RU2679406C1 - Способ регулируемой закачки жидкости по пластам и устройство для его реализации - Google Patents
Способ регулируемой закачки жидкости по пластам и устройство для его реализации Download PDFInfo
- Publication number
- RU2679406C1 RU2679406C1 RU2018114596A RU2018114596A RU2679406C1 RU 2679406 C1 RU2679406 C1 RU 2679406C1 RU 2018114596 A RU2018114596 A RU 2018114596A RU 2018114596 A RU2018114596 A RU 2018114596A RU 2679406 C1 RU2679406 C1 RU 2679406C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- tubing
- idd
- fluid
- sleeve
- urz
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 15
- 238000005086 pumping Methods 0.000 title claims abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 9
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 title abstract description 10
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 48
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000002788 crimping Methods 0.000 claims abstract 2
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 14
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 11
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 5
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 6
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 5
- 238000005406 washing Methods 0.000 description 3
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 1
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/14—Obtaining from a multiple-zone well
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
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) спускают компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки (УРЗ), верхний пакер, разъединитель, производят посадку пакеров и их опрессовку. Осуществляют закачку жидкости с устья в полость колонны НКТ, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, подъем извлекаемой части УРЗ на поверхность, изменение ее характеристик, повторную установку извлекаемой части УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ, закачку через него жидкости в соответствующие пласты, по окончании работ производят подъем компоновки подземного оборудования. Производят сброс растворимого шара, производят замер расхода жидкости для нижнего пласта, определяют расход жидкости верхнего пласта, сопоставляют фактические расходы жидкости для верхнего и нижнего пластов с заданными значениями, причем при их отличии поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости. Над верхней втулкой извлекаемой части УРЗ размещена дополнительная втулка, оснащенная радиальными отверстиями и посадочным седлом под сбрасываемый растворимый шар. Технический результат заключается в повышении эффективности одновременно-раздельной закачки. 2 н.п. ф-лы, 5 ил.
Description
Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к оборудованию для эксплуатации нагнетательных скважин, вскрывших два пласта.
Известно устройство для раздельной закачки, выбранное в качестве аналога, содержащее корпус со сквозными и радиальными отверстиями, упор в нижней части и направляющие конусные поверхности в верхней части, размещенный в корпусе ниппель с верхним и нижним уплотнительными узлами, с радиальными отверстиями, упором в нижней части и проточкой на наружной поверхности, цилиндрическое седло, размещенное в ниппеле с возможностью перекрытия радиальных отверстий ниппеля, пружину под цилиндрическим седлом, сбрасываемый в устройство при его работе шар. При этом радиальные отверстия корпуса и ниппеля выполнены соосными и с наклоном вниз на величину выступающей части шара, размещенного в цилиндрическом седле, с расположением низа радиальных отверстий ниппеля на уровне верхней части шара. Объем камеры, образованной проточкой на наружной поверхности ниппеля и внутренней поверхностью корпуса, равен сумме объемов радиальных отверстий ниппеля и корпуса (RU №2494230 С1, МПК Е21В 34/06, приор. 19.11.2012 г.).
Недостатками известного устройства являются: высокие затраты, необходимые для проведения одновременно-раздельной закачки (ОРЗ), риск возникновения аварии и сложность технологии ОРЗ.
Известен способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса, выбранный в качестве аналога, заключающийся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую воронку или хвостовик, нижний пакер, разъединитель, устройство для измерения параметров закачиваемой жидкости, устройство распределения закачки, верхний пакер, якорь, разъединитель, удлинитель. Вдоль погружного скважинного оборудования проложен контролирующий кабель (геофизический и/или оптоволоконный или др. типа кабель) для измерения параметров закачиваемой жидкости. При необходимости измерения параметров закачиваемой жидкости извлекаемую часть устройства распределения закачки извлекают и изменяют диаметры штуцеров или, при необходимости отключения закачки какого-либо пласта, устанавливают соответствующую заглушку вместо штуцера. На корпусе устройства на наружной боковой поверхности имеется продольная проточка в виде канала для прокладки контролирующего кабеля от устройства для замера параметров закачиваемой жидкости, а также проточной канал диффузора выполнен в виде расходящегося конуса, переходящего в цилиндр (RU №2610484, МПК Е21В 43/14, приор. 27.05.2015 г., патентообладателем настоящего патента является заявитель).
Недостатками известного способа являются: высокие затраты, необходимые для проведения ОРЗ по пластам, риск возникновения аварии, сложность технологии ОРЗ и риск обрыва геофизического оборудования при изменении объема закачиваемой в нижний пласт жидкости.
Известен способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам, выбранный в качестве прототипа, заключающийся в том, что в скважину на колонне насосно-компрессорных труб - НКТ спускают компоновку, включающую 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 (RU №2495235 С1, МПК Е21В 43/14, приор. 06.03.2012 г., патентообладателем настоящего патента является заявитель).
Недостатками известного способа являются: высокие затраты, необходимые для проведения ОРЗ, риск возникновения аварии, сложность технологии ОРЗ и риск обрыва геофизического оборудования при изменении объема закачиваемой в нижний пласт жидкости.
Задачей, решаемой изобретением, является снижение затрат, необходимых для проведения ОРЗ, устранение риска обрыва геофизического оборудования при изменении объема закачиваемой в нижний пласт жидкости, упрощение технологии ОРЗ, снижение риска возникновения аварии при ОРЗ.
Снижение затрат, необходимых для проведения ОРЗ, упрощение технологии ОРЗ и снижение риска возникновения аварии при ОРЗ достигается с помощью растворимого шара, сбрасываемого без специально обученного персонала и размещаемого в посадочном седле дополнительной втулки, имеющей радиальные отверстия и размещенной над верхней втулкой извлекаемой части устройства распределения закачки.
Устранение риска обрыва геофизического оборудования при изменении объема закачиваемой в нижний пласт жидкости достигается исключением использования геофизического оборудования.
Указанный технический результат достигается тем, что: - сбрасывают растворимый шар, который размещается в посадочном седле дополнительной втулки извлекаемой части УРЗ и отсекает подачу жидкости в верхний пласт, при этом продолжают подачу жидкости в полость НКТ и далее в нижний пласт, затем в течение времени размывания сброшенного растворимого шара производят замер расхода жидкости для нижнего пласта, определяют расход жидкости верхнего пласта вычитанием замеренного расхода нижнего пласта из суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, сопоставляют фактические расходы жидкости для верхнего и нижнего пластов с заданными значениями, причем при их отличии после размывания сброшенного растворимого шара поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости, для возобновления отсечения верхнего пласта и проведения замера расхода жидкости для нижнего пласта, последовательно повторяют вышеописанные операции;
над верхней втулкой извлекаемой части УРЗ размещена дополнительная втулка, оснащенная радиальными отверстиями и посадочным седлом под сбрасываемый растворимый шар.
Скважинная установка включает в себя спущенную в скважину 1 (фиг. 1) на колонне НКТ 2 компоновку подземного оборудования, включающую нижний пакер 3, разъединитель 4, УРЗ 5, верхний пакер 6, разъединитель 7. Нижняя часть компоновки оснащена воронкой 8 или хвостовиком (на фиг. 1 не показан). Над нижним 3 и верхним 6 пакерами установлены разъединители 4, 7 механического или гидравлического принципа действия, служащие для отсоединения колонны НКТ 2 соответственно от нижнего пакера 3 и верхнего пакера 6 в случае прихвата. Над нижним пакером 3 и под верхним пакером 6 установлены переводники-центраторы 9, 10. Нижний пакер 3 выполнен механического принципа действия и установлен над воронкой 8 или хвостовиком. Выше расположено УРЗ 5, служащее для регулирования объемов закачки жидкости в нижний 11 и верхний 12 пласты, отключения верхнего пласта 12 для измерения расхода жидкости, закачиваемой в нижний пласт 11, а также для изолирования при необходимости одного из пластов. Далее установлен верхний пакер 6. Верхний пакер 6 выполнен механического принципа действия с упором на нижний пакер 3. В верхней части компоновки имеется удлинитель 13, предназначенный для герметичного соединения верхнего пакера 6 с колонной НКТ 2 и компенсации осевых перемещений НКТ 2, возникающих в процессе закачки жидкости. Удлинитель 13 установлен непосредственно над разъединителем 7 или через определенное число секций НКТ 2 или непосредственно под планшайбой (на фиг. 1 не показана).
УРЗ 5 (фиг. 1) состоит из корпусной и извлекаемой частей. Корпусная часть состоит из соединенных между собой ниппеля 14 (фиг. 2), корпуса 15 и втулки-переводника 16. В ниппеле 14 выполнено несколько сквозных каналов 17. В корпусную часть вставлена извлекаемая часть, состоящая сверху вниз из верхней втулки 18 (фиг. 3), нижней втулки 19 и диффузора 20. На нижнюю втулку 19 установлены верхний 21 и нижний 22 уплотнительные узлы. Верхний уплотнительный узел 21 закреплен снизу гайкой 23. Нижний уплотнительный узел 22 сверху ограничен упором 24, выполняющим функцию ограничителя перемещения извлекаемой части при ее посадке в корпусную часть. Между корпусной и извлекаемой частями образована камера 25. В верхней втулке 18 и в диффузоре 20 имеются посадочные места 26, 27 (фиг. 2) под верхний 28 и нижний 29 штуцеры, либо заглушки (на фиг. не показаны). В нижней втулке 19 выполнен верхний центральный канал 30 (фиг. 4), разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов 31. Расходящиеся каналы 31 связаны с камерой 25 и со сквозными каналами 17 ниппеля 14. В нижней втулке 19 также выполнено несколько сходящихся каналов 32 (фиг. 2), образующих нижний центральный канал 33. Нижний центральный канал 33 имеет сообщение с проходным каналом 34 диффузора 20. Над верхней втулкой 18 извлекаемой части УРЗ 5 размещена дополнительная втулка 35, оснащенная радиальными отверстиями 36, под которыми размещено посадочное седло 37 под сбрасываемый растворимый шар 38, служащий для отсечения закачиваемой в верхней пласт 12 жидкости.
Реализация способа приведена в описании работы оборудования.
Перед спуском компоновки производят шаблонирование скважины 1 (фиг. 1) и очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (на фиг. 1 не показаны), а затем промывку ствола скважины 1.
Компоновку подземного оборудования собирают в следующей последовательности: нижний пакер 3, разъединитель 4, УРЗ 5, верхний пакер 6, разъединитель 7. Нижнюю часть компоновки оснащают воронкой 8 или хвостовиком. Над нижним 3 и верхним 6 пакерами устанавливают переводники-центраторы 9, 10. Верхнюю часть компоновки оснащают удлинителем 13. Затем компоновку спускают на НКТ 2 в ствол скважины 1 на определенную глубину. После чего устье оснащают устьевой арматурой (на фиг. 1 не показана). Компоновку спускают либо без извлекаемой части УРЗ 5, либо вместе с ней. Первый вариант применяют, если необходим открытый проходной канал для проведения обработок, а также для прохода геофизического оборудования. Второй вариант, соответственно, когда нет необходимости в открытом проходном канале. Устанавливают, а затем опрессовывают нижний 3 и верхний 6 пакеры, производят закачку жидкости с устья в полость колонны НКТ 2.
Жидкость поступает в нижний пласт 11, проходя через сходящиеся каналы 32, нижний центральный канал 33, нижний штуцер 29 и проходной канал 34 диффузора 20 (фиг. 2).
Жидкость поступает в верхний пласт 12, проходя через верхний штуцер 28 (фиг. 4), верхний центральный канал 30 и расходящиеся каналы 31, а затем через камеру 25 в сквозные каналы 17.
Суммарный расход жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, замеряется устьевым расходомером (на фиг. не показан).
Для отсечения закачиваемой в верхний пласт 12 жидкости и проведения замера объема закачиваемой в нижний пласт 11 жидкости, с поверхности осуществляют сброс растворимого шара 38 (фиг. 3, 5) в посадочное седло 37 дополнительной втулки 35 извлекаемой части УРЗ 5. Жидкость проходит через сходящиеся каналы 32 (фиг. 3), нижний центральный канал 33 нижней втулки 19 извлекаемой части УРЗ, проходной канал 34 диффузора 20 и поступает в нижний пласт 11.
Далее в течение времени растворения сбрасываемого шара 38 проводят замер расхода жидкости, поступающей в нижний пласт 11, при помощи устьевого расходомера. После чего определяют расход жидкости верхнего пласта 12 вычитанием замеренного расхода нижнего пласта 11 из суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты.
Сопоставляют фактические расходы жидкости для пластов 11, 12 с заданными значениями. При отличии фактических расходов от заданных значений после размывания сброшенного растворимого шара 38 поднимают извлекаемую часть УРЗ 5 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочные места 26, 27 (фиг. 2) устанавливают верхний 28 и нижний 29 штуцеры. Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть УРЗ 5 в НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть УРЗ 5. Затем в полость НКТ 2 подают жидкость, которая проходя через сходящиеся каналы 32, нижний центральный канал 33, а затем проходной канал 34 диффузора 20 поступает в нижний пласт 11. В верхний пласт 12 жидкость поступает проходя через верхний центральный канал 30 (фиг. 4), расходящиеся каналы 31, а затем в сквозные каналы 17 ниппеля 14.
Для возобновления отсечения верхнего пласта 12, проведения замера расхода жидкости для нижнего пласта 11, последовательно осуществляют повтор вышеописанных операций.
При необходимости осуществления закачки только в нижний пласт 11, после размывания сброшенного растворимого шара 38, поднимают извлекаемую часть УРЗ 5 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 26 (фиг. 2) верхней втулки 18 устанавливают заглушку (на фиг. не показана), а в посадочное место 27 диффузора 20 устанавливают нижний штуцер 29.
Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть УРЗ 5 в НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть УРЗ 5.
При необходимости осуществления закачки только в верхний пласт 12, после размывания сброшенного растворимого шара 38 поднимают извлекаемую часть УРЗ 5 на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке. В посадочное место 26 верхней втулки 18 устанавливают верхний штуцер 28, а в посадочное место 27 диффузора 20 устанавливают заглушку (на фиг. не показана). Далее спускают на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке или сбрасывают извлекаемую часть УРЗ 5 в НКТ 2 до ее посадки в корпусную часть УРЗ 5.
После проведения работ по закачке жидкости, извлекают компоновку на поверхность. Для этого натяжением колонны НКТ 2 (фиг.1) переводят в транспортное положение сначала верхний пакер 3, затем нижний пакер 6. После производят подъем компоновки на поверхность.
Заявляемое изобретение позволяет снизить затраты, необходимые для проведения ОРЗ, устранить риск обрыва геофизического оборудования при изменении объема закачиваемой жидкости, упростить технологию ОРЗ, снизить риск возникновения аварии при ОРЗ.
Claims (2)
1. Способ регулируемой закачки жидкости по пластам, включающий спуск в скважину на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) компоновки подземного оборудования, включающей нижний пакер, разъединитель, устройство распределения закачки (УРЗ), верхний пакер, разъединитель, посадку пакеров и их опрессовку, закачку жидкости с устья в полость колонны НКТ, определение суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, подъем извлекаемой части УРЗ на поверхность, изменение ее характеристик, повторную установку извлекаемой части УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ, закачку жидкости в соответствующие пласты, по окончании работ производят подъем компоновки подземного оборудования, отличающийся тем, что сбрасывают растворимый шар, который размещается в посадочном седле дополнительной втулки извлекаемой части УРЗ и отсекает подачу жидкости в верхний пласт, при этом продолжают подачу жидкости в полость НКТ и далее в нижний пласт, затем в течение времени размывания сброшенного растворимого шара производят замер расхода жидкости для нижнего пласта, определяют расход жидкости верхнего пласта вычитанием замеренного расхода нижнего пласта из суммарного расхода жидкости, закачиваемой в верхний и нижний пласты, сопоставляют фактические расходы жидкости для верхнего и нижнего пластов с заданными значениями, причем при их отличии после размывания сброшенного растворимого шара поднимают извлекаемую часть УРЗ на поверхность при помощи ловильного инструмента на геофизическом кабеле, проволоке или колтюбинговой установке, далее в посадочные места извлекаемой части УРЗ устанавливают верхний и нижний штуцеры, опускают извлекаемую часть УРЗ в НКТ до ее посадки в корпусную часть УРЗ и осуществляют регулируемую закачку жидкости, для возобновления отсечения верхнего пласта и проведения замера расхода жидкости для нижнего пласта последовательно повторяют вышеописанные операции.
2. Устройство распределения закачки, включающее в себя корпусную часть, состоящую из соединенных между собой ниппеля с несколькими сквозными каналами, корпуса и втулки-переводника, извлекаемую часть, состоящую сверху вниз из верхней втулки, нижней втулки и диффузора, при этом извлекаемая часть вставлена в корпусную часть с образованием камеры, на нижнюю втулку установлены верхний и нижний уплотнительные узлы, причем первый из них закреплен снизу гайкой, а последний ограничен сверху упором, в верхней втулке и диффузоре выполнены посадочные места под верхний и нижний штуцеры или заглушки, а в нижней втулке выполнен верхний центральный канал, разветвляющийся с образованием нескольких расходящихся каналов, связанных с камерой и со сквозными каналами ниппеля, а также несколько сходящихся каналов, образующих нижний центральный канал, имеющий сообщение с проходным каналом диффузора, отличающееся тем, что над верхней втулкой извлекаемой части УРЗ размещена дополнительная втулка, оснащенная радиальными отверстиями и посадочным седлом под сбрасываемый растворимый шар.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114596A RU2679406C1 (ru) | 2018-04-19 | 2018-04-19 | Способ регулируемой закачки жидкости по пластам и устройство для его реализации |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2018114596A RU2679406C1 (ru) | 2018-04-19 | 2018-04-19 | Способ регулируемой закачки жидкости по пластам и устройство для его реализации |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2679406C1 true RU2679406C1 (ru) | 2019-02-08 |
Family
ID=65273539
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2018114596A RU2679406C1 (ru) | 2018-04-19 | 2018-04-19 | Способ регулируемой закачки жидкости по пластам и устройство для его реализации |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2679406C1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110513077A (zh) * | 2019-10-15 | 2019-11-29 | 陕西双威石油机械有限公司 | 一种防反液井下过流泄流装置 |
CN114687706A (zh) * | 2020-12-29 | 2022-07-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多轮次冲砂排液一体化管柱 |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU42858U1 (ru) * | 2004-09-21 | 2004-12-20 | Нурисламов Наиль Баширович | Устройство для регулирования закачки жидкости по пластам |
WO2008152345A2 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2495235C1 (ru) * | 2012-03-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам |
RU2524706C1 (ru) * | 2013-03-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для обработки пластов в скважине |
RU2552405C1 (ru) * | 2014-07-01 | 2015-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации |
RU2636842C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2017-11-28 | Ильдар Амирович Сулейманов | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам |
-
2018
- 2018-04-19 RU RU2018114596A patent/RU2679406C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU42858U1 (ru) * | 2004-09-21 | 2004-12-20 | Нурисламов Наиль Баширович | Устройство для регулирования закачки жидкости по пластам |
WO2008152345A2 (en) * | 2007-06-11 | 2008-12-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-zone formation fluid evaluation system and method for use of same |
RU2495235C1 (ru) * | 2012-03-06 | 2013-10-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам |
RU2524706C1 (ru) * | 2013-03-14 | 2014-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство для обработки пластов в скважине |
RU2552405C1 (ru) * | 2014-07-01 | 2015-06-10 | Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" | Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации |
RU2636842C1 (ru) * | 2017-01-09 | 2017-11-28 | Ильдар Амирович Сулейманов | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110513077A (zh) * | 2019-10-15 | 2019-11-29 | 陕西双威石油机械有限公司 | 一种防反液井下过流泄流装置 |
CN114687706A (zh) * | 2020-12-29 | 2022-07-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种多轮次冲砂排液一体化管柱 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2495235C1 (ru) | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
US9822615B2 (en) | Apparatus and method for jet perforating and cutting tool | |
US6959766B2 (en) | Downhole ball drop tool | |
US2290141A (en) | Perforation cleaning method and apparatus | |
RU2679406C1 (ru) | Способ регулируемой закачки жидкости по пластам и устройство для его реализации | |
RU2634317C1 (ru) | Способ регулируемой закачки жидкости по пластам (варианты) | |
RU2340769C1 (ru) | Способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков тяжелых высоковязких нефтей и устройство для его осуществления | |
US20190360289A1 (en) | Wellbore Clean-Out Tool | |
RU2636842C1 (ru) | Способ и компоновка для регулируемой закачки жидкости по пластам | |
RU2610484C9 (ru) | Способ и устройство для регулируемой закачки жидкости по пластам с автоматизированным замером параметров процесса | |
US20020117305A1 (en) | Cuttings injection and annulus remediation systems for wellheads | |
US11725481B2 (en) | Wet-mate retrievable filter system | |
US4480687A (en) | Side pocket mandrel system for dual chemical injection | |
RU2345214C2 (ru) | Способ освоения, интенсификации нефтегазовых притоков, проведения водоизоляционных работ и устройство для его осуществления | |
RU2669646C1 (ru) | Способ герметизации эксплуатационной колонны | |
RU2350742C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации и освоения нескольких пластов одной скважиной | |
RU2552405C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной закачки жидкости по пластам с возможностью замера параметров закачиваемой жидкости и установка для его реализации | |
US4512398A (en) | Pump-out plug catcher | |
RU2681719C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной закачки рабочего агента, установка и регулирующее устройство для его реализации | |
US1839709A (en) | Method of and apparatus for cementing wells | |
RU2678745C1 (ru) | Способ эксплуатации нагнетательной скважины малого диаметра с однолифтовой двухпакерной компоновкой | |
RU2670814C1 (ru) | Способ управления процессом закачки рабочего агента для поддержания давления среды в многопластовой скважине | |
RU2766479C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины | |
CN113700457B (zh) | 分注管柱、分注系统及分注方法 | |
RU173106U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в два пласта одной скважины |