RU2263770C1 - Downhole equipment - Google Patents
Downhole equipment Download PDFInfo
- Publication number
- RU2263770C1 RU2263770C1 RU2004135506/03A RU2004135506A RU2263770C1 RU 2263770 C1 RU2263770 C1 RU 2263770C1 RU 2004135506/03 A RU2004135506/03 A RU 2004135506/03A RU 2004135506 A RU2004135506 A RU 2004135506A RU 2263770 C1 RU2263770 C1 RU 2263770C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- annular hydraulic
- casing
- hydraulic packer
- diameter
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the operation of the well.
Известно оборудование скважины, включающее обсадную колонну, цементный камень в заколонном пространстве и колонну насосно-компрессорных труб [Методики обоснования выбора конструкций забоев нефтяных добывающих скважин (РД 39-2-771-82)].Known well equipment, including a casing string, cement stone in the annulus and a tubing string [Techniques for substantiating the choice of designs of the faces of oil producing wells (RD 39-2-771-82)].
Известное оборудование позволяет отбирать нефть из продуктивного пласта, однако для забуривания нового наклонного ствола скважины оборудование требует существенной доработки.Known equipment allows you to select oil from the reservoir, however, for drilling a new deviated wellbore, the equipment requires significant refinement.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является оборудование скважины, включающее обсадную колонну, цементный камень в заколонном пространстве, цементный мост и колонну насосно-компрессорных труб (Патент РФ №2209941, опубл. 2003.08.10 - прототип).Closest to the invention in technical essence is the equipment of the well, including casing, cement stone in the annulus, cement bridge and the tubing string (RF Patent No. 2209941, publ. 2003.08.10 - prototype).
Известное оборудование позволяет отбирать нефть из продуктивного пласта и забуривать новый наклонный ствол скважины. Однако диаметр нового наклонного ствола скважины получается меньше, чем диаметр основного ствола скважины. Вследствие этого дебит скважины снижается.Known equipment allows you to select oil from the reservoir and drill a new deviated wellbore. However, the diameter of the new deviated wellbore is smaller than the diameter of the main wellbore. As a result, the flow rate of the well is reduced.
В предложенном изобретении решается задача увеличения диаметра нового наклонного ствола скважины и, как следствие, повышения дебита.The proposed invention solves the problem of increasing the diameter of the new deviated wellbore and, as a result, increasing the flow rate.
Задача решается тем, что оборудование скважины, включающее обсадную колонну и цементный мост, согласно изобретению, содержит хвостовик, навернутый на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, заколонный гидравлический пакер для ступенчатого и манжетного цементирования на хвостовике, устьевой герметизатор и тампонажный слой под заколонным гидравлическим пакером.The problem is solved in that the well equipment, including the casing and cement bridge, according to the invention, comprises a liner screwed onto the casing through a left-hand threaded sub, an annular hydraulic packer for step and lip cementing on the liner, a wellhead sealant and a cement layer under the annular hydraulic packer.
Признаками изобретения являются:The features of the invention are:
1) обсадная колонна;1) casing;
2) цементный мост;2) cement bridge;
3) хвостовик;3) shank;
4) переводник с левой резьбой;4) sub with left-hand thread;
5) заколонный гидравлический пакер для ступенчатого и манжетного цементирования;5) annular hydraulic packer for step and cuff cementing;
6) тампонажный слой под заколонным гидравлическим пакером.6) the grouting layer under the annular hydraulic packer.
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.Signs 1 and 2 are common with the prototype, signs 3-6 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При разработке нефтяной залежи зачастую возникает ситуация, когда удается отобрать нефть из части продуктивного пласта, ограниченного зоной влияния скважины. В то же время соседний участок продуктивного пласта на сравнительно небольшом расстоянии от скважины порядка 30-150 м остается невыработанным. Причиной такого явления может быть поднятие конусов обводнения, неоднородность залежи, установившиеся в пласте направления движения пластовых флюидов и т.п. Для выработки соседнего участка продуктивного пласта целесообразно пробурить из существующей скважины дополнительный новый наклонный или горизонтальный ствол на соседний участок.When developing an oil reservoir, a situation often arises when it is possible to select oil from a part of the reservoir that is limited by the well influence zone. At the same time, the neighboring section of the reservoir at a relatively small distance from the well of about 30-150 m remains undeveloped. The reason for this phenomenon may be the rise of watering cones, the heterogeneity of the reservoir, the direction of formation fluids established in the formation, etc. To develop the adjacent section of the reservoir it is advisable to drill an additional new inclined or horizontal wellbore from the existing well to the neighboring section.
Кроме того, бурение дополнительного нового наклонного или горизонтального ствола целесообразно при разработке многопластовой нефтяной залежи при отборе нефти из нового продуктивного пласта на новой глубине.In addition, drilling an additional new inclined or horizontal wellbore is advisable when developing a multilayer oil reservoir during the selection of oil from a new reservoir at a new depth.
Существующее оборудование скважины предусматривают зарезку дополнительного нового наклонного или горизонтального ствола из существующей обсадной колонны скважины. Для прохождения бурового оборудования в существующей обсадной колонне приходится использовать оборудование меньшего диаметра. Новый ствол скважины получается меньшего диаметра, из-за чего скважина теряет продуктивность. В предложенном изобретении решается задача сохранения при бурении диаметра нового наклонного или горизонтального ствола скважины, равного диаметру основного ствола скважины, и, как следствие, повышения дебита скважины.Existing well equipment provides for the kick-in of an additional new inclined or horizontal wellbore from an existing well casing. To pass the drilling equipment in the existing casing, it is necessary to use equipment of a smaller diameter. A new borehole of a smaller diameter is obtained, due to which the well loses productivity. The proposed invention solves the problem of maintaining when drilling the diameter of a new inclined or horizontal wellbore, equal to the diameter of the main wellbore, and, as a result, increase the flow rate of the well.
Для решения поставленных задач применяют оборудование скважины, включающее обсадную колонну, хвостовик, навернутый на обсадную колонну через переводник с левой резьбой, заколонный гидравлический пакер типа ПДМ (пакер двухступенчатый манжетный) на хвостовике, тампонажный слой под заколонным гидравлическим пакером и устьевой герметизатор.To solve the set tasks, well equipment is used, including a casing string, a liner screwed onto the casing through a left-hand threaded sub, a PDM type hydraulic packer (two-stage sleeve packer) on the liner, a grouting layer under the annular hydraulic packer and wellhead sealant.
На фиг.1 представлено предлагаемое оборудование при работе скважины. В скважине 1 с устьевым герметизатором 2 установлена обсадная колонна 3 с хвостовиком 4, навернутым посредством переводника 5 с левой резьбой и закрепленным заколонным гидравлическим пакером 6, под которым размещен тампонажный слой 7.Figure 1 presents the proposed equipment during the operation of the well. In the well 1 with wellhead sealant 2, a casing 3 with a liner 4 is installed, screwed by means of a sub 5 with left-hand thread and secured with an annular
На фиг.2 представлено предлагаемое оборудование при ликвидации основного ствола скважины 1. Показан цементный мост 8, установленный в нижней части скважины 1 над хвостовиком 4 и заколонным гидравлическим пакером 6.Figure 2 presents the proposed equipment during the elimination of the main wellbore 1. Shown is a
На фиг.3 представлено предлагаемое оборудование при бурении нового наклонного или горизонтального ствола 9 на тот же или другой пласт.Figure 3 presents the proposed equipment when drilling a new inclined or horizontal shaft 9 on the same or another layer.
Оборудование работает следующим образом.The equipment operates as follows.
На хвостовик 4 устанавливают заколонный гидравлический пакер 6. Через переводник 5 с левой резьбойо соединяют хвостовик 4 и обсадную колонну 3. Собранную конструкцию опускают в скважину 1 и устанавливают устьевой герметизатор 2. Закачивают тампонажный раствор, формируют тампонажный слой 7 и производят вымывание излишков тампонажного раствора над заколонным гидравлическим пакером, заполняют заколонное пространство над заколонным гидравлическим пакером антикоррозийной жидкостью, закрывают промывочные отверстия в заколонном гидравлическом пакере. Применение заколонного гидравлического пакера позволяет проводить ступенчатое и манжетное цементирование скважины. По окончании затвердевания цемента определяют качество цементирования, разбуривают цементный стакан и продолжают углубление скважины до проектной глубины. После проведения геофизических исследований выполняют мероприятия по освоению скважины и по подготовке к добыче нефти, снабжают насосным оборудованием. Ведут отбор нефти. После выработки запасов участка пласта в околоскважинной зоне останавливают скважину 1. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование продуктивных интервалов, отворачивают по левому переводнику эксплуатационную колонну и поднимают ее на поверхность. Над заколонным гидравлическим пакером устанавливают цементный мост. В таком положении появляется возможность проводить бурение на начальном диаметре скважины 1 и использовать буровое оборудование того же диаметра, что и при начальном бурении скважины 1. Организуют новый искусственный забой выше оставшейся "головы" эксплуатационной колонны на 15-30 метров и забуривают новый наклонный или горизонтальный ствол 9 скважины 1 в невыработанный участок пласта. Спускают ту же обсадную колонну 3, так же снабженную хвостовиком 4, переводником 5. Дальнейшее оборудование скважины проводят, как и при оборудовании основного ствола. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до его выработки.An annular
Перенесение таким образом места отбора нефти возможно проводить из одной скважины неоднократно до полной выработки запасов в продуктивном пласте.It is possible to transfer the oil extraction site in this way from one well repeatedly until the reserves are completely depleted in the reservoir.
Пример конкретного выполненияConcrete example
На участке залежи бурят нефтедобывающую скважину 1 глубиной 970 м и диаметром 215,9 мм. Скважину 1 снабжают обсадной колонной 3 диаметром 146 мм с герметизатором устья 2 и с хвостовиком 4 диаметром 146 мм длиной 150 м, навернутым снизу на обсадную колонну 3 через переводник 5 с левой резьбой, и заколонным гидравлическим пакером. Выше продуктивного пласта на 150 м устанавливают заколонный гидравлический пакер 6. Устанавливают тампонажный слой 7. Тампонирование заколонного пространства производят в интервале продуктивного пласта до промывочных отверстий в заколонном гидравлическом пакере. Заколонное пространство выше заколонного гидравлического пакера заполняют антикоррозионной жидкостью (например, дегазированной девонской нефтью, или глинистым раствором, или технической водой с добавлением ингибитора коррозии). В скважину 1 спускают колонну насосно-компрессорных труб диаметром 76 мм, колонну штанг и штанговый глубинный насос. Через скважину 1 отбирают нефть. После выработки запасов участка пласта и обводнения добываемой продукции до 99,7% останавливают скважину 1. Удаляют насосное оборудование. Проводят цементирование продуктивного интервала. Обсадную колонну вывертывают из переводника 5 и освобождают. Освобожденную обсадную колонну 3 поднимают из скважины 1 и устанавливают цементный мост в интервале 830-780 м. Организуют новый искусственный забой на глубине 815 м. С этой глубины забуривают новый наклонный ствол скважины диаметром 215,9 мм в невыработанный участок пласта, отстоящий на 75 м от основного ствола скважины 1. Спускают ту же обсадную колонну 3, так же снабженную хвостовиком 4, установленным посредством переводника 5, и заколонный гидравлический пакер 6. Дальнейшее оборудование скважины 1 проводят, как и оборудование основного ствола. Отбирают нефть из невыработанного участка пласта до обводненности добываемой продукции 99,7%. После этого операции повторяют и переносят новый ствол скважины на новый участок, расположенный диаметрально противоположно предыдущему.An oil well 1 is drilled on a deposit site with a depth of 970 m and a diameter of 215.9 mm. Well 1 is supplied with casing 3 with a diameter of 146 mm with a mouth seal 2 and with a shank 4 with a diameter of 146 mm 150 m long, screwed from below onto the casing 3 through a sub 5 with left-hand thread, and an annular hydraulic packer. An annular
В результате применения предложенного оборудования решается задача увеличения диаметра нового наклонного ствола скважины, и, как следствие, повышается дебит скважины. Увеличение дебита составляет величину порядка 20-50% по сравнению с дебитом скважины, пробуренной с помощью известного оборудования.As a result of the application of the proposed equipment, the problem of increasing the diameter of a new deviated wellbore is solved, and, as a result, the flow rate of the well increases. The increase in flow rate is about 20-50% compared with the flow rate of a well drilled using known equipment.
Применение предложенного способа позволит увеличить дебит скважины и коэффициент нефтеизвлечения.The application of the proposed method will increase the flow rate of the well and the oil recovery coefficient.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135506/03A RU2263770C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Downhole equipment |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2004135506/03A RU2263770C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Downhole equipment |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2263770C1 true RU2263770C1 (en) | 2005-11-10 |
Family
ID=35865456
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2004135506/03A RU2263770C1 (en) | 2004-12-06 | 2004-12-06 | Downhole equipment |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2263770C1 (en) |
-
2004
- 2004-12-06 RU RU2004135506/03A patent/RU2263770C1/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ГРИГОРЯН А.М., Вскрытие пластов многозабойными горизонтальными скважинами, Москва, Недра, 1969, с. 3-16, 140-141. * |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7934563B2 (en) | Inverted drainholes and the method for producing from inverted drainholes | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
CN102330545A (en) | Sand prevention method for heavy oil reservoir oil well | |
US7475726B2 (en) | Continuous monobore liquid lining system | |
RU2393320C1 (en) | Slim hole well construction method | |
RU2638672C1 (en) | Method for drilling out downhole equipment with use of flexible pipe | |
RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
RU2427703C1 (en) | Procedure for construction of wells of multi-pay oil field | |
RU2263770C1 (en) | Downhole equipment | |
RU2378495C2 (en) | Well filter installation method | |
RU2728178C1 (en) | Method of constructing a side well shaft | |
RU2524089C1 (en) | Construction of oil production well | |
RU2355873C1 (en) | Well operating procedure | |
RU2542070C1 (en) | Double-hole well operation method | |
RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
CN205840841U (en) | A kind of single-direction balls valve type cement stripper tube piecing devices | |
RU2190086C1 (en) | Method of running drowned oil wells | |
RU2811127C1 (en) | Method for killing well with fiberglass casing | |
RU2369724C1 (en) | Method of oil deposit development | |
RU2295628C1 (en) | Well construction method | |
RU2793351C1 (en) | Completion method for a production well that has opened a transitional zone of a gas deposit | |
RU2541985C1 (en) | Cementing method for horizontal shaft of well | |
RU2541978C1 (en) | Well construction method | |
RU2750805C1 (en) | Method for intensifying borehole operation by drilling side holes | |
RU2547862C1 (en) | Well drilling method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20111207 |