RU2655547C1 - Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой - Google Patents
Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой Download PDFInfo
- Publication number
- RU2655547C1 RU2655547C1 RU2017100666A RU2017100666A RU2655547C1 RU 2655547 C1 RU2655547 C1 RU 2655547C1 RU 2017100666 A RU2017100666 A RU 2017100666A RU 2017100666 A RU2017100666 A RU 2017100666A RU 2655547 C1 RU2655547 C1 RU 2655547C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- cable
- formations
- packers
- chambers
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 25
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 56
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 56
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000010306 acid treatment Methods 0.000 claims abstract description 16
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000004861 thermometry Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims abstract description 5
- 238000009835 boiling Methods 0.000 claims abstract description 4
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000002904 solvent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000011835 investigation Methods 0.000 claims abstract 6
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims abstract 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims abstract 2
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 15
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims description 9
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 9
- 238000011160 research Methods 0.000 claims description 5
- 238000000059 patterning Methods 0.000 claims description 4
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 claims description 4
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 claims description 3
- 238000005406 washing Methods 0.000 claims 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 abstract 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 4
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 3
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000007795 chemical reaction product Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
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
- E21B33/12—Packers; Plugs
- E21B33/122—Multiple string packers
-
- 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
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)
- Geophysics (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой. Способ включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м3 с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м3 на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат. Технический результат заключается в повышении эффективности эксплуатации скважин с однолифтовой многопакерной компоновкой. 1 пр.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при монтаже и эксплуатации однолифтовой многопакерной компоновки в нагнетательной скважине.
Известен способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой, который включает спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Перед спуском шаблонируют эксплуатационную колонну шаблоном длиной от 30 до 100 м и диаметром, меньшим диаметра эксплуатационной колонны на 4-6 мм, при этом отмечают интервалы посадок и затяжек шаблона, определяют причины затяжек. Прорабатывают эксплуатационную колонну в интервалах установки пакеров и в интервалах посадок и затяжек шаблона. Промывают скважину обратной промывкой до выхода чистой промывочной жидкости. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. К приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Скорость спуска выдерживают не более 0,1 м/с. Следят за натяжением кабеля при спуске, не допускают рывков и ослабления натяжения кабеля. При посадке колонны насосно-компрессорных труб на клиновой захват не допускают попадания кабеля в клинья, при освобождении колонны насосно-компрессорных труб из клинового захвата высоту подъема трубы выбирают не более 0,25 м. Во время спуска не допускают разгрузки веса колонны насосно-компрессорных труб более 2 т, а при незапланированной посадке пакера для приведения пакера в транспортное положение поднимают колонну насосно-компрессорных труб на 2-3 м и медленно спускают колонну, проводя пакер через интервал незапланированной посадки. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками, сращивают кабель с устьевыми приборами, монтируют планшайбу и превентор, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Производят расчет величины подъема колонны насосно-компрессорных труб с компоновкой для посадки пакеров, определяют необходимую длину кабелей от устья скважины до панели контроллера, отрубают излишки кабеля, перепускают кабели через кабельный ввод, устанавливают пакеры, фиксируя изменения веса колонны насосно-компрессорных труб, выполняют заделку сальников кабельного ввода и производят проверку работоспособности приборов. Спрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, а при эксплуатации скважины при закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из под пакера в надпакерное пространство. Определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости, а при возникновении давления в затрубном пространстве вне зависимости от изменения давления закачки стравливают давление через затрубную задвижку (патент РФ №2541982, опубл. 20.02.2015).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной и/или поочередной эксплуатации нескольких объектов нагнетательной скважины, согласно которому спускают в скважину, по крайней мере, одну колонну 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, вычитывают 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 РФ №2253009, опубл. 27.05.2005 - прототип).
Известные способы имеют ограниченную область применения из-за сложности эксплуатации компоновки в поддержании необходимого объема закачки жидкости по пластам при постоянно меняющемся режиме эксплуатации. Кроме этого, при эксплуатации компоновки отсутствует информация о снижении приемистости пластов в процессе закачки, отсутствуют мероприятия по увеличению приемистости пластов и вывода скважины на необходимый режим работы.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения перераспределения объема закачиваемого агента в скважину по пластам в зависимости от необходимого режима работы скважины и его приемистости.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой, включающем спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м3 с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м3 на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат.
Сущность изобретения
Многопакерные однолифтовые компоновки могут иметь два и более пакеров. Внедрение в скважину компоновки состоит из спуска, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты. Монтируют компоновку. В качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия. При наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки. Спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза. НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель, и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры. В процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки. Ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода. При снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки. Для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. По результату исследования выбирается объект для кислотной обработки. При помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости. Скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми. Калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м3 с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м3 на 1 метр мощности пласта или объекта. При необходимости производят, вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты. Определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3. Канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки, и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов. Скважина находится под закачкой некоторое время. Производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов. При соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе. В случае не соответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат.
В результате удается производить перераспределение объема закачиваемой жидкости при эксплуатации скважины в необходимом режиме и поддерживать необходимую приемистость пластов без дополнительного привлечения бригад по капитальному ремонту скважин для подъема всей компоновки, проведения ОПЗ, и повторного его внедрения в скважину.
Пример 1
На устье скважины монтируют компоновку в следующей последовательности (снизу вверх): заглушка с пробкой, колонна насосно-компрессорных труб, переводник, патрубок, скважинная камера КТ1-60Б-21К2, насосно-компрессорная труба, переводник, пакер П-УДК-140-50К2, разъединитель колонны, переводник, насосно-компрессорная труба, скважинная камера КТ1-73Б, насосно-компрессорная труба, пакер ПНМК-140-35-К2, колонна насосно-компрессорных труб, скважинная камера КТ1-73Б, колонна насосно-компрессорных труб, скважинная камера КТ1-73Б, колонна насосно-компрессорных труб, репер, насосно-компрессорная труба, пакер ПНМК-140-35-К2, насосно-компрессорная труба, скважинная камера КТ1-73Б, насосно-компрессорная труба, ниппель опрессовочный, переводник, колонна насосно-компрессорных труб - основной лифт. К приборам подсоединяют кабель. Кабель закрепляют на наружной поверхности компоновки. Компоновку спускают в скважину. Проводят гидравлические испытания спущенной компоновки на герметичность повышением давления воды в компоновке до 10 МПа. Компоновка герметична. Извлекают с помощью канатной техники пробку. Компоновку спускают в скважину на глубину 1793 м на колонне насосно-компрессорных труб с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб. При шаблонировке шаблон проходит без затяжек. Одновременно крепят на наружной поверхности кабель, и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб. Выполняют привязку пакеров. Выполняют подгонку компоновки в заданный интервал подгоночными патрубками. Сращивают кабель с устьевыми приборами. Монтируют планшайбу и превентор. Проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность давлением 10 МПа. Колонна герметична. Устанавливают пакеры. Опрессовывают пакеры на давление 10 МПа. Устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров и скважинные манометры. Закачивают по колонне насосно-компрессорных труб рабочий агент - пластовую воду. При закачке рабочего агента замеряют давление в колонне насосно-компрессорных труб и в затрубном пространстве между пластами и напротив каждого пласта. Контролируют зависимость давления в затрубном пространстве от изменения давления закачки в колонне насосно-компрессорных труб, наличие перетока из-под пакера в надпакерное пространство, определяют между пакерами напротив пластов расход жидкости. Эксплуатация проходит без перетоков. При эксплуатации скважины в течение 2 лет отмечается снижение приемистости верхнего пласта на 40%. С использованием канатной техники производится извлечение штуцеров из трех скважинных камер, установленных напротив пластов. В две нижние скважинные камеры устанавливаются заглушки. Скважинную камеру в интервале верхнего пласта, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставили открытой. Калтюбинговой установкой произвели спуск гибкой трубы с пером диаметром 38 мм, произвели промывку до башмака многопакерной компоновки. Определили приемистость пласта закачкой технологической жидкости в объеме 6 м3. Произвели кислотную обработку пласта в объеме 5 м3. Продавили продукты реакции и остатки кислоты в пласт. Определили приемистость пласта закачкой технологической жидкости в объеме 6 м3. Приемистость скважины увеличилось до значения при внедрении технологии ОРЗ. Канатной установкой извлекли ранее установленные заглушки и установили штуцера необходимых диаметром на все скважинные камеры в интервале пластов. Скважину пустили под закачку. После работы скважины в течение суток произвели исследование скважины расходометрией и термометрией в интервале пластов. Интерпретация результатов геофизического исследования показал, что распределение закачиваемой жидкости по пластам соответствует необходимым. Скважина оставлена в работе.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения перераспределения объема закачиваемой жидкости при эксплуатации скважины в необходимом режиме и поддерживать необходимую приемистость пластов без дополнительного привлечения бригад по капитальному ремонту скважин для подъема всей компоновки, проведения ОПЗ, и повторного его внедрения в скважину.
Claims (1)
- Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой, включающий спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия, в качестве верхних пакеров - пакеры упорного действия, при наличии в компоновке приборов к приборам подсоединяют кабель, его закрепляют на наружной поверхности компоновки, спускают компоновку, проводят гидравлические испытания на ее герметичность, извлекают с помощью канатной техники пробку, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром, меньшим, чем эксплуатационная колонна в 1,6-2,9 раза, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, при наличии кабеля одновременно крепят на наружной поверхности кабель и спускают кабель вместе с колонной насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, монтируют планшайбу, проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают пакеры, опрессовывают пакеры, устанавливают в скважинные камеры регуляторы давления со штуцерами заданных диаметров или скважинные манометры, в процессе эксплуатации периодически производится ревизия, передергивание или замена штуцеров регуляторов давления на другой диаметр штуцеров или устанавливаются заглушки, ревизия, передергивание или замена штуцеров производится при необходимости изменения режима закачки технологической жидкости по разобщенным объектам или для предотвращения закипания, залипания, засыпки регуляторов расхода, при снижении приемистости пластов нагнетательной скважины или снижении дополнительной добычи нефти по реагирующим добывающим скважинам производится кислотная обработка в необходимом интервале пластов без извлечения однолифтовой многопакерной компоновки, для этого кабельной или канатной техникой производится исследование расходометрии и/или термометрии в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов, по результату исследования выбирается объект для кислотной обработки, при помощи кабельной или канатной техники извлекаются регуляторы расходов со всех скважинных камер напротив интервалов пластов, устанавливаются заглушки вместо регуляторов расхода в скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где кислотную обработку делать нет необходимости, скважинные камеры в интервале объектов или пластов, где необходимо произвести увеличение приемистости, оставляют открытыми, калтюбинговой установкой производят спуск гибкой трубы с насадкой или пером диаметром 38 мм, производят промывку до башмака многопакерной компоновки и/или обработку с применением растворителей парафинов в объеме от 3 до 15 м3 с ожиданием реагирования и/или с циркуляцией в течение 3 часов ствола насосно-компрессорных труб, определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3, производят кислотную обработку пласта или объекта из расчета 0,5-3 м3 на 1 метр мощности пласта или объекта, при необходимости производят вымыв и/или продавку в пласты остатков кислоты, определяют приемистость пласта или объекта закачкой технологической жидкости в объеме 3-6 м3, канатной или кабельной установкой извлекаются ранее установленные заглушки и устанавливаются или не устанавливаются штуцера диаметром 1-9,5 мм на все скважинные камеры в интервале пластов или объектов, скважина находится под закачкой некоторое время, производится исследование скважины расходометрией и/или термометрией в интервале регуляторов расхода и/или скважинных камер и/или пластов, при соответствии полученных результатов исследования необходимым скважина остается в работе, в случае несоответствия полученных результатов исследований требуемым повторяются работы по замене регуляторов расхода и/или штуцеров в скважинных камерах и исследования скважины до тех пор, пока не будет получен необходимый результат.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100666A RU2655547C1 (ru) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017100666A RU2655547C1 (ru) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2655547C1 true RU2655547C1 (ru) | 2018-05-28 |
Family
ID=62560537
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017100666A RU2655547C1 (ru) | 2017-01-10 | 2017-01-10 | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2655547C1 (ru) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109556764A (zh) * | 2018-11-30 | 2019-04-02 | 天地科技股份有限公司 | 地应力测量系统的测控装置 |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4766957A (en) * | 1987-07-28 | 1988-08-30 | Mcintyre Jack W | Method and apparatus for removing excess water from subterranean wells |
| US6125936A (en) * | 1996-08-26 | 2000-10-03 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| RU2253009C1 (ru) * | 2003-09-11 | 2005-05-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной |
| RU68588U1 (ru) * | 2007-02-27 | 2007-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны |
| RU2371576C1 (ru) * | 2008-03-05 | 2009-10-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) |
| RU2541982C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой |
-
2017
- 2017-01-10 RU RU2017100666A patent/RU2655547C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4766957A (en) * | 1987-07-28 | 1988-08-30 | Mcintyre Jack W | Method and apparatus for removing excess water from subterranean wells |
| US6125936A (en) * | 1996-08-26 | 2000-10-03 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| RU2253009C1 (ru) * | 2003-09-11 | 2005-05-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной |
| RU68588U1 (ru) * | 2007-02-27 | 2007-11-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны |
| RU2371576C1 (ru) * | 2008-03-05 | 2009-10-27 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ одновременно-раздельного исследования и разработки многопластовых месторождений (варианты) |
| RU2541982C1 (ru) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN109556764A (zh) * | 2018-11-30 | 2019-04-02 | 天地科技股份有限公司 | 地应力测量系统的测控装置 |
| CN109556764B (zh) * | 2018-11-30 | 2024-04-09 | 天地科技股份有限公司 | 地应力测量系统的测控装置 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2495235C1 (ru) | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
| CN1928321B (zh) | 一种井下分层取样测试方法和装置 | |
| RU2562641C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации двухпластовой скважины и скважинная насосная установка для его осуществления | |
| WO2019064041A1 (en) | STRESS TEST WITH INFLATABLE TRIM ASSEMBLY | |
| RU2482268C1 (ru) | Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа | |
| CN109269955B (zh) | 一种煤岩层渗透率原位测试装置及方法 | |
| RU2634317C1 (ru) | Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты) | |
| RU2541982C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с многопакерной компоновкой | |
| RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
| RU2610484C2 (ru) | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса | |
| US2856002A (en) | Apparatus for plugging wells | |
| RU2449114C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и устройство для его реализации | |
| RU2589016C1 (ru) | Способ определения герметичности скважинного оборудования при одновременно-раздельной добыче жидкостей из скважины штанговым и электроцентробежным насосом | |
| RU2655547C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины с однолифтовой многопакерной компоновкой | |
| CN112443288B (zh) | 一种评价固井水泥环二界面密封能力的实验装置 | |
| CN105569623B (zh) | 用于注水井的井口组合测试装置及其方法 | |
| RU2678745C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой | |
| RU68588U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны | |
| CN105257288A (zh) | 基于注入压降试井技术确定致密储层原始地层压力的方法 | |
| RU2473791C1 (ru) | Установка для одновременно раздельной эксплуатации скважины и скважинная камера для нее | |
| CN112324384B (zh) | 一种应用压控开关阀的不压井作业工艺方法 | |
| CN210798950U (zh) | 深井套外环空细导管多参数在线监测装置 | |
| RU2552405C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации | |
| RU2559999C2 (ru) | Способ освоения и эксплуатации скважин и компоновка внутрискважинного оборудования для его осуществления | |
| RU2670814C9 (ru) | Способ управления процессом закачки рабочего агента для поддержания давления среды в многопластовой скважине |