RU2181830C1 - Method of well swabbing - Google Patents
Method of well swabbing Download PDFInfo
- Publication number
- RU2181830C1 RU2181830C1 RU2000121646A RU2000121646A RU2181830C1 RU 2181830 C1 RU2181830 C1 RU 2181830C1 RU 2000121646 A RU2000121646 A RU 2000121646A RU 2000121646 A RU2000121646 A RU 2000121646A RU 2181830 C1 RU2181830 C1 RU 2181830C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- swabs
- tubing
- well
- swab
- fluid
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области нефтяной и нефтегазовой промышленности и может быть использовано при освоении и в процессе эксплуатации скважин. The invention relates to the field of oil and gas industry and can be used in the development and in the process of operating wells.
Известен способ вызова притока нефти снижением уровня жидкости в скважине компрессированием. По этому способу понижение уровня жидкости в скважине достигается вытеснением ее в колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) газом высокого давления, подаваемым в межтрубное пространство. A known method of inducing oil flow by lowering the liquid level in the well by compression. According to this method, lowering the liquid level in the well is achieved by displacing it into the tubing string with high pressure gas supplied to the annulus.
Недостатки способа: высокие трудовые и энергетические затраты на реализацию; вытеснение жидкости сжатым газом приводит к перемешиванию жидкости глушения с продукцией пласта, что вызывает необходимость ее регенерации или полной замены. Кроме того, способ компрессирования воздухом отнесен к запретным по условиям безопасности и экологического воздействия [см. Правила безопасности в нефтедобывающей промышленности. - М.: Недра, 1993]. The disadvantages of the method: high labor and energy costs for implementation; the displacement of liquid by compressed gas leads to mixing of the kill fluid with the formation products, which necessitates its regeneration or complete replacement. In addition, the air compression method is classified as forbidden in terms of safety and environmental impact [see Safety regulations in the oil industry. - M .: Nedra, 1993].
Известен также способ свабирования скважины, при котором депрессию на пласт и, соответственно, дренирование скважины создают в результате подъема столба жидкости в колонну НКТ при помощи перемещаемого в ней сваба. Технологически способ представляет собой процесс периодического спуска поршневого элемента (сваба) в колонне НКТ под динамический уровень жидкости глушения и последующего его подъема до устья скважины [см. Е.П.Солдатов, И.И.Клещенко, В.Н.Дудкин. Свабирование - ресурсосберегающая технология. НТЖ "Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море". 6-7. 1997. с. 27-29]. Свабирование скважины этим способом осуществляется без пакера или с пакером. There is also known a method of swabbing a well, in which a depression on the formation and, accordingly, drainage of the well is created as a result of lifting a column of fluid into the tubing string using a swab moved therein. Technologically, the method is a process of periodic descent of the piston element (swab) in the tubing string under the dynamic level of the killing fluid and its subsequent rise to the wellhead [see E.P. Soldatov, I.I. Kleschenko, V.N. Dudkin. Swabbing is a resource-saving technology. NTZH "Construction of oil and gas wells on land and at sea." 6-7. 1997.S. 27-29]. Swabbing a well in this way is carried out without a packer or with a packer.
Недостатки свабирования скважины без пакера заключаются в очень малой депрессии на пласт (0,6-0,8 МПа) и необходимости производства значительного числа (8-12) циклов свабирования, что по времени соизмеримо с продолжительностью освоения скважины способом компрессирования. The disadvantages of swabbing a well without a packer are the very small depression on the formation (0.6-0.8 MPa) and the need to produce a significant number of (8-12) swab cycles, which is comparable in time to the duration of well development using the compression method.
При свабировании скважины с пакером, напротив, создаются высокие (7-8 МПа), очень резкие депрессии на пласт, что негативно сказывается на состоянии призабойной зоны скважины при вызове притока из слабоцементированных палгекторов, нефтеводонасыщенных пластов и т.д. Во всех случаях результативность свабирования повышается с увеличением частоты и стабильности операций спуска-подъема сваба. When swabbing a well with a packer, on the contrary, high (7-8 MPa), very sharp depressions on the formation are created, which negatively affects the state of the bottomhole zone of the well when the inflow from weakly cemented reservoirs, oil-saturated formations, etc. In all cases, the swab performance increases with increasing frequency and stability of the swab descent.
В настоящем изобретении поставлена задача создания способа свабирования скважины, обеспечивающего повышение интенсивности операций спуска-подъема сваба и осуществление режима свабирования, в наибольшей степени отвечающего условиям создания плавной, регулируемой депрессии на продуктивный пласт. In the present invention, the task is to create a method of swabbing a well, providing an increase in the intensity of the operations of lowering and raising the swab and the implementation of the swab mode, which best meets the conditions for creating a smooth, regulated depression on the reservoir.
Поставленная задача достигается тем, что предложен способ свабирования скважины, заключающийся в понижении давления жидкости глушения на продуктивный пласт путем периодического отбора жидкости из эксплуатационной колонны скважины и подъема ее на поверхность по крайней мере двумя свабами, перемещение каждого из которых в колоннах насосно-компрессорных труб, размещенных параллельно в эксплуатационной колонне, производят синхронно или асинхронно, в одном или в оппозитных направлениях. The problem is achieved by the fact that the proposed method of swabbing the well, which consists in lowering the pressure of the killing fluid on the reservoir by periodically taking fluid from the production casing of the well and raising it to the surface with at least two swabs, each of which is moved in the tubing string, placed parallel in the production casing, produce synchronously or asynchronously, in one or in opposite directions.
А также тем, что:
- в скважине разделенной пакерным узлом, установленным ниже статического уровня жидкости, отбор жидкости из эксплуатационной колонны осуществляют, по крайней мере, одним из свабов, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб в подпакерной области, с подачей жидкости в надпакерную область, а отбор жидкости из надпакерной области и подачей ее на поверхность осуществляют другим свабом, перемещаемым в колонне насосно-компрессорных труб, размещенных в надпакерной области;
- отбор жидкости из надпакерной области и подачей ее на поверхность осуществляют непрерывно (насосом, эрлифтом и т.п.).And also the fact that:
- in a well separated by a packer unit installed below the static fluid level, the fluid is taken from the production string by at least one of the swabs moved in the tubing string in the sub-packer region, with fluid supply to the super-packer region, and fluid withdrawal from the overpacker region and feeding it to the surface is carried out by another swab moving in the tubing string located in the overpacker region;
- the selection of fluid from the overpacker region and its supply to the surface is carried out continuously (by pump, airlift, etc.).
В дальнейшем изобретение поясняется описанием его сущности, изложением его преимуществ и сопровождающими чертежами, на которых показаны:
на фиг. 1 - схема свабирования скважины двумя свабами, перемещаемыми в оппозитных направлениях;
на фиг. 2 - схема свабирования скважины двумя свабами, перемещаемыми в оппозитных направлениях, с установкой пакерного узла;
на фиг.3 - схема свабирования скважины с асинхронным перемещением свабов в одном направлении;
на фиг.4 - схема свабирования скважины с синхронным перемещением свабов в одном направлении;
на фиг.5 - схема двухступенчатого свабирования скважины.The invention is further illustrated by a description of its essence, a statement of its advantages and the accompanying drawings, which show:
in FIG. 1 is a diagram of the swabbing of a well by two swabs moved in opposite directions;
in FIG. 2 is a diagram of a well swabbing by two swabs moving in opposite directions, with the installation of a packer unit;
figure 3 - scheme of swabbing wells with asynchronous movement of swabs in one direction;
figure 4 - scheme of swabbing wells with simultaneous movement of swabs in one direction;
5 is a diagram of a two-stage swabbing of a well.
Сущность изобретения заключается в следующем. В жидкой среде на забое скважины создают не единичные импульсы депрессии с большим интервалом времени между ними, как это имеет место при подъеме сваба в одной колонне НКТ, а по крайней мере парные импульсы депрессии на пласт с регулируемым интервалом их создания: от нуля (при одновременном подъеме свабов в двух колоннах НКТ) до половины периода цикла свабирования (при перемещении свабов в двух колоннах НКТ в оппозитных направлениях). В результате обеспечивается возможность регулирования депрессии на пласт и повышения стабильности вызываемого из продуктивного пласта потока флюидов, а следовательно, интенсификация процесса очистки фильтрационной зоны пласта от механических частиц. The invention consists in the following. In a liquid medium, at the bottom of the well, not single depression pulses with a long time interval between them are created, as is the case when swab is lifted in one tubing string, but at least paired depression pulses to the formation with an adjustable interval of their creation: from zero (while lifting swabs in two tubing strings) to half the period of the swab cycle (when moving swabs in two tubing strings in opposite directions). As a result, it is possible to regulate the depression on the formation and increase the stability of the fluid flow caused from the productive formation, and therefore, intensify the process of cleaning the formation filtration zone from mechanical particles.
Реализация предлагаемого способа связана с соответствующим оснащением скважины, отличающимся от оснащения скважины одной колонной НКТ и одним свабом. The implementation of the proposed method is associated with appropriate equipment of the well, different from equipping the well with one tubing string and one swab.
При свабировании скважины двумя свабами без установки пакера имеет место следующая схема оснащения (см. фиг.1, 3 и 4). На эксплуатационную колонну 1 посажена фонтанная арматура 2 и лубрикатор 3, обеспечивающие возможность приема жидкости из двух колонн насосно-компрессорных труб 4 и 5 и пропуска тяговых элементов 6 и 7, к которым подсоединены свабы 8 и 9 с грузами-утяжелителями или приборами 10 и 11. Колонны НКТ имеют, кроме того, приемные клапаны и ограничительные муфты (не показаны). В качестве тягового элемента используют каротажный кабель, трос или стальную ленту, а соответственно, в качестве приводного органа - каротажный подъемник, лебедку трактора-подъемника, передвижные агрегаты с лебедками на базе автомобиля. When swabbing a well with two swabs without installing a packer, the following equipment scheme takes place (see Figs. 1, 3 and 4). Fountain fittings 2 and a lubricator 3 are planted on production casing 1, which provide the possibility of receiving fluid from two columns of
При свабировании скважины по схеме фиг.2 в скважинную компоновку подземного оборудования входит пакерный узел 12, а в некоторых случаях - съемный обратный клапан 13. When swabbing the well according to the scheme of figure 2, the
При ступенчатом свабировании скважины (см. фиг.3) устанавливают пакер 14 совместно с колонной НКТ, опущенной в эксплуатационную колонну до заданной глубины под динамический уровень. В случае спуска НКТ 5 с поверхности в ней делают сливное устройство 15. When stepped swab well (see figure 3) install the
Способ реализуется следующим образом. The method is implemented as follows.
При свабировании скважины двумя свабами с перемещением их в оппозитных направлениях при подъеме сваба 8 в колонне НКТ 4 (см. фиг.1) производится отбор жидкости из скважины, что вызывает приток флюидов из пласта. При подходе к устью скважины сваба 8 жидкость глушения вытесняется в выкидную линию системы сбора, соединенную с колонной НКТ 4. Одновременно с подъемом сваба 8 сваб 9 в колонне НКТ 5 опускают от устья скважины до крайнего нижнего положения, после чего цикл свабирования свабом 9 в колонне НКТ 5 осуществляют аналогично свабированию свабом 8 в колонне НКТ 4. Синхронность подъема и спуска свабов 8 и 9 обеспечивается эквивалентностью их масс, включая грузы 10, 11, и параметрами перемещения тяговых элементов 6 и 7. Разнонаправленность их движения достигается применением двух однотипных подъемников, одного агрегата с двумя лебедками или более мощной установки с противоположной навивкой тяговых элементов на барабан. When swabbing the well with two swabs with moving them in opposite directions when lifting
Вариант свабирования скважины двумя свабами 8 и 9 в случае установки пакерного узла (см. фиг.2) не отличается от изложенной технологии свабирования без его установки. Особенность заключается в том, что установленный в эксплуатационной колонне 1 пакерный узел 12 изолирует полости колонн НКТ 4 и 5 от затрубного пространства и при подъеме сваба 8 или 9 происходит отбор жидкости только из соответствующих колонн НКТ из подпакерной области скважины. В результате сокращается число циклов подъема свабов, необходимое для вытеснения жидкости из колонн НКТ до заданного уровня. The option of swabbing the well with two
Свабирование скважины с однонаправленным перемещением свабов в обеих колоннах НКТ, но с опережающим подъемом одного из них (см. фиг.3), создает большую динамичность воздействия на пласт. При работе по этому варианту оба сваба опускают к забою скважины до одного уровня. Затем начинают подъем одного из свабов, например 8 (см. фиг.3). При перемещении его на некоторую высоту (ориентировочно 10-20 м при скорости подъема сваба 1-3 м/сек) осуществляют подъем сваба 9. После вытеснения жидкости, поднятой свабами 8 и 9, в систему сбора, цикл работ повторяют в том же порядке или же с первоочередным перемещением сваба 9. Тяговые элементы приводят в движение независимыми приводами или же одним приводом с соответствующей корректировкой режима подъема. Swabbing of the well with unidirectional movement of swabs in both tubing strings, but with an outstripping of one of them (see Fig. 3), creates a greater dynamic impact on the formation. When working on this option, both swabs are lowered to the bottom of the well to the same level. Then begin the rise of one of the swabs, for example 8 (see figure 3). When moving it to a certain height (approximately 10-20 m at a swab lift speed of 1-3 m / s),
Большая эффективность "раскачки" жидкости в призабойной зоне достигается при согласовании временного интервала между "стартами" свабов с частотой собственных колебаний поднимаемой жидкости. При необходимости наиболее высокий уровень депрессии на пласт как при свабировании скважины без пакера, так и с установкой пакера, может быть достигнут при однонаправленном синхронном подъеме свабов 8 и 9 по крайней мере в двух колоннах НКТ (см. фиг.4). Очевидно, что операции подъема и спуска одновременно двух свабов не вызывают трудностей и проводятся одной подъемной установкой. The greater efficiency of the "buildup" of fluid in the bottom-hole zone is achieved by coordinating the time interval between the "starts" of the swabs with the frequency of the natural oscillations of the raised fluid. If necessary, the highest level of depression on the formation, both when swabbing a well without a packer and when installing a packer, can be achieved with unidirectional synchronous lifting of
Схема, приведенная на фиг.5, обеспечивает возможность свабирования глубокой скважины без увеличения продолжительности цикла подъема и спуска свабов. Зазор между НКТ и эксплуатационной колонной 1 по высоте разобщают пакером 14. Один из свабов, например 9, в колонне НКТ погружают под динамический уровень жидкости глушения, осуществляют подъем жидкости в надпакерную область с подачей ее через торец НКТ или сливное устройство 15. Из надпакерной области жидкость свабом 8 по колонне НКТ 4 или другим способом (насосом, эрлифтом и т.п.) поднимают на поверхность. The scheme shown in figure 5, provides the ability to swab a deep well without increasing the duration of the cycle of lifting and lowering the swabs. The gap between the tubing and production casing 1 is separated by the height of the
Способ свабирования скважины двумя свабами, каждый из которых перемещают в своей колонне НКТ, обладает рядом преимуществ по сравнению со свабированием одиночным свабом, а именно:
- сокращается время вызова притока жидкости и освоения скважины;
- кратно повышается интенсивность выполнения операций спуска-подъема и, соответственно, производительность отбора жидкости глушения;
- расширяются возможности выбора более эффективного режима отбора жидкости глушения и регулирования величины и продолжительности действия депрессии на пласт;
- снижаются энергозатраты на операции подъема свабов, поскольку используется принцип уравновешивания балластных нагрузок на привод;
- при прочих равных условиях могут быть снижены мощность привода и прочностные характеристики тяговых элементов.The method of swabbing a well with two swabs, each of which is moved in its own tubing string, has several advantages compared to swabbing a single swab, namely:
- reduced time to call fluid flow and well development;
- the intensity of the descent-ascent operations and, accordingly, the productivity of the selection of the kill fluid are increased significantly
- expanding the possibility of choosing a more effective mode of selection of fluid killing and control the magnitude and duration of the depression on the reservoir;
- reduced energy costs for lifting swabs, since the principle of balancing ballast loads on the drive is used;
- ceteris paribus, drive power and strength characteristics of traction elements can be reduced.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000121646A RU2181830C1 (en) | 2000-08-18 | 2000-08-18 | Method of well swabbing |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2000121646A RU2181830C1 (en) | 2000-08-18 | 2000-08-18 | Method of well swabbing |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2181830C1 true RU2181830C1 (en) | 2002-04-27 |
Family
ID=20239173
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2000121646A RU2181830C1 (en) | 2000-08-18 | 2000-08-18 | Method of well swabbing |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2181830C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2462588C2 (en) * | 2010-09-17 | 2012-09-27 | Любовь Юрьевна Зубова | Method of formation hydraulic compression |
RU2480580C1 (en) * | 2012-06-04 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well development |
RU2490446C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-08-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method for generation of draw-down pressure in order to conduct borehole investigations |
-
2000
- 2000-08-18 RU RU2000121646A patent/RU2181830C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
СОЛДАТОВ Е.П. и др. Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - НТЖ, № 6-7, 1997, с.27-29. * |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2462588C2 (en) * | 2010-09-17 | 2012-09-27 | Любовь Юрьевна Зубова | Method of formation hydraulic compression |
RU2490446C1 (en) * | 2011-12-12 | 2013-08-20 | Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" | Method for generation of draw-down pressure in order to conduct borehole investigations |
RU2480580C1 (en) * | 2012-06-04 | 2013-04-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method of well development |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5497832A (en) | Dual action pumping system | |
US8985221B2 (en) | System and method for production of reservoir fluids | |
US5176216A (en) | Bypass seating nipple | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
WO2002068794A8 (en) | Downhole pump | |
RU2334867C1 (en) | Method of simultaneous-separate operation of several payout beds and installation of well for implementation of this method | |
US6142224A (en) | Triple action pumping system with plunger valves | |
RU2322578C2 (en) | Method for dynamic bottomhole zone treatment in high-temperature low-permeable reservoirs | |
US6131660A (en) | Dual injection and lifting system using rod pump and an electric submersible pump (ESP) | |
US2918126A (en) | Sonic method of injecting and circulating chemicals in oil well formation | |
RU2181830C1 (en) | Method of well swabbing | |
RU2620099C1 (en) | Method of increasing productivity of development wells and injection capacity of injection wells | |
US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
US6164376A (en) | Triple action pumping system and method | |
RU63864U1 (en) | INSTALLING A Borehole PUMPBAR PUMP WITH A DOUBLE ACTION PUMP | |
US6116341A (en) | Water injection pressurizer | |
RU2225938C1 (en) | Methods for exploiting oil extracting wells | |
RU2483200C1 (en) | Method of hydrodynamic action on bottom-hole formation zone | |
RU2465442C1 (en) | Method of lifting water from wells | |
RU2139405C1 (en) | Device for treating deposit by waves | |
RU2267607C2 (en) | Device to repeatedly create differential pressure drawdown in bottomhole formation zone | |
RU2599122C1 (en) | Device for cleaning filter zone of productive formation | |
RU2233977C2 (en) | Device for treating beds in wells according to implosion method | |
RU2153063C1 (en) | Method of increasing productivity of wells equipped by sucker-rod pumps | |
RU2101470C1 (en) | Device for cleaning, development and investigation of well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20100819 |