RU2678745C1 - Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement - Google Patents
Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement Download PDFInfo
- Publication number
- RU2678745C1 RU2678745C1 RU2017146907A RU2017146907A RU2678745C1 RU 2678745 C1 RU2678745 C1 RU 2678745C1 RU 2017146907 A RU2017146907 A RU 2017146907A RU 2017146907 A RU2017146907 A RU 2017146907A RU 2678745 C1 RU2678745 C1 RU 2678745C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- diameter
- tubing
- packers
- packer
- 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 10
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 30
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 23
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 15
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000011161 development Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 12
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 7
- 238000011160 research Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 4
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims abstract description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims abstract description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 4
- 230000002085 persistent effect Effects 0.000 claims description 3
- 210000003746 feather Anatomy 0.000 claims description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 6
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 8
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 2
- 238000000059 patterning Methods 0.000 description 2
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 2
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 1
- 238000007670 refining Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- 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
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)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при монтаже и эксплуатации однолифтовой двухпакерной компоновкой в нагнетательной скважине малого диаметра.The invention relates to the oil industry and may find application in the installation and operation of a single-lift two-packer arrangement in a small diameter injection well.
Известен способ эксплуатации 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. 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. 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).There is a method of operating the operation of an injection well with a multi-packer arrangement, which includes launching the assembly into the well, landing packers and their tightness test, injecting the working agent simultaneously and separately into reservoirs. Before the descent, the production casing is patterned with a template with a length of 30 to 100 m and a diameter smaller than the diameter of the production casing by 4-6 mm, while the intervals of planting and puffs of the template are noted, the causes of puffs are determined. The production casing is being worked out at the intervals of installation of packers and at intervals of planting and puffs of the template. Wash the well with backwash until a clean wash fluid emerges. Mount the layout. The axial action packer is used as the lower packer, the persistent action packers are used as the upper packers. A cable is connected to the devices, it is fixed on the outer surface of the layout. Lower the layout, conduct hydraulic tests for its tightness. Using a cable technique, a cork is removed. The layout is lowered into the well to the required depth on the tubing string with length measurement and patterning of the internal section of the tubing string. At the same time, the cable is attached to the outer surface and the cable is lowered along with the tubing string. The descent speed can withstand no more than 0.1 m / s. The packers are attached, the layout is adjusted to the specified interval by fitting pipes, the cable is joined with wellhead devices, the faceplate and preventer are mounted, and the tubing string is tested for leaks. Packers are pressed, pressure regulators are installed in the well chambers with fittings of specified diameters or downhole pressure gauges, and during well operation, when the working agent is injected, pressure is measured in the tubing string and in the annulus between the layers and opposite each layer. The dependence of the pressure in the annulus on the change in injection pressure in the tubing string is monitored, and the flow from under the packer to the overpacker space is controlled. Determine the fluid flow between packers opposite the reservoirs, and when pressure arises in the annulus, regardless of the change in injection pressure, the pressure is vented through the annular valve, (RF patent No. 2541982, publ. 02.20.2015).
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).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of simultaneously-separately and / or alternating operation of several objects of an injection well, according to which at least one pipe string with a constant or variable diameter without or with a plugged end is lowered , with one packer of hydraulic and / or mechanical action, lowered below the upper layer, 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 (RF patent No. 2253009, publ. 05.27.2005 - prototype).
Известные способы имеют ограниченную область применения из-за сложности эксплуатации и отсутствия возможности внедрения компоновки в нагнетательных скважинах малого диметра 102-114 мм. Кроме этого, в данном изобретении не предусмотрены мероприятия исключающие риски возникновения аварий и осложнений при внедрении оборудования в скважину малого диаметра.The known methods have a limited scope due to the complexity of operation and the lack of the possibility of introducing the layout in injection wells of a small diameter of 102-114 mm. In addition, this invention does not provide measures that exclude the risks of accidents and complications when introducing equipment into a small diameter well.
В предложенном изобретении решается задача создать простой и эффективный способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра 102-114 мм с однолифтовой двухпакерной компоновкой и исключения возникновения аварий и осложнений при внедрении оборудования и вывода работы скважины на режим.The proposed invention solves the problem of creating a simple and effective method of operating an injection well of small diameter 102-114 mm with a single-lift two-packer arrangement and eliminating the occurrence of accidents and complications when introducing equipment and putting the well to work.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой включает подготовку скважины, спуск в скважину компоновки, посадку пакеров и их испытание на герметичность, закачку рабочего агента одновременно-раздельно в продуктивные пласты, при межремонтном периоде (МРП) эксплуатации скважины до данного ремонта более 360-370 суток спускают перо, хвостовик из насосно-компрессорных труб (далее НКТ) диаметром 60-73 мм, длина которых подбирается исходя из расстояния от места максимальной глубины шаблонирования эксплуатационной колонны до забоя, механический или гидравлический скребок для эксплуатационной колонны диаметром 102-114 мм, шаблон диаметром равным или на 1-2 мм большим диаметра пакеров компоновки и длиной 15-25 м на НКТ диаметром 60-73 мм., производят проработку скребком эксплуатационной колонны в интервале посадки пакеров, скорость спуска шаблона и скрепера не превышают 0,25 м/с, промывают забой в объеме не менее 1,5 кратного объема скважины, поднимают скребок с шаблоном, при МРП менее 360-370 суток скребок с шаблоном не спускают, монтируют компоновку, в качестве нижнего пакера используют пакер осевого действия наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, в качестве верхнего пакера - пакер упорного действия наружный диаметр которого на 5-10 мм меньше внутреннего диаметра эксплуатационной колонны, между пакерами устанавливают неизвлекаемую часть устройства раздельной закачки (далее УРЗ) с учетом того, что после установки пакеров в скважине УРЗ должно находиться приблизительно напротив верхнего пласта или объекта разработки, спускают компоновку в скважину на необходимую глубину на колонне насосно-компрессорных труб диаметром 60-73 мм, НКТ спускают с замером длины и шаблонировкой внутреннего сечения колонны насосно-компрессорных труб, выполняют привязку пакеров геофизическим исследованием или по замеру НКТ, выполняют подгонку компоновки в заданный интервал, при привязке геофизическим исследованием выбирают место установки пакеров не ближе 2 метров от муфтового соединения эксплуатационной колонны, монтируют планшайбу, при необходимости проводят гидравлическое испытание колонны насосно-компрессорных труб на герметичность, устанавливают и опрессовывают пакеры, давление закачки жидкости в затрубное пространство при опрессовке пакеров не превышают допустимого давления на эксплуатационную колонну, производят сброс вставки (извлекаемая часть УРЗ) с необходимыми штуцерами в не извлекаемую часть УРЗ с устья скважины, в извлекаемой части УРЗ расположены два проходных канала: первый связывает полость НКТ с верхним пластом, второй - с нижним пластом, в обоих проходных каналах устанавливают штуцеры, которые по мере необходимости распределяют общий объем закачки по пластам (объектам разработки), для уточнения правильности установленных штуцеров определяют расход закачиваемой жидкости в компоновке при помощи геофизического расходомера, перед спуском расходомера в скважину на него устанавливают клапан, перекрывающий отверстие проходного канала для верхнего пласта, затем расходомер спускают в скважину и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ, далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта и забойного давления, затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта (объекта разработки) и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт (объект разработки) и забойного давления, при соответствии полученных результатов исследования необходимым скважину оставляют в работе, при необходимости изменения перераспределения закачиваемой жидкости по пластам, производят подъем со скважины извлекаемой части устройства распределения закачки, меняют штуцера на штуцера с необходимым диаметром, и извлекаемая часть УРЗ сбрасывают с устья в скважину.The problem is solved in that in the method of operating an injection well of small diameter with a one-lift two-packer arrangement includes preparing the well, lowering the assembly into the well, planting the packers and testing for their tightness, injecting the working agent simultaneously and separately into the productive formations, during the overhaul period (MCI) of operation wells before this repair more than 360-370 days lower the pen, the liner from the tubing (hereinafter tubing) with a diameter of 60-73 mm, the length of which is selected based on the distance from the maxi of the smallest depth of standardization of the production casing to the bottom, a mechanical or hydraulic scraper for the production casing with a diameter of 102-114 mm, a template with a diameter equal to or 1-2 mm larger than the diameter of the packers and a length of 15-25 m on tubing with a diameter of 60-73 mm., produce development of the production casing with a scraper in the interval of packers landing, the descent speed of the template and scraper do not exceed 0.25 m / s, the face is washed in the amount of at least 1.5 times the volume of the well, the scraper with the template is lifted, with an MCI of less than 360-370 days, the scraper pattern do not lower, mount the layout, the axial-action packer is used as the lower packer whose outer diameter is 5-10 mm less than the production string’s inner diameter, the persistent action packer is the outer packer whose outer diameter is 5-10 mm smaller than the production string’s inner diameter, between the packers, the non-recoverable part of the separate injection device (hereinafter URZ) is installed, taking into account the fact that after installing the packers in the well, URZ should be approximately opposite the upper formation or of the development subject, lower the layout into the well to the required depth on the tubing string with a diameter of 60-73 mm, tubing is lowered by measuring the length and patterning the internal section of the tubing string, bind packers by geophysical examination or by measuring the tubing, and adjust the layout at a predetermined interval, when geophysically referenced, the installation site of the packers is selected no closer than 2 meters from the sleeve connection of the production string, the faceplate is mounted, if necessary, they carry out a hydraulic test of the tubing string for leaks, install and test the packers, the injection pressure of the fluid into the annulus during pressure testing of the packers does not exceed the permissible pressure on the production string, discharge the insert (extractable part of the URZ) with the necessary fittings into the unremovable part of the URZ with the wellhead, in the recoverable part of the URZ there are two passage channels: the first connects the tubing cavity with the upper formation, the second - with the lower formation, in both passage channels fittings are mounted, which, as necessary, distribute the total injection volume over the formations (development objects), to clarify the correctness of the installed fittings, the flow rate of the injected fluid in the arrangement is determined using a geophysical flowmeter, before the flowmeter is lowered into the well, a valve is installed on it that closes the opening of the passage channel for the upper formation, then the flowmeter is lowered into the well and installed 20-30 m above the URZ, then a total measurement of the volume of fluid injected into two layers and pressure, then the flow meter is lowered even lower - to the stop in the extracted part of the URZ, while the valve installed on the flow meter closes the passage channel to the fitting of the upper formation (development object) and measure the volume of fluid pumped into the lower formation (development object) and bottomhole pressure, in accordance with the obtained research results, the well is left in operation, if necessary, changes in the redistribution of the injected fluid in the reservoirs, the extracted part of the mouth is lifted from the well injection distribution properties, change the nozzle to the nozzle with the required diameter, and the extracted part of the URZ is discharged from the wellhead.
В результате удается производить внедрение и эксплуатацию технологии ОРЗ в нагнетательных скважинах малого диаметра 102-114 мм без риска возникновения аварий и осложнений, что позволяет получить дополнительную добычу нефти с исключением больших эксплуатационных затрат.As a result, it is possible to introduce and operate the ARI technology in injection wells of small diameter 102-114 mm without the risk of accidents and complications, which allows for additional oil production with the exception of high operating costs.
Пример.Example.
Монтируют и спускают в скважину перо-воронку диаметром 60 мм, скребок СК-114, шаблон диаметром 94 мм и длиной 20 м, пакер ПРО-92 на НКТ диаметром 60 мм, проработали эксплуатационную колонну в интервале 1620-1678 м, 1702-1708 м. Шаблонируют эксплуатационную колонну до глубины 1708 м. Промывают забой скважины в объеме 27,2 м до глубины 1730,29 м. Подгоняют и устанавливают пакер на глубине 1668 м. Определяют герметичность э/колонны закачкой жидкости по межтрубному пространству при давлении 130 атм за 30 мин, эксплуатационная колонна в интервале 0-1668 м герметична, излива по НКТ нет пакер герметичен. Срывают и перепосаживают пакер на глубине 1705 м. Определяют приемистость пласта закачкой жидкости по НКТ в объеме 6 м3 при давлении 80атм расход 216 м3/сут. излива по межтрубному пространству нет, пакер герметичен. Определяют приемистость пласта закачкой жидкости по межтрубному пространству в объеме 6 м3 при давлении 80 атм расход 432 м3/сут. излива по НКТ нет, пакер герметичен. Срывают пакер, поднимают компоновку на НКТ. Исследуют скважину t, РГД, ГК ЛМ в интервале 1630-1731,4 м: закачиваемая вода поглощается интервалами перфорации 1678,2-1679,8 м - 124,8 м3/сут - 52%, 1700-1701,5 м - 12 м3/сут - 5%, 1708-1712 м-21,6 м3/сут - 9% 1714-1716 - 16,8 м3/сут - 7%, 1719,2-1723,6 м - 64,8 м3/сут - 27% при давлении закачки 30 атм расход 240 м3/сут. Затрубная циркуляция жидкости вниз данным исследование не выявлена. Забой по локатору муфт 1731,4 м. Давление в простаивающей скважине на кровлю верхнего интервала перфорации - 176,9 атм. Определили состояние эксплуатационной колонны прибором ГФ-8 в интервале 1620-1722,6 м: отмечается увеличение внутреннего диаметра в интервалах: 1677,6-1680,2 м до 106,1 мм, 1706,7-1710,2 м до 113,9 мм, 1719,5-1722,6 м до 104,0 мм. Исследуют скважину АКЦ в интервале 1617,4-1732 м. Спускают компоновку снизу вверх: воронка диаметром 60 мм и длиной 0,2 м; патрубки диаметром 60 мм 2 штуки длиной 2,04 м с покрытием ПЭП-585; переводник диаметром 60/48 мм длиной 0,23 м; пакер ПРО-ЯМО3-92-40-700 длиной 1,63 м; монтажный патрубок диаметром 60 мм длиной 1,29 м с покрытием ПЭП-585; НКТ 1 шт диаметром 60 мм длиной 10,2 м с покрытием ПЭП-585; безопасный переводник диаметром 60 мм длиной 0,27 м; НКТ 1 шт диаметром 60 мм длиной 10,04 м с покрытием ПЭП-585; узел распределения закачки УР3-73 длиной 1,01 м; патрубки 4 шт диаметром 60 мм длиной 5,16 м с покрытием ПЭП-585; НКТ 2 шт.диаметром 60 мм длиной 20,63 м с покрытием ПЭП-585; пакер П-ЯВЖТ-С-92-50-500 длиной 1,97 м; монтажный патрубок диаметром 60 мм длиной 1,04 м с покрытием ПЭП-585; безопасный переводник диаметром 60 мм длиной 0,27 м; НКТ 2 шт диаметром 60 мм длиной 20,51 м с покрытием ПЭП-585; реперный патрубок диаметром 60 мм длиной 2,04 м с покрытием ПЭП-585; НКТ диаметром 60 мм 158 шт длиной 1625,12 м с покрытием ПЭП-585; подпьедестальный патрубок диаметром 60 мм длиной 0,4 м с покрытием ПЭП-585; переводник диаметром 60/73 мм длиной 0,1 м. Спуск НКТ производят с герметизацией резьбовых соединений герметизирующей смазкой Русма. Производят закачку АКЖ в V-8,5м3. Подгоняют и устанавливают пакер ПРО-ЯМО3-92-40-700 в интервале 1703,8-1705,43 м, пакер П-ЯВЖТ-С-92-50-500 в интервале 1653-1654,97 м. Посадку пакера производят с нагрузкой 9,6 т. Вес НКТ вверх - 10,8 т, вниз - 9,7 т. Опрессовывают пакер закачкой жидкости по межтрубному пространству при давлении 50 атм за 30 мин - излива по НКТ нет, пакер герметичен. Опрессовывают пакер закачкой жидкости по НКТ в объеме 6 м3 при давлении 80 атм - излива по межтрубному пространству нет, пакер герметичен. С устья скважины сбрасывают вставку (извлекаемую часть) УРЗ со штуцерами диаметром согласованным с геологической службой заказчика. Спускают расходомер в скважину с установленным клапаном для перекрывания отверстия проходного канала для верхнего пласта и устанавливают на 20-30 м выше УРЗ. Далее производят общий замер объема жидкости, закачиваемой в два пласта. Затем расходомер опускают еще ниже - до упора в извлекаемую часть УРЗ, при этом клапан, установленный на расходомер, перекрывает проходной канал к штуцеру верхнего пласта, и производят замер объема жидкости, закачиваемой в нижний пласт. Полученные результаты исследования соответствуют необходимым - скважина остается в работе.A feather funnel with a diameter of 60 mm, a scraper SK-114, a template with a diameter of 94 mm and a length of 20 m, a packer PRO-92 on a tubing with a diameter of 60 mm are mounted and lowered into the well, a production casing was worked out in the range of 1620-1678 m, 1702-1708 m The production casing is patterned to a depth of 1708 m. The bottomhole of the well is washed in a volume of 27.2 m to a depth of 1730.29 m. The packer is adjusted and installed at a depth of 1668 m. min, production casing in the interval 0-1668 m is tight, spout in N T is not the packer sealed. The packer is torn off and replanted at a depth of 1705 m. The injectivity of the formation is determined by pumping fluid through the tubing in a volume of 6 m3 at a pressure of 80 atm and a flow rate of 216 m 3 / day. there is no spout along the annulus, the packer is tight. The injectivity of the formation is determined by pumping fluid through the annulus in a volume of 6 m 3 at a pressure of 80 atm, a flow rate of 432 m 3 / day. no tubing spout, the packer is tight. Tear down the packer, raise the layout on the tubing. Explore well t, RGD, GK LM in the interval 1630-1731.4 m: injected water is absorbed by perforation intervals 1678.2-1679.8 m - 124.8 m 3 / day - 52%, 1700-1701.5 m - 12 m 3 / day - 5%, 1708-1712 m-21.6 m 3 / day - 9% 1714-1716 - 16.8 m 3 / day - 7%, 1719.2-1723.6 m - 64.8 m 3 / day - 27% with an injection pressure of 30 atm; a flow rate of 240 m 3 / day. An annular fluid circulation downward was not identified by this study. The face on the locator couplings 1731.4 m. The pressure in the idle well on the roof of the upper interval of perforation - 176.9 atm. We determined the condition of the production casing with the GF-8 device in the interval 1620-1722.6 m: an increase in the inner diameter is observed in the intervals: 1677.6-1680.2 m to 106.1 mm, 1706.7-1710.2 m to 113.9 mm, 1719.5-1722.6 m to 104.0 mm. The ACC well is examined in the interval 1617.4-1732 m. The layout is lowered from bottom to top: a funnel with a diameter of 60 mm and a length of 0.2 m; nozzles with a diameter of 60 mm 2 pieces 2.04 m long with a coating of PEP-585; sub with a diameter of 60/48 mm 0.23 m long; packer PRO-YamO3-92-40-700 1.63 m long; mounting pipe with a diameter of 60 mm, a length of 1.29 m with a coating of PEP-585; Tubing 1 pc with a diameter of 60 mm, length 10.2 m with a coating of PEP-585; safe sub with a diameter of 60 mm and a length of 0.27 m; Tubing 1 pc 60 mm in diameter, 10.04 m long, coated with PEP-585; injection distribution unit UR3-73 1.01 m long; nozzles of 4 pieces with a diameter of 60 mm, a length of 5.16 m with a coating of PEP-585; Tubing 2 pcs. 60 mm in diameter with a length of 20.63 m coated with PEP-585; P-YaVZhT-S-92-50-500 packer 1.97 m long; mounting pipe with a diameter of 60 mm, length 1.04 m with a coating of PEP-585; safe sub with a diameter of 60 mm and a length of 0.27 m; Tubing 2 pieces with a diameter of 60 mm, length 20.51 m with a coating of PEP-585; reference branch pipe with a diameter of 60 mm, length 2.04 m with a coating of PEP-585; Tubing with a diameter of 60 mm 158 pieces 1625.12 m long with a coating of PEP-585; sub-pedestal branch pipe with a diameter of 60 mm, length 0.4 m, coated with PEP-585; a sub with a diameter of 60/73 mm and a length of 0.1 m. The tubing is lowered with sealing threaded joints with Rusma sealing grease. The injection pump is injected into V-8.5m 3 . The PRO-YAMO3-92-40-700 packer is adjusted and installed in the range of 1703.8-1705.43 m, the P-YaVZhT-S-92-50-500 packer in the range of 1653-1654.97 m. The packer is planted with a load 9.6 tons. Tubing weight up - 10.8 tons, down - 9.7 tons. The packer is pressed by pumping fluid through the annulus at a pressure of 50 bar for 30 minutes - there is no spout along the tubing, the packer is tight. The packer is pressurized by pumping liquid through the tubing in a volume of 6 m 3 at a pressure of 80 atm - there is no spout along the annulus, the packer is sealed. From the wellhead, the insert (extractable part) of the URZ with nozzles with a diameter agreed with the geological service of the customer is dropped. The flowmeter is lowered into the well with a valve installed to block the opening of the passage channel for the upper reservoir and set 20-30 m above the URZ. Next, they make a general measurement of the volume of fluid injected into two layers. Then the flow meter is lowered even lower - to the stop in the extractable part of the URZ, while the valve installed on the flow meter closes the passage channel to the fitting of the upper reservoir, and the volume of fluid injected into the lower reservoir is measured. The results of the study correspond to the necessary - the well remains in operation.
Применение предложенного способа позволяет решить задачу получения дополнительной добычи нефти за счет внедрения и эксплуатации технологии ОРЗ на нагнетательной скважине малого диаметра 102-114 мм без риска возникновения аварий и осложнений.The application of the proposed method allows us to solve the problem of obtaining additional oil production through the introduction and operation of oil refining technology on an injection well of small diameter 102-114 mm without the risk of accidents and complications.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146907A RU2678745C1 (en) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2017146907A RU2678745C1 (en) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2678745C1 true RU2678745C1 (en) | 2019-01-31 |
Family
ID=65273386
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2017146907A RU2678745C1 (en) | 2017-12-28 | 2017-12-28 | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2678745C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2732937C1 (en) * | 2020-05-07 | 2020-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for fluid pumping to formation control |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| 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 |
| RU2541982C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for operating injector with multiple packer assembly |
| RU2562641C2 (en) * | 2014-10-15 | 2015-09-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation |
| RU2634317C1 (en) * | 2016-08-18 | 2017-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) |
-
2017
- 2017-12-28 RU RU2017146907A patent/RU2678745C1/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5458199A (en) * | 1992-08-28 | 1995-10-17 | Marathon Oil Company | Assembly and process for drilling and completing multiple wells |
| 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 |
| RU2541982C1 (en) * | 2014-05-21 | 2015-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for operating injector with multiple packer assembly |
| RU2562641C2 (en) * | 2014-10-15 | 2015-09-10 | Олег Сергеевич Николаев | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation |
| RU2634317C1 (en) * | 2016-08-18 | 2017-10-25 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2732937C1 (en) * | 2020-05-07 | 2020-09-24 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Device for fluid pumping to formation control |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN104100219B (en) | A kind of single-unit circulation road controlled pressure drilling method and apparatus adapting to big changes in flow rate | |
| RU2495235C1 (en) | Method and device for controlled pumping down to formations | |
| RU2562641C2 (en) | Method of simultaneous-separate operation of dually-completed well and well pump unit for its implementation | |
| CN203285370U (en) | Single-section throttling channel pressure control drilling device adapted to large flow variation | |
| CN102889077B (en) | Testing device for detecting pressure distribution in hole by simulating hydra-jet fracturing under actual working conditions | |
| RU2578078C2 (en) | Program-controlled injection well | |
| CN202731863U (en) | Long-acting separate-layer water injection string for directional well | |
| RU2634317C1 (en) | Method of controlled injection of liquid through formation (versions) | |
| RU2262586C2 (en) | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well | |
| CN109403964B (en) | Hydraulic fracturing ground stress measurement system and method suitable for pressurized water stratum | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| CN103334709A (en) | Casing pipe annular gas injection technology | |
| RU2541982C1 (en) | Method for operating injector with multiple packer assembly | |
| RU2610484C9 (en) | Method and device for adjustable injection of fluid to layers with automated measuring of process parameters | |
| RU102368U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN TWO PRODUCTIVE LAYERS | |
| RU2449114C1 (en) | Method of dual completion of several productive horizons and device for its implementation | |
| RU2589016C1 (en) | Method of determining air-tightness of downhole equipment with dual extraction of fluids from well with sucker-rod and electric-centrifugal pump | |
| RU2678745C1 (en) | Method of operation of an injection well of a small diameter with a single lift two-packer arrangement | |
| RU2473790C1 (en) | System of well operation using submersible electric pump by means of packers with cable entry | |
| RU2345214C2 (en) | Method of oil and gas influx development and intensification, waterproofing procedure and related device for implementation thereof | |
| He et al. | A new concentric zonal water injection technique for highly-deviated wells | |
| CN112443288B (en) | Experimental device for evaluating sealing capacity of two interfaces of well cementation cement sheath | |
| RU2350742C1 (en) | Method of simultaneous-separate and alternative operation and development of several formations with one well | |
| RU2655547C1 (en) | Method of injection well operation with single-lift multi-packer assembly | |
| RU2513793C1 (en) | Method of production string sealing |