RU2531414C1 - Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation - Google Patents
Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2531414C1 RU2531414C1 RU2013125084/03A RU2013125084A RU2531414C1 RU 2531414 C1 RU2531414 C1 RU 2531414C1 RU 2013125084/03 A RU2013125084/03 A RU 2013125084/03A RU 2013125084 A RU2013125084 A RU 2013125084A RU 2531414 C1 RU2531414 C1 RU 2531414C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- injection
- formation
- packer
- pressure
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
- Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
Abstract
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтяной отрасли промышленности, а именно к обеспечению успешного проведения специализированных промысловых исследований с закачкой в пласт агента нагнетания и добычей флюидов для оценки параметров нефтяного пласта.The present invention relates to the oil industry, namely, to ensure the successful conduct of specialized field studies with injection into the reservoir of a pumping agent and production of fluids to assess the parameters of the oil reservoir.
Методики проведения таких исследований (см., например, Способ достоверного определения коэффициента вытеснения и относительных фазовых проницаемостей. Патент РФ №2445604 / Закиров С.Н., Николаев В.А., Индрупский И.М., Закиров Э.С., Аникеев Д.П., Васильев И.В.) предполагают закачку в пласт агента нагнетания (обычно воды или водного раствора солей) с измерением изменения приемистости скважины и забойного давления глубинными манометрами. Также исследования могут предусматривать периодический спуск геофизического прибора и запись геофизических измерений (ГИС) для контроля изменения нефтенасыщенности околоскважинной зоны пласта. После завершения закачки осуществляется отработка скважины, то есть добыча из пласта пластовых (нефти, воды) и закачанного флюидов. При этом осуществляется измерение изменений во времени дебитов скважины по нефти и воде, по которым контролируется динамика снижения обводненности, и измерение забойного давления глубинным манометром. В процессе отработки скважины также могут осуществлять периодическую запись ГИС для контроля изменения нефтенасыщенности околоскважинной зоны пласта.Methods for conducting such studies (see, for example, A method for reliably determining the displacement coefficient and relative phase permeabilities. RF Patent No. 2445604 / Zakirov S.N., Nikolaev V.A., Indrupsky I.M., Zakirov E.S., Anikeev D.P., Vasiliev I.V.) suggest injection into the reservoir of an injection agent (usually water or an aqueous solution of salts) with measurement of changes in the injectivity of the well and bottomhole pressure with depth gauges. Studies may also include periodic descent of the geophysical instrument and recording of geophysical measurements (GIS) to monitor changes in oil saturation of the near-wellbore zone of the formation. After completion of the injection, a well is drilled, that is, production from the formation (oil, water) and injected fluids from the reservoir. At the same time, changes in the time of the well’s flow rates in oil and water are measured, according to which the dynamics of water cut reduction is controlled, and the bottomhole pressure is measured with a depth gauge. During well testing, they can also periodically record well logs to monitor changes in oil saturation of the near-wellbore zone of the formation.
Рассматриваемый тип исследований накладывает следующие требования на компоновку скважины и устьевого оборудования.The type of research under consideration imposes the following requirements on the layout of the well and wellhead equipment.
- В качестве закачиваемого агента обычно выступает вода или водный раствор солей, поэтому при нормальном гидростатическом или пониженном пластовом давлении отработку скважины после закачки агента невозможно начать и выполнить в режиме фонтанирования.- Water or an aqueous solution of salts usually acts as the injected agent, therefore, at normal hydrostatic or low reservoir pressure, well completion after injection of the agent cannot be started and performed in the flowing mode.
- Для периодической записи ГИС требуется возможность прохождения геофизического прибора на кабеле на забой скважины без подъема компоновки.- For periodic recording of GIS, the ability to pass a geophysical instrument on a cable to the bottom of the well without raising the layout is required.
- Исследования рассматриваемого типа целесообразны в том числе на ранней стадии изучения месторождения в условиях автономии и при отсутствии промысловой инфраструктуры. Следовательно, компоновка устьевого оборудования должна предусматривать возможность проведения работ с применением стандартного оборудования и средств, применяемых при испытаниях нефтяных скважин, проведении капитальных ремонтов скважин (КРС) и ГИС в условиях автономии.- Investigations of the type in question are expedient, including at an early stage of field exploration in the conditions of autonomy and in the absence of fishing infrastructure. Therefore, the layout of the wellhead equipment should provide for the possibility of carrying out work using standard equipment and tools used in testing oil wells, overhauls of wells (KRS) and well logging in an autonomous environment.
Известен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования нефтяной скважины, включающий спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с погружным электроцентробежным (ЭЦН) или винтовым (ВНН) насосом. Основными недостатками данного способа являются:A known method of arrangement of downhole and wellhead equipment of an oil well, including the descent into the well of a string of tubing with a submersible electric centrifugal (ESP) or screw (VNN) pump. The main disadvantages of this method are:
- невозможность спуска на забой и подъема геофизических приборов на кабеле из-за перекрытия сечения НКТ насосом,- the impossibility of descent to the bottom and lifting of geophysical instruments on the cable due to the overlapping of the tubing section by the pump,
- невозможность закачки агента нагнетания через НКТ - по той же причине.- the inability to pump injection agent through the tubing - for the same reason.
Закачка агента (воды) по затрубному пространству значительно повышает риск промерзания или загидрачивания скважины при наличии толщи многолетнемерзлых пород и исключает возможность разобщения затрубного пространства и забоя скважины пакером для исключения слабоконтролируемых перетоков флюидов между НКТ и затрубным пространством.The injection of agent (water) through the annulus significantly increases the risk of freezing or hydration of the well in the presence of permafrost rocks and eliminates the possibility of separation of the annulus and the bottom of the well by the packer to exclude poorly controlled fluid flows between the tubing and the annulus.
Также известен способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования нефтяной скважины, включающий спуск в скважину колонны НКТ со струйным насосом или для компрессорной эксплуатации и установку пакера для разобщения НКТ и затрубного пространства. В данном способе используют стандартную компоновку устьевого оборудования нефтяной скважины и на цикле закачки производят прямое подключение нагнетательной линии от подающего агрегата к буферной линии или затрубному пространству для закачки агента нагнетания в НКТ или затрубное пространство соответственно. Рабочий агент для работы струйного насоса или компрессорный газ подают в НКТ или затрубное пространство тем же образом, что и агент нагнетания. Для подачи компрессорного газа могут также спускать колонну гибких труб в НКТ.There is also a known method of arranging downhole and wellhead equipment for an oil well, including lowering a tubing string with a jet pump or for compressor operation into the well and installing a packer to separate the tubing and annulus. In this method, a standard arrangement of the wellhead equipment of an oil well is used and, during the injection cycle, the injection line is directly connected from the supply unit to the buffer line or annulus to pump the injection agent into the tubing or annulus, respectively. The working agent for the operation of the jet pump or compressor gas is supplied to the tubing or annular space in the same manner as the injection agent. To supply compressor gas, a string of flexible pipes can also be lowered into the tubing.
Недостатки указанного способа состоят в следующем.The disadvantages of this method are as follows.
- В качестве подающего агрегата, особенно при исследованиях в условиях автономии, обычно используют агрегаты бригад ремонта скважин, характеризующиеся высокой производительностью даже на минимальных технологически допустимых режимах эксплуатации. В случае низкой приемистости скважины прямое подключение подающего агрегата может не позволить обеспечить закачку в непрерывном режиме. Это происходит, если даже при режиме минимальной производительности агрегата имеет место быстрый рост устьевого давления до предельно допустимых значений из-за неполной утилизации подаваемых объемов агента нагнетания в пласт. Вынужденный переход на периодический режим закачки снижает информативность исследований.- As a supply unit, especially when researching in an autonomous environment, units of well repair teams are usually used, which are characterized by high productivity even at the minimum technologically permissible operating conditions. In the case of low injectivity of the well, direct connection of the supply unit may not allow for continuous injection. This happens if even at the mode of minimum unit productivity there is a rapid increase in wellhead pressure to the maximum permissible values due to incomplete utilization of the supplied volumes of the injection agent into the formation. Forced transition to a periodic injection mode reduces the information content of the research.
- Аналогичная ситуация возникает на режиме отбора флюидов из пласта с использованием струйного насоса. Прямое подключение подающего агрегата для закачки эжектирующего рабочего агента не позволяет осуществлять плавное регулирование темпов подачи (интенсивности эжектирования), а следовательно, и создаваемой депрессии на продуктивный пласт.- A similar situation arises in the mode of fluid selection from the reservoir using a jet pump. Direct connection of the supply unit for injection of the ejecting working agent does not allow for smooth control of the feed rate (ejection intensity), and therefore the created depression on the reservoir.
- В случае низкой приемистости ограничен и общий объем закачки рабочего агента в пласт при проведении исследования. По этой причине, а также вследствие опасности промерзания ствола скважины (или загидрачивания, или выпадения асфальто-смоло-парафиновых отложений) при наличии толщи многолетнемерзлых пород может возникать необходимость при проведении закачки продавливания агента нагнетания в пласт другим флюидом, например дегазированной нефтью. Для этого компоновка должна предусматривать возможность циркуляционного замещения в НКТ одного флюида другим.- In the case of low injectivity, the total injection volume of the working agent into the reservoir during the study is also limited. For this reason, and also because of the danger of freezing the wellbore (or hardening, or the precipitation of asphalt-resin-paraffin deposits) in the presence of permafrost rocks, it may be necessary to pump another pumping fluid through the injection agent, for example, degassed oil. For this, the layout should provide for the possibility of circulating replacement of one fluid with another in the tubing.
- При общем объеме закачки агента нагнетания в пласт, сопоставимом с работающим объемом ствола скважины, затруднительно определение фактической динамики обводненности притекающего из пласта на забой потока флюидов. Данные устьевых измерений в этом случае показывают результат смешивания в стволе имевшегося там на конец закачки, поступающего с забоя и подаваемого для эжектирования флюидов.- With the total volume of injection of the injection agent into the formation comparable to the working volume of the wellbore, it is difficult to determine the actual dynamics of the water cut in the fluid flow coming from the formation to the bottom. Wellhead measurements in this case show the result of mixing in the well, which was available there at the end of the injection, coming from the bottom and supplied for ejecting fluids.
- При исследовании малодебитных скважин с применением струйного насоса расход подачи рабочего (эжектирующего) агента (обычно нефти или воды) может в несколько раз превышать дебит притока флюидов из пласта. В этом случае оценка притока из пласта сильно осложняется из-за ограниченной точности регистрации фактических отборов на устье скважины и затруднительности выделения вклада рабочего агента в общий поток соответствующей фазы на устье.- When exploring low-production wells using a jet pump, the flow rate of the working (ejecting) agent (usually oil or water) can be several times higher than the flow rate of fluid inflow from the reservoir. In this case, the estimation of the inflow from the formation is greatly complicated due to the limited accuracy of recording actual production at the wellhead and the difficulty of identifying the contribution of the working agent to the total flow of the corresponding phase at the wellhead.
С учетом отмеченных недостатков применение известных способов компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования при проведении промысловых исследований скважин приводит в ряде типовых случаев к значительному снижению информативности результатов исследования и к сложности интерпретации полученных данных.Given the noted drawbacks, the use of well-known methods of arrangement of downhole and wellhead equipment during field research of wells leads in a number of typical cases to a significant decrease in the information content of the research results and to the difficulty of interpreting the data obtained.
В основу настоящего изобретения положена задача обоснования способа компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для получения максимальной информативности исследования и интерпретации полученных данных в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, при низкой приемистости продуктивного интервала.The present invention is based on the task of substantiating the arrangement of downhole and wellhead equipment to obtain the most informative study and interpretation of the data under various conditions, including studies under autonomy, in the presence of permafrost, at low injectivity of the productive interval.
Выполнение поставленной задачи достигается тем, что предлагаемый способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, включает спуск в скважину колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) со струйным насосом или для компрессорной эксплуатации, разобщение пакером НКТ и затрубного пространства и отличается тем, что башмак НКТ спускают до уровня или как можно ближе к уровню верхних дыр перфорации, пакер размещают на удалении не более 20 метров от башмака НКТ, над пакером как можно ближе к нему на одной из труб НКТ размещают один или два циркуляционных клапана или струйный насос и под ними мандрель с одним или двумя, для трубного и затрубного пространства, дистанционными (перманентными) кварцевыми датчиками давления и температуры. Устье скважины оборудуют компоновкой, содержащей лубрикатор, два устьевых датчика давления и температуры для контроля буферных и затрубных параметров, штуцерной камерой с регулируемым штуцером, многофазным расходомером, пробоотборником, позволяющим в условиях работы скважины отбирать устьевые пробы нефти, воды и газа, нагнетательным узлом, состоящим из двух уголков и двух штуцерных камер; предусматривают возможность подключения подающего агрегата для закачки агента нагнетания или подачи рабочего агента из емкости к буферной линии или затрубному пространству; линию от подающего агрегата оборудуют отводом через штуцерную камеру с регулируемым штуцером обратно в емкость; на линии от подающего агрегата к скважине после отводной линии устанавливают расходомер для контроля объемов подачи агента к скважине. Для повышения надежности измерения давления и температуры под пакером размещают один или два автономных или дистанционных датчика давления и температуры. Для повышения точности замера дебита фаз в притоке из пласта на колонне НКТ над или под пакером размещают забойный многофазный расходомер с функциями постоянного контроля расхода фаз, а также с функцией замера забойного давления и температуры. Для обеспечения возможности прямой и обратной циркуляции в стволе скважины в состав внутрискважинной компоновки включают прямой и обратный циркуляционные клапаны.This task is achieved by the fact that the proposed method of arranging downhole and wellhead equipment for conducting well research, involving injection of a pumping agent into the formation and production of fluids from the formation, includes descent of a tubing string with a jet pump or for compressor operation into the well , separation of the tubing and annulus by the packer and is characterized in that the tubing shoe is lowered to the level or as close as possible to the level of the upper perforation holes, the packer is placed on at a distance of no more than 20 meters from the tubing shoe, one or two circulation valves or a jet pump are placed above the packer as close to it as possible on one of the tubing pipes and under them a mandrel with one or two, for the tube and annular space, remote (permanent) quartz pressure and temperature sensors. The wellhead is equipped with a layout containing a lubricator, two wellhead pressure and temperature sensors for monitoring buffer and annular parameters, a choke chamber with an adjustable nozzle, a multiphase flow meter, a sampler that allows wellhead sampling of oil, water and gas, and an injection unit consisting of a well assembly from two corners and two chambers; provide for the possibility of connecting a supply unit for pumping an injection agent or supplying a working agent from a tank to a buffer line or annulus; the line from the feed unit is equipped with a tap through the choke chamber with an adjustable choke back to the tank; on the line from the supply unit to the well after the outlet line, a flow meter is installed to control the amount of agent supply to the well. To increase the reliability of measuring pressure and temperature, one or two autonomous or remote pressure and temperature sensors are placed under the packer. To increase the accuracy of measuring the flow rate of the phases in the inflow from the formation on the tubing string above or below the packer, a downhole multiphase flow meter is installed with functions for continuously monitoring the flow of phases, as well as with the function of measuring downhole pressure and temperature. To enable direct and reverse circulation in the wellbore, the direct and reverse circulation valves are included in the downhole assembly.
Краткое описание чертежей.A brief description of the drawings.
На фиг.1а и 1б представлены два возможных варианта схемы компоновки внутрискважинного оборудования. Приведены варианты схемы для случая использования двойной компоновки автономных датчиков давления и температуры ниже пакера. Вариант схемы на фиг.1а применим при использовании струйного насоса и размещении забойного многофазного расходомера под пакером. Вариант схемы на фиг.1б применим для компрессорной эксплуатации с одним циркуляционным клапаном и при размещении забойного многофазного расходомера над пакером. Возможны другие варианты схемы, соответствующие текстовому описанию способа.On figa and 1b presents two possible options for the layout of downhole equipment. Variants of the scheme are given for the case of using a double arrangement of autonomous pressure and temperature sensors below the packer. A variant of the circuit in figa is applicable when using a jet pump and placing a downhole multiphase flow meter under the packer. A variant of the circuit in figb is applicable for compressor operation with one circulation valve and when placing a downhole multiphase flow meter above the packer. Other variants of the scheme are possible, corresponding to the text description of the method.
Цифрами на фиг.1а и 1б обозначены: 1 - колонна НКТ, 2 - струйный насос с соплом смесителя (циркуляционным отверстием) (для фиг.1а) или циркуляционный клапан (для фиг.1б), 3 - пакер, 4 - мандрель с дистанционными датчиками давления и температуры, 5 - забойный дистанционный многофазный расходомер, 6 - двойная компоновка автономных датчиков давления и температуры, 7 - исследуемый продуктивный интервал пласта, 8 - зумпф.The numbers in FIGS. 1a and 1b indicate: 1 — tubing string, 2 — jet pump with mixer nozzle (circulation hole) (for FIG. 1a) or circulation valve (for FIG. 1b), 3 — packer, 4 — mandrel with remote pressure and temperature sensors, 5 - downhole remote multiphase flow meter, 6 - double layout of autonomous pressure and temperature sensors, 7 - studied reservoir interval, 8 - sump.
На фиг.2. показана схема компоновки устьевого оборудования, применимая для фонтанной отработки скважины и закачки агента нагнетания.In figure 2. The layout diagram of wellhead equipment is shown, which is applicable for fountain well development and injection agent injection.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
1. Осуществляют сборку и спуск внутрискважинной компоновки (фиг.1) до проектной глубины, установку пакера. Подготавливают компоновку устьевого оборудования для отработки скважины (фиг.2).1. Assemble and lower the downhole assembly (Fig. 1) to the design depth, install the packer. Prepare the layout of the wellhead equipment for well testing (figure 2).
Процесс проведения испытания позволяет производить спуск компоновки как после проведения перфорации, так и до проведения перфорации. В последнем случае перфорацию и вызов притока осуществляют в условиях создания депрессии на продуктивный пласт за счет замены флюида в стволе скважины на более легкий перед проведением перфорации. Такой подход предпочтителен, так как исключает проникновение в продуктивный пласт раствора глушения, сопровождающееся ухудшением состояния призабойной зоны и изменением ее свойств при контакте с техническим флюидом.The test process allows you to run the layout both after perforation and before perforation. In the latter case, perforation and inflow call are carried out under conditions of creating a depression on the reservoir by replacing the fluid in the wellbore with a lighter one before perforation. Such an approach is preferable, since it excludes the penetration of a kill solution into the reservoir, accompanied by a deterioration of the bottom-hole zone and a change in its properties upon contact with the technical fluid.
Вызов притока из пласта осуществляют методом компрессирования путем подачи в затрубное пространство скважины газового рабочего агента, например газовоздушной смеси из 90% азота и 10% кислорода. Рабочий агент, попадая в затрубное пространство, начинает поступать в НКТ через циркуляционный клапан или циркуляционное отверстие (сопло смесителя) струйного насоса. Происходит динамическое поднятие газовой фазы из зоны повышенного давления с забоя скважины к ее устью, в зону пониженного давления. В процессе восхождения газовой фазы по стволу скважины создается динамика движения жидкости по стволу скважины из зоны повышенного давления к зоне низкого и создается депрессия на продуктивный пласт. Данный процесс получил название газлифтной системы эксплуатации скважин, или компрессирования.The inflow from the reservoir is called by compression by feeding a gas working agent, for example, a gas-air mixture of 90% nitrogen and 10% oxygen, into the annulus of the well. The working agent, getting into the annulus, begins to flow into the tubing through the circulation valve or circulation hole (mixer nozzle) of the jet pump. There is a dynamic rise of the gas phase from the zone of high pressure from the bottom of the well to its mouth, in the zone of low pressure. In the process of ascending the gas phase along the wellbore, the dynamics of fluid movement along the wellbore from the high pressure zone to the low zone is created and a depression is created on the reservoir. This process is called the gas lift well operation system, or compression.
После вывода на режим стабильного фонтанирования скважину испытывают на различных режимах депрессии, осуществляют запись кривой восстановления давления, проводят ГИС и другие необходимые исследовательские работы.After entering the stable flowing mode, the well is tested in various depression modes, a pressure recovery curve is recorded, well logging and other necessary research work are carried out.
2. Скважину подготавливают к проведению закачки агента нагнетания из емкости. Осуществляют обвязку устьевого оборудования согласно фиг.2.2. The well is prepared for injection pumping agent from the tank. Bind wellhead equipment according to figure 2.
Данная компоновка устьевого оборудования позволяет при условии низких приемистостей, ограниченного объема закачки и наличия толщи многолетнемерзлых пород осуществлять закачку агента нагнетания в непрерывном регулируемом режиме, с сохранением высокой информативности исследования.This arrangement of wellhead equipment allows, under conditions of low injectivity, limited injection volume, and the presence of permafrost rocks, to pump the injection agent in a continuously controlled mode, while maintaining high information content of the study.
Закачку реализуют следующим образом.Download is implemented as follows.
- В емкости 1 подготавливают необходимый объем агента нагнетания. Начинают подачу агента нагнетания по нагнетательной линии с использованием подающего агрегата на буферную линию при перекрытой отводной линии. Одновременно открывают затрубную задвижку для стравливания избыточного давления и обеспечения замещения флюида в НКТ на агент нагнетания в режиме циркуляции. После заполнения НКТ агентом нагнетания в расчетном объеме (до уровня циркуляционного клапана или циркуляционного отверстия струйного насоса) производят закрытие затрубной задвижки.- In the tank 1 prepare the necessary volume of the injection agent. The supply of the injection agent is started along the discharge line using the supply unit to the buffer line with the outlet line blocked. At the same time, an annular valve is opened to relieve excess pressure and ensure fluid is replaced in the tubing by the injection agent in the circulation mode. After filling the tubing with the injection agent in the calculated volume (up to the level of the circulation valve or the circulation hole of the jet pump), the annular valve is closed.
- Начинают продавку агента нагнетания в пласт при закрытой затрубной задвижке. Продавливание производят путем дальнейшей подачи агента нагнетания из емкости 1. Или подключают нагнетательную линию с подающим агрегатом к емкости 2 с продавливающим агентом.- Start selling the injection agent into the reservoir with the annular valve closed. The punching is carried out by further supplying the injection agent from the tank 1. Or, the injection line with the supply unit is connected to the tank 2 with the forcing agent.
В процессе продавки агента нагнетания в пласт осуществляют непрерывный контроль за показаниями буферного давления. При росте буферного давления до максимально технологически допустимых значений производят открытие регулируемого штуцера на отводной линии для осуществления возврата части подаваемой жидкости обратно в емкость. В дальнейшем диаметр штуцера на отводной линии регулируют так, чтобы поддерживать максимально допустимое или иное требуемое устьевое давление на буфере скважины. Данный подход позволяет осуществлять закачку агента нагнетания в пласт в непрерывном режиме в расчетном объеме при низкой приемистости продуктивного интервала и более высокой минимальной производительности подающего агрегата.In the process of forcing the injection agent into the formation, they continuously monitor the readings of the buffer pressure. When the buffer pressure increases to the maximum technologically permissible values, an adjustable fitting is opened on the discharge line to return part of the supplied liquid back to the tank. In the future, the diameter of the fitting on the outlet line is adjusted so as to maintain the maximum allowable or other required wellhead pressure on the well buffer. This approach allows the injection agent to be injected into the formation in a continuous mode in the calculated volume with a low injectivity of the productive interval and a higher minimum productivity of the supply unit.
3. После закачки в пласт агента нагнетания в требуемом объеме осуществляют регистрацию кривой падения забойного давления, выполняют запись ГИС и другие требуемые исследовательские работы. Отслеживают динамику восстановления буферного давления. При отсутствии достаточного тренда роста буферного давления для запуска скважины в режиме фонтанирования производят обвязку скважины для запуска в режиме компрессирования или эжектирования с использованием струйного насоса, согласно схеме фиг.2.3. After the injection agent is injected into the reservoir in the required volume, the bottomhole pressure drop curve is recorded, the well logging and other required research work are performed. Track the dynamics of the restoration of buffer pressure. In the absence of a sufficient growth trend of the buffer pressure to start the well in the flowing mode, the well is strapped to run in the compression or ejection mode using the jet pump, according to the scheme of FIG. 2.
Запуск скважины в режиме компрессирования осуществляют путем непрерывной подачи газового агента в затрубное пространство для восстановления газлифтного режима эксплуатации скважины на стадии добычи флюидов из пласта.A well is launched in compression mode by continuously supplying a gas agent to the annulus to restore the gas-lift mode of operation of the well at the stage of fluid production from the formation.
В случае применения струйного насоса для подачи рабочей жидкости из емкости используют обвязку, аналогичную описанной выше для второй стадии закачки агента нагнетания. При необходимости регулированием штуцера на отводной линии обеспечивают снижение подачи рабочей жидкости ниже минимальной производительности подающего агрегата для обеспечения меньшей депрессии на пласт и записи более плавной и информативной кривой изменения обводненности добываемой продукции.In the case of using a jet pump to supply the working fluid from the tank, a strapping is used, similar to that described above for the second stage of injection of the injection agent. If necessary, by adjusting the nozzle on the discharge line, the supply of the working fluid is lower than the minimum productivity of the supply unit to ensure less depression on the formation and record a smoother and more informative curve of the change in water cut of the produced products.
При использовании варианта внутрискважинной компоновки с прямым и обратным циркуляционным клапанами могут осуществлять подачу компрессором газового агента или эжектирующей рабочей жидкости для струйного насоса как по затрубному пространству, так в НКТ через буферную линию. В последнем случае добычу флюидов на устье скважины производят по затрубному пространству.When using the option of the downhole arrangement with direct and non-return circulation valves, they can supply the compressor with a gas agent or an ejecting working fluid for the jet pump both through the annulus and into the tubing through the buffer line. In the latter case, the production of fluids at the wellhead is carried out in the annulus.
Предлагаемая компоновка позволяет в процессе отработки скважины производить необходимые исследовательские операции, в том числе запись ГИС при промежуточной остановке скважины или запись профилей притока или других промыслово-геофизических измерений в процессе работы скважины с привлечением приборов стандартных типоразмеров (при использовании струйного насоса - с превышающих 43 мм в диаметре).The proposed arrangement allows during the well development process to carry out the necessary research operations, including recording well logs during an intermediate shutdown of the well or recording the flow profiles or other field-geophysical measurements during the operation of the well using standard sizes of instruments (when using a jet pump, exceeding 43 mm in diameter).
По завершении стадии отработки скважины возможна запись кривой восстановления забойного давления, запись ГИС и повторение стадий закачки и отработки с другими агентами нагнетания.Upon completion of the well development stage, it is possible to record the bottomhole pressure recovery curve, record well logs and repeat the stages of injection and development with other injection agents.
Установка забойного многофазного расходомера на НКТ над или под пакером позволяет в случае малых объемов закачки в пласт агента нагнетания обеспечить более точные измерения дебитов нефти, газа и воды в притоке из пласта по сравнению с пересчетом по устьевым измерениям с учетом объема флюидов в стволе скважины. Надпакерный вариант установки позволяет сократить расстояние от пакера и дистанционных перманентных датчиков давления и температуры до интервала перфорации, т.е. повысить точность определения давления на уровне интервала перфорации. Это фактор важен в условиях переменного состава флюидов в стволе скважины в процессе исследования.The installation of a downhole multiphase flow meter on the tubing above or below the packer allows for more accurate measurements of oil, gas and water flow rates in the inflow from the formation in the case of small injection pumping rates into the reservoir compared to wellhead recalculation taking into account the volume of fluids in the wellbore. The over-packer installation option allows reducing the distance from the packer and the remote permanent pressure and temperature sensors to the perforation interval, i.e. increase the accuracy of determining the pressure at the level of the perforation interval. This factor is important in conditions of variable fluid composition in the wellbore during the study.
Предлагаемый способ, во-первых, исключает необходимость подъема и смены компоновки внутрискважинного оборудования, включая колонну НКТ, в течение всего периода исследований. При этом обеспечивается возможность выполнения всех необходимых исследовательских работ, включая запись ГИС.The proposed method, firstly, eliminates the need for lifting and changing the layout of downhole equipment, including the tubing string, during the entire period of research. At the same time, it is possible to carry out all the necessary research work, including a GIS record.
Во-вторых, компоновка оборудования по предлагаемому способу позволяет в неограниченном количестве повторять циклы закачки агента нагнетания и последующей отработки скважины.Secondly, the layout of the equipment of the proposed method allows you to repeat an unlimited number of cycles of injection agent injection and subsequent development of the well.
В-третьих, предлагаемый способ позволяет осуществлять закачку агента нагнетания в непрерывном режиме при регулируемом забойном давлении как при низких показателях приемистости продуктивного интервала, так и при высоких.Thirdly, the proposed method allows for the injection of a pumping agent in a continuous mode with controlled bottomhole pressure both at low injectivity rates of the productive interval and at high.
В-четвертых, способ включает максимально близкое к интервалу перфорации размещение всего необходимого забойного измерительного оборудования для обеспечения наибольшей информативности выполняемого исследования.Fourthly, the method includes as close as possible to the perforation interval the placement of all the necessary downhole measuring equipment to ensure the most informative study.
В-пятых, способ обеспечивает возможность проведения всех необходимых операций для предотвращения осложнений из-за наличия большой по толщине зоны вечной мерзлоты или низкой температуры на поверхности месторождения при проведении исследования.Fifth, the method provides the ability to carry out all necessary operations to prevent complications due to the presence of a large thickness zone of permafrost or low temperature on the surface of the field during the study.
В-шестых, предлагаемый способ базируется на отработанной технике и технологических решениях, что гарантирует возможность его успешной реализации и исключает необходимость более детальных пояснений.Sixth, the proposed method is based on proven equipment and technological solutions, which guarantees the possibility of its successful implementation and eliminates the need for more detailed explanations.
Пример реализации предлагаемого способа.An example implementation of the proposed method.
Близкий к предлагаемому способ в варианте со струйным насосом реализован при проведении исследований скв. Х на месторождении N в Западной Сибири в условиях автономии и арктического климата.Close to the proposed method in the embodiment with a jet pump was implemented during the study of wells. X at the N deposit in Western Siberia under autonomy and the Arctic climate.
Продуктивный пласт расположен на глубине более 2600 м. В разрезе пород присутствует зона вечной мерзлоты, достигающая в толщину 900 м. В процессе проведения исследования температура воздуха на поверхности достигала -35°С и менее.The reservoir is located at a depth of more than 2600 m. In the section of rocks there is a permafrost zone reaching a thickness of 900 m. During the study, the air temperature on the surface reached -35 ° C or less.
Продуктивный интервал, на который проводились исследования, характеризуется низкой приемистостью как по нефти, так и по воде - на отдельных циклах не более 10-15 м3/сут. Минимальная производительность имевшегося подающего агрегата составляет более 150 м3/сут. Таким образом, прямая подача агента нагнетания от агрегата в скважину приводила к быстрой остановке закачки из-за резкого роста буферного давления до максимально допустимых значений. Закачка в непрерывном режиме была невозможна, а в режиме повторяющихся кратковременных периодов закачка-остановка низкоинформативна из-за сложности оценки реальной приемистости продуктивного интервала.The productive interval for which the studies were carried out is characterized by low injectivity both in oil and in water - in separate cycles no more than 10-15 m 3 / day. The minimum capacity of the existing feed unit is more than 150 m 3 / day. Thus, direct injection of the injection agent from the unit into the well led to a quick stop of the injection due to a sharp increase in the buffer pressure to the maximum allowable values. Downloading in continuous mode was not possible, and in the mode of repeated short periods the download-stop is low informative because of the difficulty in assessing the real injectivity of the productive interval.
Реализованный способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования позволил выполнить всю намеченную программу исследований. В том числе выполнены несколько циклов закачки из емкости водных солевых растворов в качестве агентов нагнетания. В роли агента продавки использована дегазированная нефть из другой емкости для предотвращения промерзания ствола скважины в период остановки после закачки. При этом обеспечивалась продавка агента в пласт в непрерывном режиме за счет регулирования штуцера на отводной линии.The implemented method of arranging the downhole and wellhead equipment allowed us to carry out the entire planned research program. In particular, several injection cycles were performed from the tank of aqueous salt solutions as injection agents. Degassed oil from another tank was used as a sales agent to prevent freezing of the wellbore during the shutdown period after injection. At the same time, the agent was pushed into the reservoir in a continuous mode due to the regulation of the nozzle on the branch line.
Отработка скважины выполнялась с применением струйного насоса. В роли рабочего агента использована дегазированная нефть. В процессе всех циклов исследования осуществлялись периодические спуски приборов и записи ГИС.Well testing was carried out using a jet pump. Degassed oil was used as a working agent. In the process of all research cycles, periodic descents of instruments and logging were performed.
Недостатками данной реализации, устраняемыми в предлагаемом способе, явились:The disadvantages of this implementation, eliminated in the proposed method, were:
- отсутствие средств измерения расхода на нагнетательной линии после отводной линии; вынужденно контроль объемов подачи в скважину измерялся по изменению уровня жидкости в емкости, т.е. с невысокой точностью;- lack of means of measuring the flow rate on the discharge line after the bypass line; forced control of the flow rate into the well was measured by a change in the liquid level in the tank, i.e. with low accuracy;
- недостаточная близость забойных датчиков к интервалу перфорации; на записанных динамиках забойного давления явно ощущается влияние переменного состава флюида в стволе скважины между уровнем установки датчиков и интервалом перфорации;- insufficient proximity of downhole sensors to the perforation interval; on the recorded bottomhole pressure dynamics, the influence of a variable fluid composition in the wellbore is clearly felt between the installation level of the sensors and the perforation interval;
- недостаточная точность измерения дебитов нефти и воды в притоке из пласта при отработке с использованием струйного насоса без забойного многофазного расходомера и/или компрессорного способа отработки.- lack of accuracy in measuring the flow rates of oil and water in the inflow from the reservoir during mining using a jet pump without a downhole multiphase flow meter and / or compressor mining method.
Таким образом, предлагаемый способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта, успешно решает задачу получения максимальной информативности исследования и интерпретации полученных данных в различных условиях, включая исследования в условиях автономии, при наличии толщи многолетнемерзлых пород, при низкой приемистости продуктивного интервалаThus, the proposed method for arranging downhole and wellhead equipment for conducting well research, which involves pumping an injection agent into the formation and producing fluids from the formation, successfully solves the problem of obtaining the most informative study and interpretation of the obtained data under various conditions, including studies in the conditions of autonomy, if any permafrost, at low injectivity of the productive interval
Предлагаемый способ в наибольшей мере востребован на подготавливаемых к вводу в разработку месторождениях Западной и Восточной Сибири, находящихся в условиях слабо развитой инфраструктуры и лимитированной добычи. Для таких объектов способ не только обеспечивает необходимую информативность, но и предполагает привлечение минимального количества часов работы бригады подземного ремонта скважины, что непосредственно сказывается на снижении затрат на проведение исследования.The proposed method is most in demand in fields of Western and Eastern Siberia that are being prepared for commissioning and are under conditions of poorly developed infrastructure and limited production. For such objects, the method not only provides the necessary informational content, but also involves the involvement of a minimum number of hours of work of the underground well repair team, which directly affects the reduction of research costs.
Claims (4)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013125084/03A RU2531414C1 (en) | 2013-05-30 | 2013-05-30 | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013125084/03A RU2531414C1 (en) | 2013-05-30 | 2013-05-30 | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2531414C1 true RU2531414C1 (en) | 2014-10-20 |
Family
ID=53381984
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013125084/03A RU2531414C1 (en) | 2013-05-30 | 2013-05-30 | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2531414C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578143C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method for selective analysis of separate formations of coal-methanol wells |
| RU2611780C1 (en) * | 2016-01-14 | 2017-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of selective hydrodynamic researches in wells at multi-zone methan coal deposits |
| RU2622412C1 (en) * | 2016-07-04 | 2017-06-15 | Петр Игоревич Сливка | Depleted well operation plant |
| RU173107U1 (en) * | 2017-03-06 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | GAS-LIFT GAS CONTROL AND SUPPLY DEVICE FOR WELL OPERATION USING PERMANENT AND PERIODIC GAS LIFT |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| RU2680158C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-18 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of formation geomechanical impact |
| CN110374639A (en) * | 2019-08-02 | 2019-10-25 | 中煤第三建设（集团）有限责任公司 | Cereal injection device and cereal method for implanting |
| CN111535795A (en) * | 2020-03-23 | 2020-08-14 | 深圳市百勤石油技术有限公司 | Simulation detection system for underwater natural gas hydrate wellhead device |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3417827A (en) * | 1967-01-09 | 1968-12-24 | Gulf Research Development Co | Well completion tool |
| RU2202039C2 (en) * | 2001-07-06 | 2003-04-10 | Дроздов Александр Николаевич | Process of completion, examination of operation of wells |
| RU2340769C1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
| RU2365738C1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-08-27 | Закрытое акционерное общество Финансовая компания "Центр-Космос- Нефть-Газ" | Oil and gas well |
| US20110272148A1 (en) * | 2005-09-01 | 2011-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
-
2013
- 2013-05-30 RU RU2013125084/03A patent/RU2531414C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3417827A (en) * | 1967-01-09 | 1968-12-24 | Gulf Research Development Co | Well completion tool |
| RU2202039C2 (en) * | 2001-07-06 | 2003-04-10 | Дроздов Александр Николаевич | Process of completion, examination of operation of wells |
| US20110272148A1 (en) * | 2005-09-01 | 2011-11-10 | Schlumberger Technology Corporation | Methods, systems and apparatus for coiled tubing testing |
| RU2340769C1 (en) * | 2007-03-02 | 2008-12-10 | Общество с ограниченной ответственностью "СибГеоПроект" | Method of development and exploration of wells and of intensifying of oil-gas influx of heavy high viscous oils and facility for implementation of this method |
| RU2365738C1 (en) * | 2008-05-20 | 2009-08-27 | Закрытое акционерное общество Финансовая компания "Центр-Космос- Нефть-Газ" | Oil and gas well |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| КУЗНЕЦОВ Г.С. и др., Геофизические методы контроля разработки нефтяных газовых месторождений, М.: Недра, 1991, с.77-79, рис.18 * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2578143C1 (en) * | 2015-03-11 | 2016-03-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method for selective analysis of separate formations of coal-methanol wells |
| RU2611780C1 (en) * | 2016-01-14 | 2017-03-01 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Method of selective hydrodynamic researches in wells at multi-zone methan coal deposits |
| RU2622412C1 (en) * | 2016-07-04 | 2017-06-15 | Петр Игоревич Сливка | Depleted well operation plant |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| RU173107U1 (en) * | 2017-03-06 | 2017-08-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | GAS-LIFT GAS CONTROL AND SUPPLY DEVICE FOR WELL OPERATION USING PERMANENT AND PERIODIC GAS LIFT |
| RU2680158C1 (en) * | 2018-04-05 | 2019-02-18 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of formation geomechanical impact |
| CN110374639A (en) * | 2019-08-02 | 2019-10-25 | 中煤第三建设（集团）有限责任公司 | Cereal injection device and cereal method for implanting |
| CN110374639B (en) * | 2019-08-02 | 2021-06-01 | 中煤第三建设（集团）有限责任公司 | Grain injection device and grain injection method |
| CN111535795A (en) * | 2020-03-23 | 2020-08-14 | 深圳市百勤石油技术有限公司 | Simulation detection system for underwater natural gas hydrate wellhead device |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2531414C1 (en) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation | |
| US9328574B2 (en) | Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations | |
| US10550665B1 (en) | Electronically controlled pressure relief valve system | |
| US7984770B2 (en) | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling | |
| US7805248B2 (en) | System and method for water breakthrough detection and intervention in a production well | |
| RU2577568C1 (en) | Method for interpreting well yield measurements during well treatment | |
| US10077642B2 (en) | Gas compression system for wellbore injection, and method for optimizing gas injection | |
| US10697278B2 (en) | Gas compression system for wellbore injection, and method for optimizing intermittent gas lift | |
| US20080262736A1 (en) | System and Method for Monitoring Physical Condition of Production Well Equipment and Controlling Well Production | |
| US20120227961A1 (en) | Method for automatic pressure control during drilling including correction for drill string movement | |
| US10982516B2 (en) | Systems and methods for operating downhole inflow control valves to provide sufficient pump intake pressure | |
| US11215048B2 (en) | System and method for monitoring and controlling fluid flow | |
| RU2011140616A (en) | METHOD FOR RECOVERING THE OPERATIONAL CONDITION OF OIL AND GAS PRODUCING WELL WITH A HORIZONTAL AND / OR SUBORGORIZONTAL END IN THE OPERATION PROCESS AND A TECHNOLOGICAL COMPLEX FOR IMPLEMENTATION | |
| US20090095467A1 (en) | Bypass gas lift system and method for producing a well | |
| RU2636842C1 (en) | Method and arrangement for controlled injection of liquid through formations | |
| WO2019177918A1 (en) | In-situ reservoir depletion management based on surface characteristics of production | |
| RU89604U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF MULTI-PLASTIC WELLS | |
| RU2598256C1 (en) | Method for hydrodynamic tests of exploitation well formation (versions) | |
| CA3065051C (en) | System and method for selecting fluid systems for hydraulic fracturing | |
| RU2540701C2 (en) | Productive strata opening method at drawdown | |
| RU2269000C2 (en) | Method for permeable well zones determination | |
| RU2425961C1 (en) | Well operation method | |
| Laing | Gas-lift design and production optimization offshore Trinidad | |
| RU2813414C1 (en) | Method for killing horizontal gas wells | |
| US11359487B2 (en) | Selection of fluid systems based on well friction characteristics |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170531 |