RU2483208C1 - Method for subsequent development of multisite well - Google Patents
Method for subsequent development of multisite well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2483208C1 RU2483208C1 RU2012131092/03A RU2012131092A RU2483208C1 RU 2483208 C1 RU2483208 C1 RU 2483208C1 RU 2012131092/03 A RU2012131092/03 A RU 2012131092/03A RU 2012131092 A RU2012131092 A RU 2012131092A RU 2483208 C1 RU2483208 C1 RU 2483208C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- pipe string
- productive
- level
- tee
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при освоении скважины, вскрывшей два продуктивных пласта.The invention relates to the oil industry and may find application in the development of a well that has uncovered two productive formations.
Известен способ освоения скважины, включающий снижение пластового давления в зоне скважины и заполнение скважины жидкостью глушения [Блажевич В.А. и др. Ремонтно-изоляционные работы при эксплуатации нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1981, с.194-198].A known method of well development, including reducing reservoir pressure in the well zone and filling the well with a kill fluid [V. Blazhevich. and other Repair and insulation work in the operation of oil fields. - M .: Nedra, 1981, p.194-198].
Известный способ позволяет эффективно осваивать скважины, однако после освоения продуктивность скважины снижается по сравнению с первоначальной, способ обладает длительным сроком освоения.The known method allows you to effectively develop wells, however, after development, the productivity of the well decreases compared to the original, the method has a long development time.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ освоения скважины и испытания пластов в процессе свабирования, включающий герметичное перекрытие интервала испытания от остальной части ствола пакером на колонне насосно-компрессорных труб, опускание в колонне насосно-компрессорных труб на геофизическом кабеле подземного свабировочного оборудования, опускание сваба на заданную глубину и последующее поднятие его с объемом флюида из скважины. Выше пакера в колонне насосно-компрессорных труб размещают комплексный скважинный прибор, осуществляющий оперативный контроль притока флюида, поступающего из пласта, и обеспечивающий передачу данных на устье скважины по кабелю, спущенному на колонне насосно-компрессорных труб по затрубному пространству. После вызова притока из пласта снижения уровня жидкости в колонне насосно-компрессорных труб и информационного сопровождения технологических параметров свабирования осуществляют изоляцию полости колонны насосно-компрессорных труб от пласта электромеханическим пакером и регистрируют изменения давления во времени выше и ниже электромеханического пакера датчиками давления. По кривой притока и восстановления давления пласта во времени определяют характеристики пласта (2341653, опубл. 20.12.2008 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method of well development and formation testing during the swab process, which includes tightly shutting off the test interval from the rest of the trunk by a packer on a tubing string, lowering tubing on a geophysical cable of underground swab equipment, lowering the swab to a predetermined depth and then raising it with the volume of fluid from the well. Above the packer, in the tubing string, an integrated downhole tool is placed that monitors the flow of fluid from the formation and provides data transmission to the wellhead through a cable running down the tubing string through the annulus. After calling the inflow from the reservoir to reduce the liquid level in the tubing string and information support of the swab technological parameters, the cavity of the tubing string is isolated from the reservoir by the electromechanical packer and pressure changes are recorded over time above and below the electromechanical packer by pressure sensors. According to the curve of the inflow and restoration of reservoir pressure over time, determine the characteristics of the reservoir (2341653, publ. 12/20/2008 - prototype).
В известном способе освоению подлежит только один пласт. При наличии в скважине двух продуктивных пластов необходимо провести спускоподъемные операции, установить пакер на новой отметке или применить компоновку с двумя пакерами, что практически трудноосуществимо.In the known method, only one layer is subject to development. If there are two productive formations in the well, it is necessary to carry out tripping operations, install the packer at a new level or apply the layout with two packers, which is practically impossible.
В предложенном изобретении решается задача освоения скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, без спускоподъемных операций для освоения второго пласта.The proposed invention solves the problem of developing a well that has uncovered two productive formations, without tripping to develop the second layer.
Задача решается способом последовательного освоения многообъектной скважины, включающим перфорирование двух продуктивных интервалов, спуск в скважину компоновки, состоящей снизу вверх из посадочного устройства, хвостовика, пакера, располагаемого ниже верхнего продуктивного интервала, колонны труб со сбивным клапаном на уровне верхнего продуктивного интервала и на устье тройником с перекрываемым отводом и перекрываемым патрубком над тройником, посадку пакера, свабирование по колонне труб нижнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта, оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта, после свабирования нижнего продуктивного пласта и восстановления уровня жидкости в скважине сброс в колонну труб и размещение в посадочном устройстве отсекающего устройства, создание давления в колонне труб и открытие сбивного клапана, свабирование по колонне труб верхнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта, подъем компоновки из скважины, спуск глубинно-насосного оборудования и эксплуатацию скважины.The problem is solved by the method of sequential development of a multi-object well, including perforation of two productive intervals, descent into the well of an arrangement consisting of a landing device, a liner, a packer located below the upper production interval, a pipe string with a knock-off valve at the level of the upper production interval and at the mouth of the tee with a blocked branch and a blocked pipe over the tee, packer landing, swabbing along the pipe string of the lower reservoir, how to restore the level for the lower reservoir, assess the productivity of the lower reservoir, after swabbing the lower reservoir and restoring the liquid level in the well, discharge pipes into the string and place a shut-off device in the planting device, create pressure in the pipe string and open the knockdown valve, swab along the string pipes of the upper reservoir, the construction of a recovery curve for the upper reservoir, assessment of the productivity of the upper reservoir , Linking the rise of the well, the descent of downhole pumping equipment and operation of the well.
После свабирования нижнего продуктивного пласта в компоновку через отвод и тройник возможна заливка воды, ожидание прохода воды вниз и поднятия воздуха вверх, стравливание воздуха через патрубок, повторение операций до заполнения компоновки водой.After swabbing the lower reservoir into the layout through the branch and tee, it is possible to fill the water, wait for the water to pass down and raise the air up, bleed air through the pipe, repeat the operations until the layout is filled with water.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
Освоение скважины, вскрывшей два продуктивных пласта, проводят поочередным освоением продуктивных пластов с проведением спускоподъемных операций после освоения каждого пласта. Каждая спускоподъемная операция трудоемка, вызывает необходимость глушения скважины, зачастую отрицательно влияет на продуктивность пласта. Существующие технические решения, направленные на освоение скважины, не предусматривают освоение одновременно двух продуктивных пластов без спускоподъемных операций. В предложенном изобретении решается задача освоения двух пластов без проведения спускоподъемных операций между освоением каждого пласта. Задача решается следующим образом.The development of a well that has uncovered two productive formations is carried out by the successive development of productive formations with hoisting operations after the development of each formation. Each hoisting operation is time-consuming, necessitates well killing, and often negatively affects the productivity of the formation. Existing technical solutions aimed at well development do not provide for the development of two productive formations simultaneously without tripping. The proposed invention solves the problem of the development of two layers without tripping between the development of each layer. The problem is solved as follows.
При последовательном освоении многообъектной скважины выполняют перфорирование двух продуктивных интервалов. В скважину спускают компоновку, представленную на фиг.1. Компоновка состоит (снизу вверх) из посадочного устройства 1, хвостовика 2, пакера 3, располагаемого ниже верхнего продуктивного интервала 4, колонны труб 5 со сбивным клапаном 6 на уровне верхнего продуктивного интервала 4. На устье 7 скважины 8 компоновка оснащена тройником 9 с перекрываемым задвижкой 10 отводом 11 и перекрываемым задвижкой 12 патрубком 13, расположенным над тройником 9. Пакером 3 разделяют верхний 4 и нижний продуктивный интервал 14. Компоновка комплектуется отсекающим устройством 15, способным по принципу вставного насоса располагаться в посадочном устройстве 1 как в седле для насоса, создавать герметичную посадку и удерживаться в посадочном устройстве приспособлением типа цанги (не показаны).With the sequential development of a multi-well well, perforation of two productive intervals is performed. The arrangement shown in FIG. 1 is lowered into the well. The arrangement consists (from bottom to top) of the
Производят посадку пакера 3 и свабирование по колоне труб 5 нижнего продуктивного пласта 4, построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта 4 и оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта 4. После свабирования нижнего продуктивного пласта уровень жидкости в скважине оказывается пониженным.
Если уровень жидкости в скважине низкий и не восстанавливается или восстанавливается медленно, то для его восстановления в компоновку через отвод 11 и тройник 9 при перекрытом задвижкой 12 патрубке 13 производят заливку воды. Поскольку пакер 3 посажен, то циркуляция жидкости в скважине невозможна. Под объемом залитой в компоновку воды образуется воздушный пузырь. Закрывают задвижку 10 и открывают задвижку 12. Ожидают прохода воды вниз и поднятия воздушного пузыря вверх. Стравливают воздух через патрубок 13. Повторяют операции до заполнения компоновки водой.If the liquid level in the well is low and cannot be restored or is being restored slowly, then to fill it into the assembly through
При быстром восстановлении уровня жидкости в скважине заливку воду не производят.With a quick restoration of the liquid level in the well, water is not filled.
С устья скважины 8 сбрасывают в колонну труб 5 и размещают в посадочном устройстве 1 отсекающее устройство 15. Посадочное устройство 1 имеет захватный механизм (не показан), удерживающий отсекающее устройство 15 в посадочном устройстве с образованием герметичного замка. Создают давление в колонне труб 5 и проверяют герметичность отсекающего устройства 15. Поднимают давление в колонне труб 5 до давления срабатывания сбивного клапана 6. Сбивной клапан 6 открыт. Выполняют свабирование по колонне труб 5 верхнего продуктивного пласта, построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта. По окончании поднимают компоновку из скважины, спускают глубинно-насосное оборудование и эксплуатируют скважину.From the
В результате удается освоить два продуктивных пласта без проведения спускоподъемных операций между освоением пластов.As a result, it is possible to master two productive formations without carrying out tripping operations between the development of formations.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Добывающей скважиной вскрыты продуктивные пласты в интервале 1865-1868 м и 1891,6-1894,6 м. В скважину на колонне насосно-компрессорных труб спускают компоновку согласно фиг.1. После спуска компоновки и посадки пакера в интервале 1879,4-1882 м приступают к опробованию нижнего продуктивного пласта свабированием. Сваб спускают и поднимают по колонне насосно-компрессорных труб в интервале от 10 до 600 м в течение 8 часов. Общий объем отобранной жидкости составил 16 м3, из них 9 м3 вода и 7 м3 нефть с газом. Выполняют построение кривой восстановления уровня для нижнего продуктивного пласта, оценку продуктивности нижнего продуктивного пласта.Productive formations in the interval 1865-1868 m and 1891.6-1894.6 m were opened by the producing well. The layout according to Fig. 1 is lowered into the well on the tubing string. After the descent of the layout and landing of the packer in the range of 1879.4-1882 m, they begin testing the lower reservoir by swabbing. Swab is lowered and lifted along the tubing string in the range from 10 to 600 m for 8 hours. The total volume of the selected fluid was 16 m 3 , of which 9 m 3 water and 7 m 3 oil and gas. Perform the construction of the recovery curve level for the lower reservoir, assessing the productivity of the lower reservoir.
Заливают воду в колонну насосно-компрессорных труб, стравливают воздух, операции повторяют до заполнения колонны водой.Pour water into the tubing string, bleed air, repeat the operation until the column is filled with water.
С устья скважины сбрасывают в колонну труб и размещают в посадочном устройстве отсекающее устройство. Создают давление в колонне труб величиной 8 МПа. Отсекающее устройство герметично. Поднимают давление в колонне труб до 12 МПа, вызывают открывание сбивного клапана. Выполняют свабирование по колонне труб верхнего продуктивного пласта. Сваб спускают и поднимают по колонне насосно-компрессорных труб в интервале от 0 до 1000 м в течение 9 часов. Общий объем отобранной жидкости составил 30 м3 воды с пленкой нефти. Выполняют построение кривой восстановления уровня для верхнего продуктивного пласта, оценку продуктивности верхнего продуктивного пласта.From the wellhead, they are discharged into the pipe string and a shut-off device is placed in the landing device. They create pressure in a pipe string of 8 MPa. The shut-off device is hermetic. Raise the pressure in the pipe string to 12 MPa, cause the opening of the whipping valve. Perform swabbing on the pipe string of the upper reservoir. Swab is lowered and lifted along the tubing string in the range from 0 to 1000 m for 9 hours. The total volume of the selected fluid was 30 m 3 of water with a film of oil. Perform the construction of the recovery curve level for the upper reservoir, assessing the productivity of the upper reservoir.
В результате в течение 2 суток опробованы два объекта. По первому пласту получен дебит по жидкости 50 м3/сут с обводненностью 50%, по второму объекту получен дебит по жидкости 10 м3/сут с обводненностью 90%. По классической технологии с подъемом компоновки из скважины между исследованиями двух объектов за 2 суток удается исследовать только один пласт.As a result, two objects were tested within 2 days. For the first reservoir, a fluid flow rate of 50 m 3 / day with a water cut of 50% was obtained; for the second reservoir, a fluid flow rate of 10 m 3 / day with a water cut of 90% was obtained. According to the classical technology, with a lift of the layout from the well between studies of two objects in 2 days, it is possible to investigate only one layer.
Применение предложенного способа позволит провести освоение скважины без спускоподъемных операция для освоения второго пласта и ускорить производство работ.The application of the proposed method will allow for well development without tripping to develop the second layer and speed up the work.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012131092/03A RU2483208C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Method for subsequent development of multisite well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2012131092/03A RU2483208C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Method for subsequent development of multisite well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2483208C1 true RU2483208C1 (en) | 2013-05-27 |
Family
ID=48791960
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2012131092/03A RU2483208C1 (en) | 2012-07-23 | 2012-07-23 | Method for subsequent development of multisite well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2483208C1 (en) |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1257176A1 (en) * | 1984-12-07 | 1986-09-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for study of efficiency of hole bottom zone development for multiformation well |
US20020117301A1 (en) * | 2001-02-26 | 2002-08-29 | Womble Allen W. | Single trip, multiple zone isolation, well fracturing system |
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
RU2341653C1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-12-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions) |
CN101619652A (en) * | 2009-07-29 | 2010-01-06 | 大庆油田有限责任公司 | Selective flow string |
RU2400623C2 (en) * | 2008-09-11 | 2010-09-27 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Well flow rate increasing method |
-
2012
- 2012-07-23 RU RU2012131092/03A patent/RU2483208C1/en active IP Right Revival
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1257176A1 (en) * | 1984-12-07 | 1986-09-15 | Печорский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности | Method for study of efficiency of hole bottom zone development for multiformation well |
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
US20020117301A1 (en) * | 2001-02-26 | 2002-08-29 | Womble Allen W. | Single trip, multiple zone isolation, well fracturing system |
RU2262586C2 (en) * | 2003-06-05 | 2005-10-20 | Махир Зафар оглы Шарифов | Borehole plant for simultaneous separate and alternate operation of several formations by single well |
RU2341653C1 (en) * | 2007-03-09 | 2008-12-20 | Открытое акционерное общество НПФ "Геофизика" | Method of development of wells and testing of formations in process of swabbing (versions) |
RU2334867C1 (en) * | 2007-03-21 | 2008-09-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Лифт Ойл" | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method |
RU2400623C2 (en) * | 2008-09-11 | 2010-09-27 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Well flow rate increasing method |
CN101619652A (en) * | 2009-07-29 | 2010-01-06 | 大庆油田有限责任公司 | Selective flow string |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105765162B (en) | System and method for pressure break Multi sectional horizontal wellbore again | |
AU2008242758A1 (en) | System and method for crossflow detection and intervention in production wellbores | |
Kaiser | Rigless well abandonment remediation in the shallow water US Gulf of Mexico | |
US10689944B2 (en) | Single trip, open-hole wellbore isolation assembly | |
RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
RU2594235C2 (en) | Method of simultaneous separate operation of multi layer deposit and device for realizing said method | |
CN104653157A (en) | Multi-stage separate-layer water injection string and working method thereof | |
Merkle et al. | Field trial of a cased uncemented multi-fractured horizontal well in the Horn River | |
CN203626820U (en) | Gas lift flow aiding horizontal well water exploration pipe column | |
RU2483208C1 (en) | Method for subsequent development of multisite well | |
RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
RU2510456C2 (en) | Formation method of vertically directed fracture at hydraulic fracturing of productive formation | |
RU2007118892A (en) | METHOD FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATED AND ALTERNATIVE OPERATION AND DEVELOPMENT OF MULTIPLE LAYERS ONE WELL | |
RU2438007C1 (en) | Procedure for completion of gas well (versions) | |
RU2007108855A (en) | METHOD FOR DEVELOPING WELLS AND TESTING FLOORS IN THE PROCESS OF SWABING (OPTIONS) | |
RU2404374C1 (en) | Method of operating well injection plant in testing multipay wells | |
RU2578136C1 (en) | Method of sealing production casing | |
RU2570178C1 (en) | Method of production string sealing | |
RU2622961C1 (en) | Method of dib hole preparation for hydraulic fracturing | |
RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
RU2551612C1 (en) | Method of acid treatment of oil reservoir | |
RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
RU2720722C1 (en) | Method of packer installation inside casing string of well | |
RU2766479C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of injection well | |
RU2600137C1 (en) | Method of process well treatment |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20140724 |
|
NF4A | Reinstatement of patent |
Effective date: 20150920 |