RU2236560C2 - Method for oil extraction - Google Patents
Method for oil extraction Download PDFInfo
- Publication number
- RU2236560C2 RU2236560C2 RU2002107246/03A RU2002107246A RU2236560C2 RU 2236560 C2 RU2236560 C2 RU 2236560C2 RU 2002107246/03 A RU2002107246/03 A RU 2002107246/03A RU 2002107246 A RU2002107246 A RU 2002107246A RU 2236560 C2 RU2236560 C2 RU 2236560C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- packer
- well
- string
- production
- oil
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Предложение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в нефтедобывающих скважинах с нарушениями герметичности эксплуатационной колонны или для перевода скважины на нижележащий нефтяной пласт.The proposal relates to the oil industry and can be used in oil wells with violations of the tightness of the production string or to transfer the well to the underlying oil reservoir.
При эксплуатации нефтяных месторождений, особенно старых, не редки случаи появления негерметичности в эксплуатационной колонне в результате коррозии. После выработки запасов нефти или преждевременного обводнения эксплуатируемого нефтяного класса возникает необходимость перевода скважины на нижележащий пласт. В обоих случаях требуется проведение ремонтно-изоляционных работ.During the exploitation of oil fields, especially old ones, cases of leakage in the production string as a result of corrosion are not uncommon. After the development of oil reserves or the premature flooding of an operating oil class, it becomes necessary to transfer the well to the underlying formation. In both cases, repair and insulation work is required.
Существуют различные способы для восстановления разрушенной колонны и разобщения пластов, в т.ч. металлический пластырь и закупоривающий агенты.There are various methods for the restoration of a destroyed column and the separation of layers, including metal plaster and plugging agents.
Известен способ ремонта скважин путем спуска в скважину колонны насосно-компрессорных труб с пакером (SU 1514906 А1, Е 21 В 33/12, 15.10.1989.).A known method of repairing wells by lowering into the well a string of tubing with a packer (SU 1514906 A1, E 21 B 33/12, 10/15/1989.).
Использование такого метода оказывается малоэффективным и долговечным по причине высоких депрессий в эксплуатационной колонне.Using this method is ineffective and durable due to high depressions in the production casing.
Наиболее близким к предложенному является способ добычи нефти, включающий спуск в эксплуатационную колонну скважины колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с закрепленными в ее нижней части пакером и промывочным клапаном с таким расчетом, чтобы пакер был размещен выше работающего нефтяного пласта, а промывочный клапан - выше пакера, перевод пакера в рабочее состояние с перекрытием кольцевого пространства между колонной НКТ и эксплуатационной колонной для отделения работающего нефтяного пласта и запуск скважины в работу по добыче нефти (RU 2081303 С1, Е 21 В 43/00, 10.06.1997.).Closest to the proposed one is a method of oil production, including the descent into the production casing of a well of a string of tubing with a packer and a flush valve fixed in its lower part so that the packer is placed above the working oil reservoir, and the flush valve above the packer, putting the packer in working condition with overlapping annular space between the tubing string and the production string to separate the working oil reservoir and launching the well into oil production and (RU 2081303 C1, E 21 B 43/00, 06/10/1997.).
Однако известный способ добычи нефти не предусматривает возможности снижения поступления в скважину посторонней жидкости при разгерметизации эксплуатационной колонны.However, the known method of oil production does not provide for the possibility of reducing the flow of foreign fluid into the well during depressurization of the production string.
Техническим результатом изобретения является обеспечение возможности снижения поступления в скважину посторонней жидкости при одновременном продолжении добычи нефти без проведения длительных дорогостоящих ремонтных работ.The technical result of the invention is the ability to reduce the flow of foreign fluid into the well while continuing to produce oil without lengthy expensive repairs.
Технический результат достигается тем, что способ добычи нефти включает опускание в эксплуатационную колонну скважину колонны насосно-компрессорных труб с закрепленными в ее нижней части пакером и промывочным клапаном с таким расчетом, чтобы пакер был размещен выше работающего нефтяного пласта, а промывочный клапан - выше пакера, перевод пакера в рабочее состояние с перекрытием кольцевого пространства между колонной НКТ и эксплуатационной колонной для отделения работающего нефтяного пласта и запуск скважины в работу по добыче нефти, при этом в случае поступления в скважину посторонней воды осуществляют ремонтные работы, для чего определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны, спуск в эксплуатационную колонну скважины НКТ осуществляют таким образом, чтобы промывочный клапан был размещен выше зоны негерметичности, а пакер - ниже зоны негерметичности для отделения работающего нефтяного пласта от зоны поступления в скважину посторонней воды.The technical result is achieved by the fact that the method of oil production includes lowering into the production casing a well of tubing string with a packer and a flush valve fixed in its lower part so that the packer is placed above the working oil reservoir, and the flush valve is above the packer, putting the packer in working condition with overlapping the annular space between the tubing string and the production string to separate the working oil reservoir and putting the well into operation for oil production, In this case, if foreign water enters the well, repair work is carried out, for which the leakage interval of the production string is determined, the tubing is lowered into the production string so that the flush valve is placed above the leakage zone, and the packer is below the leakage zone to separate the working oil formation from the zone of entry into the well of extraneous water.
Кроме того, после перекрытия указанного кольцевого пространства пакером в него над пакером вводят герметизирующую жидкость для перекрытия интервала негерметичности эксплуатационной колонны.In addition, after the said annular space is closed by the packer, a sealing liquid is introduced into it above the packer to close the leakage interval of the production string.
На чертеже представлен пример реализации способа.The drawing shows an example implementation of the method.
Устройство для реализации способа состоит из колонны насосно-компрессорных труб 1, пакера 2, промывочного клапана 3 и герметизирующей жидкости 4. Пакер 2 размещают ниже зоны поступления посторонней воды, но выше работающего пласта 5. Промывочный клапан 3, размещаемый выше зоны поступления посторонней воды, служит для проведения технологических промывок и глушения скважины при ремонтных работах. Пакер 2 и промывочный клапан 3 крепятся к насосно-компрессорным трубам 1.A device for implementing the method consists of a tubing string 1, a packer 2, a flushing valve 3 and a sealing liquid 4. A packer 2 is placed below the foreign water supply zone, but above the working formation 5. The flushing valve 3, located above the foreign water supply zone, It is used for technological flushing and killing of wells during repair work. Packer 2 and flush valve 3 are attached to the tubing 1.
Способ добычи нефти осуществляют следующим образом.The method of oil production is as follows.
В эксплуатационную колонну 6 скважины спускают колонну НКТ 1 с закрепленными на ней пакером 2 и промывочным клапаном 3. Пакер 2 размещают выше работающего нефтяного пласта 5. Переводят пакер 2 в рабочее состояние, перекрывая кольцевое пространство между колонной НКТ 1 и эксплуатационной колонной 6. При появлении в скважине посторонней воды известными способами определяют интервал негерметичности эксплуатационной колонны 6. Для осуществления ремонтных работ в скважину спускают насосно-компрессорные трубы 1 таким образом, что пакер 2 размещают ниже зоны негерметичности, но выше работающего нефтяного пласта 5, а промывочный клапан 3 - выше зоны негерметичности. Пакер 2 переводится в рабочее состояние - расширяется и перекрывает кольцевое пространство между компрессорными трубами 1 и эксплуатационной колонной 6. При этом нефтяной пласт 5 отделен от зоны поступления в скважину посторонней жидкости. Выше пакера 2 кольцевое пространство между насосно-компрессорными трубами 1 и эксплуатационной колонной 6 можно дополнительно заполнить герметизирующей жидкостью 4, перекрывающей интервал негерметичности. В этом случае будет значительно снижено поступление в скважину посторонней жидкости. Скважина в зависимости от способа эксплуатации запускается в работу глубинным насосом или посредством свабирования.A tubing string 1 with a packer 2 and a flushing valve 3 mounted on it is lowered into the production casing 6 of the well. The packer 2 is placed above the working oil reservoir 5. The packer 2 is put into operation, blocking the annular space between the tubing string 1 and production casing 6. When in a foreign water well by known methods, determine the leakage interval of the production string 6. To carry out repair work, the tubing 1 is lowered into the well so that the packer 2 is placed t below the leakage zone, but above the working oil reservoir 5, and the flushing valve 3 is above the leakage zone. Packer 2 is put into operation - it expands and overlaps the annular space between the compressor pipes 1 and production casing 6. In this case, the oil reservoir 5 is separated from the zone of entry of foreign fluid into the well. Above the packer 2, the annular space between the tubing 1 and the production casing 6 can be additionally filled with sealing liquid 4, covering the leakage interval. In this case, the flow of foreign fluid into the well will be significantly reduced. The well, depending on the method of operation, is launched into operation by a submersible pump or by swabbing.
Claims (2)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002107246/03A RU2236560C2 (en) | 2002-03-22 | 2002-03-22 | Method for oil extraction |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002107246/03A RU2236560C2 (en) | 2002-03-22 | 2002-03-22 | Method for oil extraction |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002107246A RU2002107246A (en) | 2003-11-20 |
RU2236560C2 true RU2236560C2 (en) | 2004-09-20 |
Family
ID=33432738
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002107246/03A RU2236560C2 (en) | 2002-03-22 | 2002-03-22 | Method for oil extraction |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2236560C2 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2536524C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
RU212077U1 (en) * | 2022-02-04 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole rod pumping unit with a packer |
-
2002
- 2002-03-22 RU RU2002107246/03A patent/RU2236560C2/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2536524C1 (en) * | 2013-06-17 | 2014-12-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Well operation stimulation |
RU212077U1 (en) * | 2022-02-04 | 2022-07-05 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Downhole rod pumping unit with a packer |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5660234A (en) | Shallow flow wellhead system | |
NO343055B1 (en) | Well completion device and method for completing a well | |
US20060162927A1 (en) | Single trip horizontal gravel pack and stimulation system and method | |
CN105804680B (en) | A kind of oil gas field workover operation device with pressure and method | |
US20100116504A1 (en) | Casing annulus tester for diagnostics and testing of a wellbore | |
US20130319671A1 (en) | Method and Device for Plugging of a Subsea Well | |
NO329656B1 (en) | Coupling isolation device for use in multilateral well processing operation | |
RU2509873C1 (en) | Sealing method of production string | |
RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
CN111305795A (en) | Method for applying cannula bridge plug lower tube pump | |
RU2403376C1 (en) | Method of well abandonment with collapsed production string | |
RU52919U1 (en) | DEVICE FOR HYDRAULIC TURNING A GAS WELL | |
RU2382171C1 (en) | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method | |
RU2236560C2 (en) | Method for oil extraction | |
RU2533470C2 (en) | Procedure for recovery of tightness in flow strings | |
RU2548465C1 (en) | Horizontal well completion device | |
RU2631517C1 (en) | Method for mechanised pump operation of wells and device for its implementation | |
RU2438007C1 (en) | Procedure for completion of gas well (versions) | |
RU2171366C1 (en) | Device for installation and sealing of casing liner in well | |
RU2614998C1 (en) | Method of deep gas well equipment with tubing string composition | |
RU2484241C2 (en) | Gas well completion method | |
US10961809B2 (en) | Systems and methods for smart well bore clean out | |
RU2397313C1 (en) | Procedure for repair of annulus space of string borehole with two exposed formations | |
RU2324050C2 (en) | Method of hydrolic fracturing of formation of condensate borehole | |
SU933955A2 (en) | Device for stopping-off a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090323 |