fitting is sealed coaxially with it, the cylindrical surface of which is provided with a through (s) radial (s) hole (s) matching (s) with the radial holes of the tube. The diameters of the inner, outer surface of the fitting, the inner surface of the tube is larger than the corresponding dimensions of the downstream fitting and tube (patent 2473791, publ. 01.27.2013).
Недостатками известного способа являются отсутствие возможностей: выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательного извлечения верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, проведения геофизических исследований скважин в постоянном режиме.The disadvantages of this method are the lack of capabilities: equalization of sub-packer and interpacker pressures, sequential extraction of the upper and then lower packers in case of sticking, conducting geophysical research of wells in a constant mode.
Задачей, решаемой изобретением, является возможность выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, последовательное извлечение верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата, простота изменения объемов закачки жидкости, проведение геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости.The problem solved by the invention is the ability to equalize the sub-packer and inter-packer pressures, sequentially extracting the upper and then lower packers in the event of a sticking, ease of changing the volume of fluid injected, conducting geophysical exploration of the well in constant mode or if necessary.
Задача решается тем, что КПО (по первому варианту) оснащают заглушкой, клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой устройства распределения закачки (УРЗ) и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, подают жидкость в полость НКТ, производят спуск расходомеров на геофизическом кабеле и находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем геофизического кабеля, при отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают только верхний или последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего сбрасывают только верхний или последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы в НКТ до их посадки в корпусную часть соответствующих УРЗ, поднимают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием в НКТ до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия и осуществляют закачку только в верхний пласт, поднимают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия и осуществляют закачку только в нижний пласт. КПО (по второму варианту) оснащают клапаном выравнивания давления, надпакерным узлом безопасности, нижней и верхней скважинными камерами, представляющими собой УРЗ и имеющими извлекаемые штуцерные элементы, размещают нижнее и верхнее УРЗ без извлекаемых штуцерных элементов под нижним и верхним пакерами соответственно, причем извлекаемый штуцерный элемент нижней скважинной камеры выполняют с герметизатором геофизического кабеля, на устье геофизический кабель оснащают верхним прибором и прокладывают последовательно через верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы, герметизируют геофизический кабель в нижнем штуцерном элементе, далее в нижней части геофизического кабеля устанавливают нижний прибор, спускают и устанавливают последовательно верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы в корпусную часть соответствующих УРЗ, подают жидкость в полость НКТ, осуществляют геофизические исследования, при отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают на геофизическим кабеле на поверхность одновременно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего спускают вместе с геофизическим кабелем верхний и нижний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ в НКТ, затем в полость НКТ подают жидкость и проводят геофизические исследования, поднимают вместе с геофизическим кабелем последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия и извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием в НКТ до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно и осуществляют закачку только в верхний пласт, поднимают вместе с геофизическим кабелем последовательно нижний и верхний извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия и извлекаемый штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно и осуществляют закачку только в нижний пласт.The problem is solved in that the KPO (according to the first embodiment) is equipped with a plug, a pressure balancing valve, an over-packer safety unit, lower and upper borehole chambers, which are injection distribution devices (URZ) and have recoverable choke elements, supply fluid to the tubing cavity, release flowmeters on the geophysical cable and find the flow rate of the upper layer as the difference between the measured total flow rate of the two layers and the flow rate of the lower layer, lift the geophysical cable whitewash, when the actual liquid flow rates differ from the set values, only the upper or lower and upper removable choke elements are lifted from the body of the corresponding URZ using a fishing tool, wire or coiled tubing, the extracted choke elements are inspected, and then only the upper or successively lower and the upper retrievable fitting elements in the tubing before they fit into the body of the corresponding URZ, successively raise the upper and lower the removable choke elements of the corresponding URZ using a fishing tool, wire or coiled tubing installation, then the recoverable choke element of the lower URZ with the plugged side hole in the tubing is discarded before it fits into the body of the lower URZ, then the recoverable choke element of the upper URZ with the required diameter of the side hole is discarded and they carry out the injection only into the upper layer, successively raise the upper and lower recoverable choke elements of the corresponding URZ using fishing tool, wire or coiled tubing installation, then dump the recoverable fitting element of the lower URZ with the required diameter of the side hole until it fits into the body of the lower URZ, then the recoverable fitting element of the upper URZ with the plugged through section of the side hole is dumped and only the lower layer is pumped. KPO (according to the second option) is equipped with a pressure equalization valve, an over-packer safety unit, lower and upper borehole chambers, which are URZ and having removable choke elements, place the lower and upper URZ without removable choke elements under the lower and upper packers, respectively, with the choke being removed the lower borehole chamber is performed with a sealer of the geophysical cable, at the mouth the geophysical cable is equipped with an upper device and laid sequentially through the upper and the lower extractable fitting elements, seal the geophysical cable in the lower fitting element, then the lower device is installed in the lower part of the geophysical cable, the upper and lower removable fitting elements are lowered and installed sequentially into the body of the corresponding URZ, fluid is supplied into the tubing cavity, geophysical studies are carried out, when differences between the actual fluid flow rate and the setpoints are raised on the geophysical cable to the surface of the lower and upper removable nozzle simultaneously Needed elements from the body part of the corresponding URZ, carry out the audit of the extracted fitting elements, then lower and the geophysical cable down the upper and lower removable fitting elements of the corresponding URZ into the tubing, then fluid is supplied into the tubing cavity and geophysical surveys are carried out, the lower bottom is subsequently lifted along with the geophysical cable and the upper retrievable choke elements of the corresponding URZ to the surface, then at the same time the retrievable choke element is lowered into the tubing on a geophysical cable t of the upper URZ with the required diameter of the side hole and the recoverable fitting element of the lower URZ with the plugged side hole in the tubing until they fit into the body of the upper and lower URZ, respectively, and only the upper layer is pumped, the lower and upper removable chokes are lifted together with the geophysical cable the elements of the corresponding URZ to the surface, then at the same time they lower into the tubing on a geophysical cable a retrievable fitting element of the upper URZ with a muffled side section Vågå holes and removable lower choke element PSR with the required diameter of the lateral hole to fit them into the body portion of the upper and lower, respectively, and PSR is performed only in the lower injection layer.
Возможность выравнивание подпакерного и межпакерного давлений осуществляется благодаря оснащению КПО клапаном выравнивания давления.The ability to equalize sub-packer and inter-packer pressures is achieved by equipping the KPO with a pressure equalization valve.
Последовательное извлечение верхнего, а затем нижнего пакеров в случае прихвата достигается благодаря установке надпаркеного узла безопасности.Sequential removal of the upper and then lower packers in the event of a sticking is achieved by installing an over-the-counter safety unit.
Простота изменения объемов закачки жидкости достигается благодаря извлечению, ревизии и замене только верхнего или последовательно верхнего и нижнего извлекаемых штуцерных элементов из корпусной части соответствующего УРЗ с помощью стандартного геофизического оборудования, проволоки или колтюбинговой установки.The ease of changing the fluid injection volumes is achieved by removing, revising and replacing only the upper or sequentially upper and lower extractable fitting elements from the body of the corresponding URZ using standard geophysical equipment, wire or coiled tubing.
Проведение геофизических исследований скважины в постоянном режиме или при необходимости достигается благодаря возможности герметизации геофизического кабеля в нижнем извлекаемом штуцерном элементе УРЗ.Conducting geophysical studies of the well in a constant mode or, if necessary, is achieved due to the possibility of sealing the geophysical cable in the lower recoverable fitting element of the URZ.
На фиг. 1 приведена схема КПО для осуществления способа регулируемой закачки жидкости по пластам без геофизического кабеля. На фиг. 2 приведена схема КПО для осуществления способа регулируемой закачки жидкости по пластам с геофизическим кабелем. На фиг. 3 представлена схема скважинной камеры без герметизатора геофизического кабеля. На фиг. 4 представлена схема нижней скважинной камеры с герметизатором геофизического кабеля.In FIG. Figure 1 shows the KPO scheme for implementing the method of controlled fluid injection into formations without a geophysical cable. In FIG. Figure 2 shows the KPO scheme for implementing the method of controlled fluid injection through formations with a geophysical cable. In FIG. 3 shows a diagram of a downhole chamber without a geophysical cable seal. In FIG. 4 is a diagram of a lower borehole chamber with a seal of a geophysical cable.
По первому варианту КПО (фиг. 1) включает в себя заглушку 1, нижнюю скважинную камеру 2 с нижним извлекаемым штуцерным элементом 3, нижний пакер 4, межпакерный узел безопасности 5, верхнюю скважинную камеру 6 с верхним извлекаемым штуцерным элементом 7, верхний пакер 8, клапан выравнивания давления 9 и надпакерный узел безопасности 10. Над нижней скважинной камерой 2 размещен нижний пакер 4. Межпакерный узел безопасности 5 размещен над нижним пакером 4. Верхняя скважинная камера 6 размещена под верхним пакером 8. Клапан выравнивания давления 9 размещен под нижним пакером 4 и служит для выравнивания подпакерного и межпакерного давлений. Надпакерный узел безопасности 10 расположен над верхним пакером 8 и служит для последовательного извлечения верхнего 8, а затем нижнего 4 пакеров в случае прихвата.According to the first embodiment, KPO (Fig. 1) includes a
Нижняя 2 и верхняя 6 скважинные камеры представляют собой УРЗ, которые состоят из корпусной и извлекаемой частей и служат для регулирования объемов закачки жидкости в нижний и верхний пласты. Нижняя 2 и верхняя 6 скважинные камеры (фиг. 3) имеют нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы (фиг. 3, 4) с боковыми отверстиями 11, пазами под ловильный инструмент 12 и уплотнительными элементами 13. Нижняя 2 и верхняя 6 и скважинные камеры вставлены в корпусную часть УРЗ до седла 14. Извлекаемый штуцерный элемент 3 нижней скважинной камеры 2 выполнен без герметизатора 15 геофизического кабеля 16.The lower 2 and upper 6 borehole chambers are URZ, which consist of a hull and recoverable parts and are used to control the volume of fluid injected into the lower and upper layers. The lower 2 and upper 6 borehole chambers (Fig. 3) have lower 3 and upper 7 removable choke elements (Figs. 3, 4) with
Реализация способа приведена в описании работы КПО.The implementation of the method is given in the description of the operation of KPO.
Перед спуском компоновки производят шаблонирование скважины (на фиг. не показана) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. не показаны), а затем промывку ствола скважины.Before launching the assembly, the wells are modeled (not shown in FIG.) And the casing walls are cleaned with scrapers (scrapers) (not shown in FIG.), And then the wellbore is flushed.
КПО собирают в следующей последовательности: заглушка 1, нижняя скважинная камера 2 с извлекаемым штуцерным элементом 3, клапан выравнивания давления 9, нижний пакер 4, межпакерный узел безопасности 5, верхняя скважинная камера 6 с извлекаемым штуцерным элементом 7, верхний пакер 8, надпакерный узел безопасности 10.KPO is assembled in the following sequence: plug 1,
После чего КПО спускают на колонне НКТ в ствол скважины. Затем устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана). Устанавливают и проверяют на герметичность нижний 4 и верхний 8 пакеры.Then KPO is lowered on the tubing string into the wellbore. Then the mouth is equipped with wellhead fittings (not shown in Fig.). Install and check the tightness of the lower 4 and upper 8 packers.
Осуществляют подачу жидкости в полость колонны НКТ.Liquid is supplied into the cavity of the tubing string.
Производят спуск расходомеров на стандартном геофизическом оборудовании и осуществляют геофизические исследования: находят расход жидкости верхнего пласта как разность между замеренными общим расходом жидкости для двух пластов и расходом нижнего пласта, производят подъем стандартного геофизического оборудования.Flowmeters are run on standard geophysical equipment and geophysical studies are carried out: they find the fluid flow rate of the upper reservoir as the difference between the measured total fluid flow for the two reservoirs and the flow rate of the lower reservoir, and lift the standard geophysical equipment.
При отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают только верхний 7 или последовательно верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, осуществляют ревизию извлекаемых штуцерных элементов, после чего сбрасывают только верхний 7 или последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы в НКТ до их посадки в корпусную часть соответствующих УРЗ.If the actual liquid flow rates differ from the set values, only the upper 7 or successively upper 7 and lower 3 are lifted out of the recoverable choke elements from the body of the corresponding URZ using a fishing tool, wire or coiled tubing, the recoverable choke elements are inspected, and then only the upper 7 or consistently lower 3 and upper 7 removable fitting elements in the tubing before they fit into the body of the corresponding URZ.
Для осуществления закачки только в верхний пласт поднимают последовательно верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, затем сбрасывают сначала извлекаемый штуцерный элемент 3 нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием 12 в НКТ до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 12.For injection only in the upper layer, the upper 7 and lower 3 are removed successively by the recoverable choke elements of the respective URZ using a fishing tool, wire or coiled tubing, then the first
Для осуществления закачки только в нижний пласт поднимают последовательно верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ при помощи ловильного инструмента, проволоки или колтюбинговой установки, далее сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент 3 нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 12 до его посадки в корпусную часть нижнего УРЗ, затем сбрасывают извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия 12.For injection only in the lower layer, successively raise the upper 7 and lower 3 removable choke elements of the corresponding URZ using a fishing tool, wire or coiled tubing, then discard the
При необходимости производят выравнивание подпакерного и межпакерного давлений с помощью клапана выравнивания давления 9.If necessary, equalize the under-packer and inter-packer pressures using the
По второму варианту КПО (фиг. 2) состоит из заглушки 1, нижней скважинной камеры 2 с извлекаемым штуцерным элементом 3, клапана выравнивания давления 9, служащего для выравнивания подпакерного и межпакерного давлений, нижнего пакера 4, межпакерного узла безопасности 5, верхней скважинной камеры 6 с извлекаемым штуцерным элементом 7, верхнего пакера 8, надпакерного узла безопасности 10. Извлекаемый штуцерный элемент 3 (фиг. 4) нижней скважинной камеры 2 дополнительно оснащен герметизатором 15 геофизического кабеля 16, который выполнен с нижним 17 и верхним 18 приборами, что позволяет проводить геофизические исследования скважины в постоянном режиме или при необходимости.According to the second variant, the KPO (Fig. 2) consists of a
Реализация способа приведена в описании работы КПО.The implementation of the method is given in the description of the operation of KPO.
Перед спуском компоновки производят шаблонирование скважины (на фиг. не показана) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. не показаны), а затем промывку ствола скважины.Before launching the assembly, the wells are modeled (not shown in FIG.) And the casing walls are cleaned with scrapers (scrapers) (not shown in FIG.), And then the wellbore is flushed.
По второму варианту КПО собирают в следующей последовательности: нижняя скважинная камера 2, клапан выравнивания давления 6, нижний пакер 2, межпакерный узел безопасности 3, верхняя скважинная камера 4, верхний пакер 5, надпакерный узел безопасности 7. Нижнюю 2 и верхнюю 6 скважинные камеры собирают без нижнего 3 и верхнего 7 извлекаемых штуцерных элементов.According to the second option, the KPO is assembled in the following sequence:
После чего КПО спускают на колонне НКТ в ствол скважины. Затем устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. не показана). Устанавливают и проверяют на герметичность нижний 2 и верхний 5 пакеры.Then KPO is lowered on the tubing string into the wellbore. Then the mouth is equipped with wellhead fittings (not shown in Fig.). Install and check the tightness of the lower 2 and upper 5 packers.
Затем геофизический кабель 16 оснащают верхним прибором 18 и прокладывают последовательно через верхний 7 и нижний 3 извлекаемые штуцерные элементы. После чего производят герметизацию кабеля 16 в герметизаторе 15 нижнего штуцерного элемента 3, далее в нижней части геофизического кабеля 16 устанавливают нижний прибор 17.Then the
Производят спуск геофизического кабеля 16 в НКТ вместе с нижним 3 и верхним 7 извлекаемыми штуцерными элементами.The
Осуществляют подачу жидкости в полость колонны НКТ и осуществляют геофизические исследования.Liquid is supplied to the tubing string cavity and geophysical surveys are carried out.
При отличии фактических расходов жидкости от заданных значений поднимают на геофизическим кабеле 16 на поверхность последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы из корпусной части соответствующих УРЗ. Затем осуществляют ревизию нижнего 3 и верхнего 7 извлекаемых штуцерных элементов. После чего проводят спуск вместе с геофизическим кабелем 16 одновременно верхнего 7 и нижнего 3 извлекаемых штуцерных элементов и посадку в седла 14 соответствующих УРЗ. Затем в полость НКТ подают жидкость и проводят геофизические исследования.If the actual liquid flow rates differ from the set values, they are lifted on the
Для осуществления закачки только в верхний пласт (на фиг. не показан) поднимают вместе с геофизическим кабелем 16 последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле 16 извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 11 и извлекаемый штуцерный элемент 3 нижнего УРЗ с заглушенным боковым отверстием 11 в НКТ до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно.In order to pump only into the upper layer (not shown in FIG.), Together with the
Для осуществления закачки только в нижний пласт (на фиг. не показан) извлекают вместе с геофизическим кабелем 16 последовательно нижний 3 и верхний 7 извлекаемые штуцерные элементы соответствующих УРЗ на поверхность, далее одновременно спускают в НКТ на геофизическом кабеле извлекаемый штуцерный элемент 7 верхнего УРЗ с заглушенным проходным сечением бокового отверстия 11 и штуцерный элемент нижнего УРЗ с необходимым диаметром бокового отверстия 11 до их посадки в корпусную часть верхнего и нижнего УРЗ соответственно.For injection only into the lower layer (not shown in FIG.), The lower 3 and upper 7 are removed in sequence with the
При необходимости производят выравнивание подпакерного и межпакерного давлений с помощью клапана выравнивания давления 9.If necessary, equalize the under-packer and inter-packer pressures using the
После проведения работ по закачке жидкости извлекают КПО на поверхность: для этого натяжением колонны НКТ переводят в транспортное положение сначала верхний 8, затем нижний 4 пакеры.After carrying out work on pumping liquid, KPO is removed to the surface: for this, by tensioning the tubing string, first upper 8, then lower 4 packers are transferred to the transport position.
Таким образом, заявляемое изобретение позволяет выравнивать подпакерное и межпакерное давления, последовательно извлекать верхний, а затем нижний пакеры в случае прихвата, просто изменять объемы закачки жидкости, проводить геофизические исследования скважины в постоянном режиме или при необходимости.Thus, the claimed invention allows to equalize the sub-packer and interpacker pressures, sequentially extract the upper and then lower packers in case of sticking, simply change the fluid injection volumes, conduct geophysical studies of the well in a constant mode or if necessary.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016133964A RU2634317C1 (en) | 2016-08-18 | 2016-08-18 | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016133964A RU2634317C1 (en) | 2016-08-18 | 2016-08-18 | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2634317C1 true RU2634317C1 (en) | 2017-10-25 |
Family
ID=60153834
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016133964A RU2634317C1 (en) | 2016-08-18 | 2016-08-18 | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2634317C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2678745C1 (en) * | 2017-12-28 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement |
RU2694652C1 (en) * | 2018-11-06 | 2019-07-16 | Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук" (ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН) | Bore-piece choke shutoff valve |
RU2732937C1 (en) * | 2020-05-07 | 2020-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for fluid pumping to formation control |
RU2766479C1 (en) * | 2021-06-17 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of simultaneous-separate operation of injection well |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2253009C1 (en) * | 2003-09-11 | 2005-05-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns |
RU77899U1 (en) * | 2008-05-26 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE PLAYS |
US20080302529A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Fowler Jr Stewart Hampton | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2473791C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-01-27 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it |
RU2495235C1 (en) * | 2012-03-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and device for controlled pumping down to formations |
-
2016
- 2016-08-18 RU RU2016133964A patent/RU2634317C1/en active
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2253009C1 (en) * | 2003-09-11 | 2005-05-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns |
US20080302529A1 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-11 | Fowler Jr Stewart Hampton | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU77899U1 (en) * | 2008-05-26 | 2008-11-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная фирма Завод "Измерон" | THREE-PACK INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE DOWNLOADING OF THE WORKING AGENT IN THREE PLAYS |
RU2473791C1 (en) * | 2011-09-27 | 2013-01-27 | Олег Сергеевич Николаев | Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it |
RU2495235C1 (en) * | 2012-03-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method and device for controlled pumping down to formations |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2678745C1 (en) * | 2017-12-28 | 2019-01-31 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement |
RU2694652C1 (en) * | 2018-11-06 | 2019-07-16 | Федеральное государственное учреждение "Федеральный научный центр Научно-исследовательский институт системных исследований Российской академии наук" (ФГУ ФНЦ НИИСИ РАН) | Bore-piece choke shutoff valve |
RU2732937C1 (en) * | 2020-05-07 | 2020-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for fluid pumping to formation control |
RU2766479C1 (en) * | 2021-06-17 | 2022-03-15 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of simultaneous-separate operation of injection well |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US11377940B2 (en) | Method for injecting fluid into a formation to produce oil | |
US11634977B2 (en) | Well injection and production method and system | |
RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
WO2018184397A1 (en) | Integrated evaluation, testing and simulation apparatus for wellbore sand-control blocking and unblocking, and method | |
EP0586223B1 (en) | Method of perforating a new zone | |
RU2634317C1 (en) | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) | |
AU2009210651A1 (en) | Apparatus, assembly and process for injecting fluid into a subterranean well | |
RU2517294C1 (en) | Device for dual injection operation to two formations of same well (versions) | |
CN106661927A (en) | Junction-conveyed completion tooling and operations | |
RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
US10018039B2 (en) | Fast-setting retrievable slim-hole test packer and method of use | |
RU2610484C9 (en) | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters | |
RU2449114C1 (en) | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation | |
RU2345214C2 (en) | Method of oil and gas influx development and intensification, waterproofing procedure and related device for implementation thereof | |
RU2679406C1 (en) | Method of controlled pumping down to formations and device for its implementation | |
RU2380526C1 (en) | Multi-reservoir well sumultanious-separate production method | |
RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
RU2473791C1 (en) | Plant for simultaneous separate well operation, and well chamber for it | |
US9745827B2 (en) | Completion assembly with bypass for reversing valve | |
RU2678745C1 (en) | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement | |
US10989002B2 (en) | Cable pack-off apparatus for well having electrical submersible pump | |
RU2655547C1 (en) | Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly | |
RU2766479C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of injection well | |
US10161214B2 (en) | Off-set tubing string segments for selective location of downhole tools | |
AU2009251013A1 (en) | Zonal well testing device and method |