RU2190086C1 - Method of running drowned oil wells - Google Patents
Method of running drowned oil wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2190086C1 RU2190086C1 RU2001109365/03A RU2001109365A RU2190086C1 RU 2190086 C1 RU2190086 C1 RU 2190086C1 RU 2001109365/03 A RU2001109365/03 A RU 2001109365/03A RU 2001109365 A RU2001109365 A RU 2001109365A RU 2190086 C1 RU2190086 C1 RU 2190086C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- oil
- level
- drowned
- bore
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Bulkheads Adapted To Foundation Construction (AREA)
Abstract
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
Pзаб.1 = (Hскв-Hдин.1)•ρн•g,
где Ндин. - динамический уровень жидкости в скважине, м;
Нскв - глубина основного ствола скважины, м;
ρн - плотность нефти, кг/м3;
g - ускорение свободного падения, м2/с;
Рзаб.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 = кпрод•(Рпл. - Рзаб.1),
где Кпрод - коэффициент продуктивности;
Кпрод ≈ 0,2 м3/сут.атм;
Рпл - 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
Рзаб.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 (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001109365/03A RU2190086C1 (en) | 2001-04-06 | 2001-04-06 | Method of running drowned oil wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2001109365/03A RU2190086C1 (en) | 2001-04-06 | 2001-04-06 | Method of running drowned oil wells |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2190086C1 true RU2190086C1 (en) | 2002-09-27 |
Family
ID=20248146
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2001109365/03A RU2190086C1 (en) | 2001-04-06 | 2001-04-06 | Method of running drowned oil wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2190086C1 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515643C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method of water-producing oil well operation |
RU2565616C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of easily breakable cement plug in horizontal well |
RU2565618C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of easily breakable cement plug in horizontal well |
RU2627797C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Method of pumping oil production with high gas factor |
-
2001
- 2001-04-06 RU RU2001109365/03A patent/RU2190086C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2515643C1 (en) * | 2013-02-04 | 2014-05-20 | ООО "РН-УфаНИПИнефть" | Method of water-producing oil well operation |
RU2565616C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of easily breakable cement plug in horizontal well |
RU2565618C1 (en) * | 2014-10-13 | 2015-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Installation method of easily breakable cement plug in horizontal well |
RU2627797C1 (en) * | 2016-07-21 | 2017-08-11 | ООО НПП "ВМ система" | Method of pumping oil production with high gas factor |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5301760A (en) | Completing horizontal drain holes from a vertical well | |
US6634430B2 (en) | Method for installation of evacuated tubular conduits | |
US7234546B2 (en) | Drilling and cementing casing system | |
US6719071B1 (en) | Apparatus and methods for drilling | |
US4224989A (en) | Method of dynamically killing a well blowout | |
US7975771B2 (en) | Method for running casing while drilling system | |
CN103867119B (en) | Coal reservoir well completion transformation method | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
CA2511249A1 (en) | Method for drilling a lateral wellbore with secondary fluid injection | |
US9840900B2 (en) | Process for inhibiting flow of fracturing fluid in an offset wellbore | |
RU2004139038A (en) | METHOD FOR BUILDING AND FINISHING EXPRESSIVE WELLS | |
US4195690A (en) | Method for placing ball sealers onto casing perforations | |
WO2004065917B1 (en) | Multi-lateral well with downhole gravity separation | |
RU2190086C1 (en) | Method of running drowned oil wells | |
RU2684557C1 (en) | Well horizontal shaft drainage zone expansion method by the distant sections acid treatment with the side channels development | |
RU2170340C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
RU2542070C1 (en) | Double-hole well operation method | |
US11530595B2 (en) | Systems and methods for horizontal well completions | |
RU2539060C1 (en) | Recovery of self-squeezing gas well with abnormally low seam pressure | |
RU2295628C1 (en) | Well construction method | |
RU2724715C1 (en) | Operating method of water-flooded oil formation | |
RU2772069C1 (en) | Method for water isolation in the bottom-hole zone of the production well | |
RU2793351C1 (en) | Completion method for a production well that has opened a transitional zone of a gas deposit | |
RU2263771C1 (en) | Oil reservoir area development | |
RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20060407 |