RU2388909C1 - Swabbing method with well monitoring - Google Patents
Swabbing method with well monitoring Download PDFInfo
- Publication number
- RU2388909C1 RU2388909C1 RU2008140265/03A RU2008140265A RU2388909C1 RU 2388909 C1 RU2388909 C1 RU 2388909C1 RU 2008140265/03 A RU2008140265/03 A RU 2008140265/03A RU 2008140265 A RU2008140265 A RU 2008140265A RU 2388909 C1 RU2388909 C1 RU 2388909C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- liquid
- tubing string
- string
- fluid
- Prior art date
Links
Landscapes
- Measuring Fluid Pressure (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при мониторинге скважины, в первую очередь многопластовой, в процессе свабирования.The invention relates to the oil industry and can be used in monitoring wells, primarily multilayer, in the process of swabbing.
Известен процесс свабирования, заключающийся в вычерпывании жидкости из скважины прорезиненной манжетой, перемещаемой кабелем лебедки (Патенты RU №96122104, 2099508, 2121565, 2135760, 2181830, 2183731, 2270912, US 4817712).There is a known swabbing process consisting in scooping up fluid from a well with a rubberized cuff moved by a winch cable (Patents RU No. 96122104, 2099508, 2121565, 2135760, 2181830, 2183731, 2270912, US 4817712).
Снижение уровня жидкости в скважине обеспечивает уменьшение гидростатического давления столба скважинной жидкости в зоне пласта, в результате чего создается депрессия на пласт, стимулирующая приток флюида из пласта и очистку фильтра.Lowering the level of fluid in the well reduces the hydrostatic pressure of the column of wellbore fluid in the formation zone, resulting in a depression on the formation, stimulating the flow of fluid from the formation and cleaning the filter.
Известно также понижение уровня жидкости в скважине свабированием или насосом с мониторингом скважины, включающее спуск колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину, удаление жидкости из скважины через указанную колонну труб, установку пакера в колонне и приборов на якорях (Патент RU 57359).It is also known to lower the liquid level in the well by swabbing or by a pump monitoring the well, including the descent of the tubing string into the well, removing fluid from the well through the specified tubing string, installing the packer in the string and instruments anchored (Patent RU 57359).
Недостатком известного способа является то, что результаты исследований скважинных процессов приборами являются неточными, нестабильными, не отражающими истинной картины происходящего.The disadvantage of this method is that the results of studies of downhole processes with instruments are inaccurate, unstable, not reflecting the true picture of what is happening.
Причиной таких недостатков является то, что процесс свабирования является прерывистым и скоротечным, с быстрым отрывом поднимаемого столба жидкости от основной массы жидкости. В таких условиях пульсирующего и быстрого изменения давления скважинной жидкости происходящие в скважине процессы также быстротечны и их трудно зафиксировать приборами.The reason for such shortcomings is that the swabbing process is intermittent and fleeting, with a quick separation of the rising liquid column from the bulk of the liquid. Under such pulsating and rapid changes in the pressure of the well fluid, the processes occurring in the well are also fleeting and difficult to fix with instruments.
Кроме того, процесс свабирования весьма длительный из-за того, что при понижении уровня жидкости в скважине пласт увеличивает приток флюида в скважину пропорционально величине снижения уровня жидкости в скважине. Процесс свабирования при этих условиях замедляется и может вообще прекратиться, если его производительность окажется меньше производительности пласта при определенном уровне жидкости в скважине. Из-за указанного выше и глубина свабирования оказывается ограниченной.In addition, the swabbing process is very lengthy due to the fact that when the level of the liquid in the well decreases, the formation increases the flow of fluid into the well in proportion to the amount of decrease in the level of fluid in the well. The swab process under these conditions is slowed down and may stop altogether if its productivity is less than the productivity of the formation at a certain level of fluid in the well. Due to the above, the swab depth is also limited.
Задачей изобретения является устранение приведенных недостатков.The objective of the invention is to remedy the above disadvantages.
Техническим результатом, достигаемым при использовании предлагаемого изобретения, является увеличение глубины свабирования, сокращение его времени, а также плавное изменение уровня и давления жидкости в скважине, обеспечивающее надежную и достоверную фиксацию происходящих в скважине процессов.The technical result achieved by using the present invention is to increase the swab depth, reduce its time, as well as a smooth change in the level and pressure of the fluid in the well, providing reliable and reliable fixation of the processes occurring in the well.
Указанный технический результат достигается тем, что в способе свабирования с мониторингом скважины, включающем спуск колонны насосно-компрессорных труб в скважину, удаление жидкости из скважины через указанную колонну труб, установку пакера и приборов на якорях, согласно изобретению, перед свабированием колонну скважины пакеруют пакером, установленным на конце колонны насосно-компрессорных труб; центральное отверстие на конце колонны насосно-компрессорных труб закрывают съемным клапаном; удаляют жидкость из колонны насосно-компрессорных труб, а через отверстие в нижней части этой колонны при необходимости удаляют жидкость и из межтрубья; при отсутствии необходимости удаления жидкости из межтрубья закрытую съемным клапаном колонну насосно-компрессорных труб опускают без залива в нее жидкости с наличием воздуха в ней; после окончания свабирования или после спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб, закрытых съемным клапаном, вынимают ловителем на кабеле съемный клапан или распакеровывают колонну скважины; исследования приборами и очистку фильтра выполняют на плавно восходящем потоке флюида; забойное давление флюида, при котором пласт перестает работать при восходящем потоке, примерно приравнивают величине забойного давления, при котором пласт начинает работать при снижении уровня жидкости в скважине; глубину установки добычного насоса рассчитывают по указанному забойному давлению из условия работоспособности пластов.The specified technical result is achieved by the fact that in the swab method with monitoring of the well, including the descent of the tubing string into the well, the removal of fluid from the well through the specified tubing string, the installation of the packer and instruments on the anchors according to the invention, the packer is packed with a packer before swabbing, mounted at the end of the tubing string; the central hole at the end of the tubing string is closed with a removable valve; liquid is removed from the tubing string, and if necessary, liquid is also removed from the annulus through an opening in the lower part of this column; in the absence of the need to remove liquid from the annulus, the tubing string closed by a removable valve is lowered without liquid being poured into it with the presence of air in it; after the end of swabbing or after the descent of an empty string of tubing closed by a removable valve, remove the removable valve on the cable with a catcher or unpack the well string; instrumentation and filter cleaning are performed on a smoothly rising fluid flow; bottomhole fluid pressure, at which the reservoir ceases to work with an upward flow, approximately equal to the bottomhole pressure at which the reservoir begins to work when the fluid level in the well decreases; the depth of installation of the production pump is calculated according to the specified bottomhole pressure from the conditions of working capacity of the reservoirs.
То, что до начала свабирования колонну скважины пакеруют пакером, установленным на конце колонны насосно-компрессорных труб, позволяет при одновременном закрытии клапаном отверстия в НКТ отсоединить подпакерную жидкость от столба жидкости над пакером. В этом случае появляется возможность удалять свабированием только столб жидкости над пакером без притока флюида из пластов. Это позволяет и время свабирования сократить в несколько раз и глубину свабирования с понижением уровня жидкости в НКТ и колонне в 1,5-2,0 раза. Если же пакер будет обеспечивать надежное уплотнение колонны, то появится возможность не удалять жидкость из межтрубья, а удалять только из колонны НКТ, в результате чего время свабирования сократится еще в 3 раза, так как объем межтрубья превышает объем внутри НКТ в 3 раза.The fact that before the start of swabbing, the well string is packaged with a packer installed at the end of the tubing string, while closing the valve in the tubing with the valve, it is possible to disconnect the under-pack fluid from the fluid column above the packer. In this case, it becomes possible to swab only the liquid column above the packer without swirling fluid from the reservoirs. This allows the swabbing time to be reduced several times and the swabbing depth with a decrease in the liquid level in the tubing and the string by 1.5-2.0 times. If the packer provides reliable sealing of the column, then it will become possible not to remove the liquid from the annulus, but to remove it only from the tubing string, as a result of which the swab time will be reduced by a further 3 times, since the volume of the annulus exceeds the volume inside the tubing by 3 times.
Закрытие центрального отверстия на конце колонны НКТ съемным клапаном как раз и позволяет при одновременном закрытии межтрубья пакером достигнуть уменьшения и времени и глубины свабирования, о чем изложено в расположенном выше абзаце.Closing the central hole at the end of the tubing string with a removable valve allows us to achieve a decrease in both the time and depth of swabbing while closing the annulus with a packer, as described in the paragraph above.
Удаление жидкости из колонны насосно-компрессорных труб, закрытых на конце клапаном, является самым высокопроизводительным вариантом свабирования за счет отсутствия необходимости удаления жидкости из межтрубья, объемы которых соотносятся как 1:3.Removing fluid from a tubing string closed at the end by a valve is the highest performing swab option due to the absence of the need to remove fluid from the annulus, the volumes of which are related as 1: 3.
Предусмотренная возможность удаления свабированием жидкости из межтрубья через отверстие в нижней части колонны НКТ позволяет при необходимости в три раза удлинить время и темп восстановления уровня жидкости в скважине после удаления съемного клапана. Благодаря этому обеспечивается плавное изменение (повышение) уровня и давления жидкости в скважине, обеспечивающее надежную и достоверную фиксацию происходящих в скважине процессов.The provided possibility of removing swabbing fluid from the annulus through the hole in the lower part of the tubing string allows, if necessary, to extend the time and rate of restoration of the fluid level in the well three times after removal of the removable valve. This ensures a smooth change (increase) in the level and pressure of the fluid in the well, providing reliable and reliable fixation of the processes occurring in the well.
Спуск закрытой съемным клапаном колонны насосно-компрессорных труб без залива в нее жидкости с наличием воздуха в ней при отсутствии необходимости удаления жидкости из межтрубья позволяет получить еще более качественный результат, как по времени подготовки скважины к проведению исследований, так и по глубине понижения уровня жидкости в НКТ. Это обусловлено тем, что удалять жидкость из пустой колонны насосно-компрессорных труб вообще не требуется, а глубина понижения уровня жидкости в колонне насосно-компрессорных труб в этом случае изначально находится на уровне съемного клапана, то есть является максимально возможной.The descent of the tubing string closed by a removable valve without pouring liquid into it with the presence of air in it, if there is no need to remove the liquid from the annulus, allows to obtain an even better result both in the time of preparing the well for research and in the depth of lowering the liquid level in Tubing. This is due to the fact that it is not necessary to remove liquid from the empty tubing string at all, and the depth of lowering the liquid level in the tubing string in this case is initially at the level of the removable valve, i.e. it is the maximum possible.
Удаление ловителем на кабеле съемного клапана или распакеровка колонны скважины после окончания свабирования или после спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб, закрытой съемным клапаном, открывает возможность флюиду выходить из пласта, так как низкий уровень жидкости в скважине создает депрессию на пласт, и пластовое давление начинает активно работать до достижения восходящим потоком флюида динамического уровня. Наилучший же результат достигается при включении в работу пустой колонны насосно-компрессорных труб, когда депрессия на пласт будет максимально возможной.The removal of a removable valve on the cable by the catcher or unpacking of the well string after swabbing or after releasing an empty tubing string closed by the removable valve opens up the possibility for the fluid to leave the reservoir, since the low level of fluid in the well creates a depression on the reservoir, and the reservoir pressure work actively until the fluid reaches a dynamic level. The best result is achieved when the empty tubing string is turned on when the depression on the formation is the maximum possible.
Наличие плавно восходящего потока флюида обеспечивает и очистку фильтра, и фиксацию исследовательскими приборами надежной и достоверной информации о происходящих в скважине процессах.The presence of a smoothly ascending fluid flow provides both filter cleaning and fixing by the research instruments of reliable and reliable information about the processes occurring in the well.
Возможность примерно приравнять величины забойных давлений при поднятии и при снижении уровня жидкости в скважине основана на законе идентичности происходящих в призабойной зоне пласта явлений при равенстве пластовых и забойных давлений. При равенстве этих давлений пласт не работает. Если же забойное давление ниже пластового, то пласт начинает работать. При этом не имеет значения, каким образом наступило равенство пластовых и забойных давлений - при снижении уровня жидкости в скважине или, наоборот, при ее повышении. Результат будет один и тот же. Это явление как раз и позволяет достигнуть положительного результата в предложенном способе: вместо трудностей фиксирования происходящих процессов при нестабильном снижении уровня жидкости при свабировании в прототипе появилась возможность надежной и достоверной фиксации тех же процессов при плавном повышении уровня жидкости в скважине после предварительного понижения уровня жидкости свабированием.The ability to approximately equal the values of bottomhole pressures when rising and with a decrease in the liquid level in the well is based on the law of the identity of the phenomena occurring in the bottomhole zone of the formation with equal formation and bottomhole pressures. If these pressures are equal, the reservoir does not work. If the bottomhole pressure is lower than the reservoir pressure, then the reservoir begins to work. It doesn’t matter how the formation and bottomhole pressures are equal - with a decrease in the liquid level in the well or, conversely, with its increase. The result will be the same. This phenomenon just allows to achieve a positive result in the proposed method: instead of the difficulties of fixing the ongoing processes with an unstable decrease in the liquid level during swabbing, the prototype has the possibility of reliable and reliable fixation of the same processes with a smooth increase in the liquid level in the well after preliminary lowering the liquid level by swabbing.
Так как полученная величина забойного давления является научно обоснованной и достоверной, то использование ее в качестве исходной величины для расчета глубины установки добычного насоса гарантирует, что именно при этом условии также достоверно будет обеспечена и работоспособность пластов.Since the obtained value of the bottomhole pressure is scientifically sound and reliable, using it as the initial value for calculating the installation depth of the production pump ensures that it is also under this condition that the reservoir performance will also be reliably ensured.
Так как для реализации предложенного способа используется обычное известное из аналогов и прототипа оборудование, то чертежи устройства для реализации способа не прилагаются.Since for the implementation of the proposed method uses the usual equipment known from analogues and prototype, the drawings of the device for implementing the method are not attached.
Способ реализуют следующим образом.The method is implemented as follows.
Вначале над каждым пластом устанавливают якори с подвешенными исследовательскими приборами.First, anchors with suspended research instruments are installed over each layer.
Затем спускают в скважину колонну НКТ, на конце которой установлен пакер для колонны скважины, а в отверстии НКТ установлен съемный клапан.Then the tubing string is lowered into the well, at the end of which a packer for the well string is installed, and a removable valve is installed in the tubing hole.
После спуска колонны НКТ на заданную глубину колонну пакеруют и приступают к свабированию.After lowering the tubing string to a predetermined depth, the string is packaged and swabbing is started.
Жидкость удаляют из колонны НКТ, если по расчету время и скорость подъема флюида в скважине после окончания свабирования обеспечат получение достоверной информации о происходящих процессах, фиксируемой приборами.The fluid is removed from the tubing string if, according to the calculation, the time and speed of the fluid rise in the well after the end of the swab will provide reliable information about the processes taking place, recorded by the devices.
Если потребуется более плавный подъем флюида в скважине для обеспечения достоверной информации, то жидкость удаляют и из межтрубья. Для этого в колонне НКТ выполняют отверстие или заранее или после спуска НКТ с помощью прокалывающего, сверлящего или иного перфоратора.If a smoother fluid rise in the well is required to provide reliable information, then the fluid is also removed from the annulus. For this, a hole is made in the tubing string either in advance or after the tubing is lowered using a piercing, drilling or other perforator.
Отсутствие притока флюида из пласта в процессе свабирования позволяет не только выполнить его с большой производительностью, но и обеспечить любую расчетную глубину свабирования.The absence of fluid inflow from the formation during the swab process allows not only to perform it with high productivity, but also to provide any estimated swab depth.
Наилучший же результат по созданию максимальной депрессии на пласт достигается, если опускают в скважину пустую колонну насосно-компрессорных труб, закрытую клапаном. В этом случае выполнять свабирование нет необходимости.The best result in creating the maximum depression on the formation is achieved if an empty tubing string closed by a valve is lowered into the well. In this case, swabbing is not necessary.
После окончания свабирования или съемный клапан удаляют ловителем на кабеле или распакеровывают колонну. После спуска пустой колонны насосно-компрессорных труб открывают только съемный клапан, а распакеровку колонны не делают, чтобы сохранить максимально низкий уровень жидкости в скважине на уровне съемного клапана.After swabbing or a removable valve is removed with a catcher on the cable or the column is unpacked. After the empty tubing string is lowered, only the removable valve is opened, and the columns are not unpacked to maintain the lowest possible liquid level in the well at the level of the removable valve.
Во всех случаях весьма низкий уровень оставшейся в скважине жидкости создает чрезвычайно большой уровень депрессии на пласт, особенно при открытии пустой колонны насосно-компрессорных труб.In all cases, the very low level of fluid remaining in the well creates an extremely large level of depression on the formation, especially when opening an empty tubing string.
Пласт начинает работать со свистом, очищая и фильтр и призабойную зону пласта выходящим флюидом и поднимая уровень жидкости в скважине.The formation begins to work with a whistle, cleaning both the filter and the bottom-hole zone of the formation with the outgoing fluid and raising the level of fluid in the well.
Исследовательские автономные приборы фиксируют все происходящие в скважине процессы, в том числе и величины забойных давлений, при которых каждый отдельный пласт перестает выдавать флюид в скважину. Эта величина будет использована для достоверного расчета глубины установки добычного насоса, обеспечивающей высокопроизводительную работоспособность пластов.Autonomous research instruments record all processes occurring in the well, including the values of bottomhole pressures at which each individual formation ceases to produce fluid into the well. This value will be used to reliably calculate the installation depth of the production pump, which ensures high productivity of the reservoirs.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008140265/03A RU2388909C1 (en) | 2008-10-09 | 2008-10-09 | Swabbing method with well monitoring |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2008140265/03A RU2388909C1 (en) | 2008-10-09 | 2008-10-09 | Swabbing method with well monitoring |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2388909C1 true RU2388909C1 (en) | 2010-05-10 |
Family
ID=42673971
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2008140265/03A RU2388909C1 (en) | 2008-10-09 | 2008-10-09 | Swabbing method with well monitoring |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2388909C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2673093C2 (en) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for express determination of the characteristics of the bottomhole formation zone applied when developing the well |
RU2720726C1 (en) * | 2019-11-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of swabbing wells with low formation pressure and device for its implementation |
-
2008
- 2008-10-09 RU RU2008140265/03A patent/RU2388909C1/en not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2673093C2 (en) * | 2017-04-24 | 2018-11-22 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Method for express determination of the characteristics of the bottomhole formation zone applied when developing the well |
RU2720726C1 (en) * | 2019-11-22 | 2020-05-13 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Method of swabbing wells with low formation pressure and device for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
WO2018184397A1 (en) | Integrated evaluation, testing and simulation apparatus for wellbore sand-control blocking and unblocking, and method | |
RU2394153C1 (en) | Procedure for operation of high water flooded oil well | |
RU2388909C1 (en) | Swabbing method with well monitoring | |
RU2395672C1 (en) | Water oil well operation plant | |
US11613982B2 (en) | Horizontal wellbore separation systems and methods | |
RU2436944C1 (en) | Procedure for development of reservoir of well by swabbing and device for its implementation | |
RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
RU2432457C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
US2187486A (en) | Formation testing method and apparatus | |
RU2432456C1 (en) | Device for development of well with swabbing | |
RU2490426C1 (en) | Method for completion of horizontal well of small diameter | |
RU2418942C1 (en) | Procedure for well development | |
RU2681776C1 (en) | Device for creating additional depression on wrinkle part well | |
RU2007108855A (en) | METHOD FOR DEVELOPING WELLS AND TESTING FLOORS IN THE PROCESS OF SWABING (OPTIONS) | |
RU51393U1 (en) | DEVICE FOR CUP CEMENTING, MODERNIZED (UMTS-M) | |
RU2720726C1 (en) | Method of swabbing wells with low formation pressure and device for its implementation | |
RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
RU2537430C1 (en) | Method of cleaning of near wellbore region of injection wells | |
RU98116391A (en) | METHOD FOR REMOVING LIQUID FROM BOTTOM OF A GAS WELL AND DEVICE FOR ITS IMPLEMENTATION | |
RU2467162C1 (en) | Method of developing methane-coal well | |
RU2474674C1 (en) | Well cleaning method | |
RU2196882C2 (en) | Method of oil and gas production from well | |
RU2442877C1 (en) | Method for gas well suspension | |
RU2797149C1 (en) | Method for separate examination of two formations in their simultaneous and separate operation by one well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181010 |