RU2190086C1

RU2190086C1 - Method of running drowned oil wells

Info

Publication number: RU2190086C1
Application number: RU2001109365/03A
Authority: RU
Inventors: К.Р. Уразаков; М.Д. Валеев; зов Р.М. Гил; Р.М. Гилязов; Г.С. Рамазанов; С.М. Алушкина
Priority date: 2001-04-06
Filing date: 2001-04-06
Publication date: 2002-09-27

Abstract

FIELD: oil and gas production, extraction of oil from drowned wells. SUBSTANCE: method includes preliminary determination of level of fluid in well, drilling of side well bore from main bore and installation of downhole pumping equipment on bottom with subsequent extraction of oil. Temporary cement bridge is positioned according to invention in main bore beneath point of side-tracking. Side bore is drilled beneath dynamic level of fluid in well. On completion of it cement bridge is destroyed and drowned bottom hole of main bore of well is cemented at level of productive pool with placement of downhole pumping equipment on it. EFFECT: raised oil withdrawal from side bore of drowned well. 2 dwg

Description

Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из обводненных скважин. The present invention relates to the oil and gas industry, in particular to methods for oil production from waterlogged wells.

Известен способ эксплуатации нефтяной скважины, включающий спуск в скважину, оборудованную эксплуатационной колонной с участком перфорации напротив нефтяного пласта, на лифтовой колонне глубинного насоса с хвостовиком, на нижнем конце которого установлен обратный клапан, погружение насоса под динамический уровень и откачку нефти, при котором нижний конец хвостовика устанавливают не выше нижних отверстий участка перфорации (пат. РФ 2060363, Е 21 В 43/00, 1996 г.). A known method of operating an oil well, including a descent into a well equipped with a production casing with a perforation section opposite the oil reservoir, on an elevator string of a deep pump with a liner, at the lower end of which there is a check valve, immerses the pump under a dynamic level and pumping oil at which the lower end the shank is set no higher than the lower holes of the perforation site (US Pat. RF 2060363, E 21 B 43/00, 1996).

Недостатком данного способа является то, что при обводненности 70% и выше использование хвостовика эффекта не дает, т.е. при высокой обводненности предложенный способ неработоспособен. The disadvantage of this method is that when the water content is 70% or higher, the use of a shank does not give an effect, i.e. with high water cut, the proposed method is inoperative.

Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ добычи нефти, включающий бурение с поверхности земли наклонно-направленной скважины с горизонтальным стволом, спуск глубинного насоса и отбор из скважины нефти, причем из наклонной части ствола бурят дополнительный ствол, при этом точку засечки дополнительного ствола располагают ниже статического уровня жидкости в скважине, а глубинный насос размещают на забое дополнительного ствола (пат. РФ 2046930, Е 21 В 43/00, 1995 г.). Closest to the proposed invention by technical essence is a method of oil production, including drilling from the surface of the earth of a directional well with a horizontal wellbore, lowering a downhole pump and taking oil from a well, moreover, an additional wellbore is drilled from the inclined part of the wellbore, while the additional well cut point placed below the static liquid level in the well, and the deep pump is placed on the bottom of the additional barrel (US Pat. RF 2046930, E 21 B 43/00, 1995).

Недостатком данного способа является размещение глубинно-насосного оборудования в боковом стволе, что накладывает ограничения на величину зенитного угла бокового ствола, увеличивает коэффициент трения между насосно-компрессорными трубами и колонной штанг. The disadvantage of this method is the placement of downhole pumping equipment in the side trunk, which imposes restrictions on the magnitude of the zenith angle of the side trunk, increases the coefficient of friction between the tubing and the rod string.

Задачей предлагаемого изобретения является увеличение отбора нефти из бокового ствола обводненной скважины. The task of the invention is to increase the selection of oil from the sidetrack of a flooded well.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающем предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, согласно изобретению в основном стволе скважины ниже точки зарезки бокового ствола устанавливают временный цементный мост, бурят боковой ствол ниже динамического уровня жидкости в скважине, после чего разрушают цементный мост и цементируют на уровне продуктивного пласта обводненный забой основного ствола скважины с последующим размещением на нем глубинно-насосного оборудования. The problem is solved in that in the known method of operating a flooded oil well, including preliminary determination of the liquid level in the well, drilling a sidetrack from the main well and placing the downhole pumping equipment at the bottom with subsequent selection of oil, according to the invention, in the main wellbore below the point of sidetracking a temporary cement bridge is installed in the wellbore, a sidetrack is drilled below the dynamic fluid level in the well, after which the cement bridge is destroyed and cemented at a level e productive formation watered slaughtering main wellbore with subsequent placement thereon downhole pumping equipment.

Предлагаемое изобретение в сравнении с прототипом показало наличие новых действий (установка цементного моста, цементирование забоя), что свидетельствует о соответствии критерию изобретения "новизна". The invention in comparison with the prototype showed the presence of new actions (installation of a cement bridge, cementing the face), which indicates compliance with the criteria of the invention of "novelty."

Поиск по отличительным признакам показал отсутствие таковых в других изобретениях, что свидетельствует о соответствии критерию "изобретательский уровень". Search by distinguishing features showed the absence of such in other inventions, which indicates compliance with the criterion of "inventive step".

На фиг. 1 представлена схема подготовки скважины к эксплуатации, где:
1 - основной ствол скважины;
2 - боковой ствол скважины;
3 - цементный мост;
4 - продуктивный пласт.In FIG. 1 is a diagram of a well preparation for operation, where:
1 - the main wellbore;
2 - lateral wellbore;
3 - cement bridge;
4 - productive layer.

На фиг. 2 - способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины при динамическом уровне выше места зарезки бокового ствола с зацементированным забоем основного ствола, где
1 - основной ствол скважины,
2 - боковой ствол скважины;
4 - продуктивный пласт;
5 - глубинно-насосное оборудование;
6 - зацементированный забой.In FIG. 2 - a method of operating a flooded oil well at a dynamic level above the sidetracking site with a cemented bottom of the main wellbore, where
1 - the main wellbore,
2 - lateral wellbore;
4 - reservoir;
5 - downhole pumping equipment;
6 - cemented face.

Технология состоит в следующем. Сначала производится подбор обводненной скважины, определяется динамический уровень жидкости в основном стволе и точка зарезки бокового ствола под этим уровнем. Затем ниже точки засечки в основном стволе скважины устанавливается временный цементный мост, производится зарезка и бурение бокового ствола. После завершения строительства этот мост разрушается и забой основного ствола скважины заливается цементным раствором, поскольку скважина была полностью обводнена по основному стволу. Насосное оборудование спускается в основной ствол ниже места зарезки бокового ствола. The technology is as follows. First, a watered well is selected, the dynamic fluid level in the main wellbore and the sidetracking point below this level are determined. Then, a temporary cement bridge is installed below the cut-off point in the main wellbore, sidetracking and drilling are performed. After completion of construction, this bridge is destroyed and the bottom of the main wellbore is poured with cement mortar, since the well was completely flooded along the main wellbore. Pumping equipment descends into the main barrel below the sidetracking point.

Пример конкретного осуществления способа. An example of a specific implementation of the method.

В основном стволе скважины 1 глубиной 1200 м после полного обводнения определили динамический уровень, который составил 500 м, и точку зарезки бокового ствола 2, ниже которой установили временный цементный мост 3. Затем на глубине 700 м пробурили боковой ствол 2. Пластовое давление составило 70 атм. После бурения бокового ствола 2 разрушили цементный мост 3 и зацементировали забой основного ствола скважины 1. Затем спустили глубинно-насосное оборудование 5 на забой основного ствола скважины 1 на глубину 900 м и начали отбор нефти. A dynamic level of 500 m was determined in the main wellbore 1 of a depth of 1,200 m after full watering, and a sidetracking point 2, below which a temporary cement bridge 3 was installed. Then, a sidetrack 2 was drilled at a depth of 700 m. The reservoir pressure was 70 atm . After drilling the sidetrack 2, the cement bridge 3 was destroyed and the bottom of the main well 1 was cemented. Then the downhole pumping equipment 5 was lowered to the bottom of the main well 1 to a depth of 900 m and oil production began.

Для определения дебита нефти при динамическом уровне 500 м рассчитали забойное давление по формуле
P_заб.1 = (H_скв-H_дин.1)•ρ_н•g,
где Н_дин. - динамический уровень жидкости в скважине, м;
Н_скв - глубина основного ствола скважины, м;
ρ_н - плотность нефти, кг/м³;
g - ускорение свободного падения, м²/с;
Р_заб.1 = (1200-500)•800•9,8 = 54,9•10⁵ Па = 54,9 атм.To determine the oil flow rate at a dynamic level of 500 m, the bottomhole pressure was calculated by the formula
P _zab . ₁ = (H _well -H _{dyn. 1} ) • ρ _n • g,
where is N _din. - dynamic fluid level in the well, m;
N _SLE - the depth of the main wellbore, m;
ρ _n - oil density, kg / m ³ ;
g is the acceleration of gravity, m ² / s;
P _zab. 1 = (1200-500) • 800 • 9.8 = 54.9 • 10 ⁵ Pa = 54.9 atm.

Определили дебит нефти по формуле
Q₁ = к_прод•(Р_пл. - Р_заб.1),
где К_прод - коэффициент продуктивности;
К_прод ≈ 0,2 м³/сут.атм;
Р_пл - пластовое давление, атм;
Q₁ = 0,2•(70 - 54,9) = 3,02 м³/сут.The oil production rate was determined by the formula
Q ₁ = to _prod • (R _pl. - R _zab _. ₁ ),
where K _prod - productivity coefficient;
To _prod ≈ 0.2 m ^{3 /} day.atm;
P _PL - reservoir pressure, atm;
Q ₁ = 0.2 • (70 - 54.9) = 3.02 m ³ / day.

При динамическом уровне 700 м (в месте зарезки бокового ствола) забойное давление составило
Р_заб.2 = (1200-700)•800•9,8 = 39,2•10⁵ Па = 39,2 атм.At a dynamic level of 700 m (at the point of sidetracking), the bottomhole pressure was
P _zab . ₂ = (1200-700) • 800 • 9.8 = 39.2 • 10 ⁵ Pa = 39.2 atm.

Дебит нефти при этом
Q₂ = 0,2•(70 - 39,2) = 6,16 м³/сут.Oil production rate
Q ₂ = 0.2 • (70 - 39.2) = 6.16 m ³ / day.

Из данных расчетов видно, что зарезка бокового ствола ниже динамического уровня жидкости в скважине ведет к увеличению дебита. From these calculations, it is clear that sidetracking below the dynamic fluid level in the well leads to an increase in flow rate.

Таким образом, положительный эффект заключается в увеличении отбора нефти из обводненной скважины за счет улучшения условий работы глубинно-насосного оборудования, а также в сохранении дебита, обеспечиваемого притоком нефти на забой из бокового ствола. Thus, the positive effect is to increase oil withdrawal from a waterlogged well by improving the working conditions of the downhole pumping equipment, as well as maintaining the flow rate provided by the inflow of oil to the bottomhole from the sidetrack.

Claims

A method of operating a flooded oil well, including preliminary determination of the level of fluid in the well, drilling a sidetrack from the main well and placing downhole pumping equipment at the bottom with subsequent selection of oil, characterized in that a temporary cement bridge is installed in the main wellbore below the sideline cut-off point, they drill a lateral well below the dynamic fluid level in the well, after which they destroy the cement bridge and cement the flooded bottom of the main reservoir at the level of the reservoir about the wellbore with subsequent placement of the downhole pumping equipment on it.