RU2410532C1 - Well swabbing method - Google Patents
Well swabbing method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2410532C1 RU2410532C1 RU2010113600/03A RU2010113600A RU2410532C1 RU 2410532 C1 RU2410532 C1 RU 2410532C1 RU 2010113600/03 A RU2010113600/03 A RU 2010113600/03A RU 2010113600 A RU2010113600 A RU 2010113600A RU 2410532 C1 RU2410532 C1 RU 2410532C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- formation
- swabbing
- value
- pressure
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при свабировании скважин.The invention relates to the oil industry and may find application in swabbing wells.
Известен способ обработки призабойной зоны скважины, в котором проводят продавку в зону продуктивного пласта раствора кислоты и поверхностно-активного вещества - ПАВ, технологическую выдержку и депрессионное воздействие. В качестве указанного раствора используют раствор, полученный растворением в нагретой до 80-90°C дистиллированной воде в качестве ПАВ - МЛ-81Б и высококонцентрированной соляной кислоты с доведением концентрации кислоты до 5-20%. Продавку проводят при температуре указанного раствора 30-70°C в объеме, достаточном для прогрева колонны насосно-компрессорных труб до расплавления кольматирующих элементов и из расчета не менее 0,8 м3/м продуктивного пласта. Продавку проводят легкой нефтью с расходом ее 24-35 м3/сут и при начальном давлении на устье 0,8-1,5 МПа. Технологическую выдержку проводят не более 2 ч, а депрессионное воздействие выполняют свабированием при запакерованном межтрубном пространстве до депрессии на забое скважины не ниже 3 МПа (Патент РФ № 2280154, опубл. 20.07.2006).There is a method of processing the bottom-hole zone of a well, in which a solution of an acid and a surfactant — surfactant, technological exposure and depressive effect — is pushed into the zone of the productive formation. As the specified solution, use a solution obtained by dissolving in distilled water heated to 80-90 ° C as a surfactant - ML-81B and highly concentrated hydrochloric acid, bringing the acid concentration to 5-20%. Selling is carried out at a temperature of the specified solution of 30-70 ° C in a volume sufficient to warm the string of tubing to melt the clogging elements and at the rate of at least 0.8 m 3 / m of the reservoir. Selling is carried out with light oil with a flow rate of 24-35 m 3 / day and with an initial pressure at the mouth of 0.8-1.5 MPa. Technological exposure is carried out no more than 2 hours, and the depressive effect is performed by swabbing with a sealed annular space until the depression at the bottom of the well is not lower than 3 MPa (RF Patent No. 2280154, publ. 20.07.2006).
Недостатком известного способа является отсутствие зависимости депрессии на забое от свойств пластов и цементирования затрубного пространства, что может привести к нежелательному обводнению со стороны нижних водоносных или обводнившихся пластов.The disadvantage of this method is the lack of dependence of depression on the bottom from the properties of the strata and cementing of the annulus, which can lead to undesirable flooding from the lower aquifers or flooded formations.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ испытания скважин и контроля в процессе свабирования, согласно которому в насосно-компрессорных трубах НКТ на глубине 700-1200 м устанавливают воронку или крестовину, на которую перед свабированием опускают на геофизическом кабеле автономный геофизический прибор. Затем кабель извлекают и к нему подсоединяют плашечный сваб с грузами и опускают его на глубину 250-350 м. Сваб поднимают на поверхность и извлекают жидкость. Процесс свабирования повторяют до снижения депрессии на пласт 40-60%. После чего сваб извлекают, отсоединяют от него кабель, подсоединяют к кабелю захватное устройство и опускают его в колонну насосно-компрессорных труб для извлечения из скважины автономного прибора. По показаниям прибора определяют гидродинамические параметры пласта (Патент РФ № 2166077, опубл. 27.04.2001 - прототип).The closest to the proposed invention in technical essence is a method of testing wells and control during the swabbing process, according to which a funnel or crosspiece is installed in tubing tubing at a depth of 700-1200 m, onto which an autonomous geophysical instrument is lowered onto the geophysical cable before swabbing. Then the cable is removed and a die swab with loads is connected to it and lowered to a depth of 250-350 m. The swab is raised to the surface and the liquid is removed. The swabbing process is repeated until the depression on the reservoir is reduced to 40-60%. After that, the swab is removed, the cable is disconnected from it, the gripping device is connected to the cable and lowered into the tubing string to extract the autonomous device from the well. According to the testimony of the device determine the hydrodynamic parameters of the reservoir (RF Patent No. 2166077, publ. 04/27/2001 - prototype).
Известный способ позволяет контролировать процесс свабирования лишь по окончании свабирования. Размещение воронки или крестовины ограничивает глубину погружения сваба, а глубина размещения сваба и депрессия 40-60% не гарантируют от поступления воды в скважину с нижних водоносных или обводненных пластов.The known method allows you to control the swabbing process only at the end of swabbing. The placement of a funnel or crosspiece limits the depth of immersion of the swab, and the depth of placement of the swab and depression of 40-60% do not guarantee water from entering the well from lower aquifers or flooded reservoirs.
В предложенном изобретении решается задача исключения водопроявления при свабировании за счет недопущения критического перепада давления на цементное кольцо в затрубном пространстве скважины и ограничения величины максимальной депрессии при свабировании в зависимости от высоты цементного кольца и давления в водоносном или обводнившемся пласте.The proposed invention solves the problem of eliminating water occurrence during swabbing by preventing a critical pressure drop on the cement ring in the annulus of the well and limiting the maximum depression during swabing depending on the height of the cement ring and pressure in the aquifer or watered formation.
Задача решается тем, что в способе свабирования скважины, включающем разобщение межтрубного пространства выше продуктивного горизонта и возвратно-поступательное перемещение сваба в колонне насосно-компрессорных труб с отбором скважинной жидкости на устье скважины, согласно изобретению, разобщение межтрубного пространства проводят выше продуктивного горизонта на 5-20 м, по колонне насосно-компрессорных труб спускают сваб и размещают его ниже уровня жидкости на величину, определяемую величиной критического перепада давления при свабировании на цементное кольцо на участке непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, а величину максимально допустимой депрессии на пласт определяют по формуле:The problem is solved in that in the method of swabbing a well, including uncoupling of the annulus above the production horizon and reciprocating movement of the swab in the string of tubing with the selection of the borehole fluid at the wellhead, according to the invention, uncoupling of the annulus is carried out 5- above the production horizon 20 m, swabs are lowered along the tubing string and placed below the liquid level by an amount determined by the critical pressure drop during swabi Hovhan on the cement sheath in the area of impermeable rock, separating the reservoir and the aquifer, and the value of the maximum allowable drawdown is determined by the formula:
ΔP=Pпл-2Δhv-Pплв,ΔP = P pl -2Δh v -P plv ,
где ΔP - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;where ΔP is the value of the maximum allowable depression on the reservoir, MPa;
Δhv - высота цементного крепления между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;Δh v - the height of the cement fastening between the mastered and unopened perforation by an aquifer or flooded layer, defined as the sum of the intervals only with satisfactory adhesion to the rock and column, m;
Рплв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.R plv - pressure in an undisclosed perforation of an aquifer or watered formation closest to the well being developed, MPa.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При свабировании на забое скважины резко снижается давление, возникает депрессия на пласт, приводящая к интенсивному притоку жидкости из пласта и очистке околоскважинной зоны от кольматирующих веществ. Однако при этом депрессионное воздействие оказывается и на нижележащие водоносные или обводненные пласты, из которых вода может перетекать в продуктивный пласт и далее в скважину или непосредственно в скважину. Цементное кольцо в затрубном пространстве скважины предназначено для сдерживания водных потоков из нижних пластов в скважину. Степень защиты от водопритоков определяется размерами, сплошностью цементного кольца, сцеплением цемента с породой и обсадной колонной скважины. На водопритоки влияют также давление в водоносном или обводнившемся пласте, степень депрессии в скважине.When swabbing at the bottom of the well, the pressure drops sharply, there is a depression on the formation, leading to an intensive influx of fluid from the formation and cleaning of the near-wellbore zone of clogging substances. However, a depressive effect is also exerted on the underlying aquifers or flooded formations, from which water can flow into the reservoir and further into the well or directly into the well. The cement ring in the annulus of the well is designed to contain water flows from the lower layers to the well. The degree of protection against water inflows is determined by the size, continuity of the cement ring, cement adhesion to the rock and the casing of the well. Water inflows are also affected by pressure in an aquifer or watered layer, and the degree of depression in the well.
Известные способы свабирования скважины не учитывают эти особенности, что зачастую приводит к обводнению добываемой продукции (нефти). После свабирования вместе с увеличением дебита скважины за счет очистки околоскважинной зоны в нефтенасыщенном пласте часто возрастает и обводненность за счет притока воды из водоносного или обводненного нижележащего пласта.Known methods for swabbing a well do not take these features into account, which often leads to flooding of produced products (oil). After swabbing, along with an increase in well production due to cleaning of the near-wellbore zone in an oil-saturated formation, water cut often also increases due to the influx of water from an aquifer or flooded underlying formation.
В предложенном способе свабирования решается задача исключения водопроявления при свабировании за счет недопущения критического перепада давления на цементное кольцо в затрубном пространстве скважины и ограничения величины максимальной депрессии при свабировании в зависимости от высоты цементного кольца и давления в водоносном или обводнившемся пласте. Задача решается следующим образом.The proposed swabbing method solves the problem of eliminating water occurrence during swabbing by preventing a critical pressure drop on the cement ring in the annulus of the well and limiting the maximum depression during swabing depending on the height of the cement ring and pressure in the aquifer or watered formation. The problem is solved as follows.
В скважине, имеющей эксплуатационную (обсадную) колонну и цементное кольцо в затрубном пространстве, перфорируют продуктивный (нефтенасыщенный) пласт. Нижележащий водоносный или обводненный пласт оставляют неперфорированным. В случае высокого начального дебита эксплуатируют скважину до снижения дебита, после чего проводят свабирование скважины. При низком начальном дебите свабирование проводят до начала эксплуатации скважины. В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером до кровли продуктивного пласта. Пакеруют (разобщают) межтрубное пространство выше кровли продуктивного пласта на 5-20 м. По колонне насосно-компрессорных труб спускают сваб и размещают его ниже уровня жидкости на величину, определяемую величиной критического перепада давления при свабировании на цементное кольцо на участке непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный. Из практики было замечено, что величина критического перепада составляет величину порядка 2 МПа на 1 погонный метр цементного кольца при условии удовлетворительного сцепления цемента с породой и эксплуатационной (обсадной) колонной, т.е. при условии его герметичности. При неудовлетворительном сцеплении цементное кольцо не обладает герметичностью и пропускает через себя поток жидкости, как правило, по границе с колонной или с породой. Иногда имеет место локальная негерметичность, когда цементное кольцо на отдельном участке не обладает герметичностью, хотя в целом такое кольцо герметично. В этом случае следует учитывать в качестве интервала с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной только герметичный участок или сумму таких герметичных участков. Герметичные и негерметичные участки или интервалы определяют геофизическими исследованиями.In a well having a production (casing) string and cement ring in the annulus, a productive (oil-saturated) formation is perforated. The underlying aquifer or flooded formation is left unperforated. In the case of a high initial production rate, the well is operated until the production rate decreases, after which the well is swabbed. With a low initial flow rate swabbing is carried out before the start of the operation of the well. A string of tubing with a packer is lowered into the well to the roof of the reservoir. They pack (divide) the annular space above the top of the reservoir by 5-20 m. A swab is lowered along the tubing string and placed below the liquid level by an amount determined by the critical pressure drop when swabbing onto the cement ring in the area of impermeable rocks separating the productive stratum and aquifer. From practice, it was noted that the value of the critical difference is of the order of 2 MPa per 1 linear meter of the cement ring, provided that the cement adheres satisfactorily to the rock and the production (casing) string, i.e. subject to its tightness. In case of poor adhesion, the cement ring is not tight and passes a fluid flow through itself, usually along the border with the column or with the rock. Sometimes there is a local leakage when the cement ring in a separate area does not have a tightness, although in general such a ring is tight. In this case, only an airtight area or the sum of such airtight areas should be considered as an interval with satisfactory adhesion to the rock and the column. Hermetic and unpressurized sections or intervals are determined by geophysical surveys.
Величину максимально допустимой депрессии на пласт определяют по формуле:The value of the maximum allowable depression per layer is determined by the formula:
ΔP=Pпл-2Δhv-Pплв,ΔP = P pl -2Δh v -P plv ,
где ΔP - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;where ΔP is the value of the maximum allowable depression on the reservoir, MPa;
Δhv - высота цементного крепления (кольца) между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;Δh v - the height of the cement fastening (ring) between the mastered and unopened perforation by an aquifer or flooded layer, defined as the sum of the intervals only with satisfactory adhesion to the rock and column, m;
Рплв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.R plv - pressure in an undisclosed perforation of an aquifer or watered formation closest to the well being developed, MPa.
При свабировании величину максимально допустимой депрессии на пласт ΔP рассчитывают и задают глубиной погружения сваба под уровень жидкости в скважине.When swabbing, the value of the maximum allowable depression on the reservoir ΔP is calculated and set by the depth of immersion of the swab under the fluid level in the well.
В результате таких мероприятий удается добиться увеличения дебита нефти без повышения ее обводненности.As a result of such measures, it is possible to achieve an increase in oil production without increasing its water cut.
Пример конкретного выполненияConcrete example
Эксплуатируют нефтедобывающую скважину со следующими характеристиками. Основной ствол скважины пробурен долотом 215,9 мм, имеет эксплуатационную колонну условным диаметром 6 дюймов (168 мм). Затрубное пространство скважины зацементировано. Скважиной вскрыт Упинский продуктивный горизонт Турнейского яруса с кровлей на глубине 1167,6 м, продуктивным пластом на глубинах 1167,6-1176,6 м, уплотненной карбонатной перемычкой на глубинах 1176,6-1179,0. Ниже на глубинах от 1179 м до 1190 м скважиной вскрыт водоносный пласт. В интервале продуктивного пласта на глубинах 1167,6-1171 м скважина перфорирована. Водоносный пласт оставлен без перфорации. Общий интервал цементного кольца в затрубном пространстве скважины от кровли Упинского горизонта до кровли водоносного пласта составляет 11,4 м. Этот интервал по акустической цементометрии герметичен. Интервал участка непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, составляет 2,4 м. Таким образом, герметичный интервал участка непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, составляет 2,4 м. Пластовое давление в водоносном пласте составляет 10,6 МПа. Пластовое давление в продуктивном пласте составляет 9,6 МПа. Забойное давление в скважине составляет 9,6 МПа. Уровень жидкости в скважине составляет 207 м. Скважина заполнена жидкостью глушения - технической водой с 0,2% МП-81 Б плотностью 1 г/см3. Плотность жидкости глушения рассчитана по пластовому давлению продуктивного пласта.Operate an oil well with the following characteristics. The main wellbore is drilled with a bit of 215.9 mm, has a production casing with a nominal diameter of 6 inches (168 mm). The annulus of the well is cemented. The Upinsky productive horizon of the Tournaisian stage with a roof at a depth of 1167.6 m, a productive formation at depths of 1167.6-1176.6 m, and a compacted carbonate bridge at depths of 1176.6-1179.0 was opened by a well. Below, at a depth of 1179 m to 1190 m, an aquifer is opened by a well. In the interval of the reservoir at a depth of 1167.6-1171 m, the well is perforated. The aquifer is left without perforation. The total interval of the cement ring in the annulus of the well from the roof of the Upinsky horizon to the roof of the aquifer is 11.4 m. This interval is leakproof in acoustic cementometry. The interval of the section of impermeable rocks separating the reservoir and the aquifer is 2.4 m. Thus, the sealed interval of the section of impermeable rocks separating the reservoir and an aquifer is 2.4 m. The reservoir pressure in the aquifer is 10.6 MPa. The reservoir pressure in the reservoir is 9.6 MPa. Downhole pressure in the well is 9.6 MPa. The fluid level in the well is 207 m. The well is filled with a kill fluid - industrial water with 0.2% MP-81 B with a density of 1 g / cm 3 . The density of the kill fluid is calculated from the reservoir pressure of the reservoir.
После бурения и испытания скважины методом свабирования было установлено, что дебит после бурения скважины составляет 1 м3/сут, что существенно меньше проектного, который ориентировочно должен быть в пределах от 10 до 12 м3/сут.After drilling and testing the well by swabbing, it was found that the flow rate after drilling the well is 1 m 3 / day, which is significantly less than the design one, which should approximately be in the range from 10 to 12 m 3 / day.
При традиционном способе свабирования при подъеме сваба происходит плавное падение забойного давления за счет перетекания жидкости из межтрубного пространства в трубное через башмак колонны насосно-компрессорных труб. При этом не удается извлечь из прискважинной зоны Упинского пласта фильтрат бурового раствора. Для более полного извлечения продуктов кольматации из коллекторов Упинского горизонта необходимо воздействовать на него импульсами давления, создаваемыми свабом. Для этого межтрубное пространство изолируют упорным пакером. Пакер устанавливается на 10 м выше Упинского горизонта.In the traditional swab method, when the swab rises, the bottomhole pressure gradually decreases due to fluid flowing from the annular space into the tube space through the shoe of the tubing string. However, it is not possible to extract mud filtrate from the borehole zone of the Upinsky formation. For a more complete extraction of the products of mudding from the reservoirs of the Upinsky horizon, it is necessary to influence it with pressure pulses created by the swab. To this end, the annulus is isolated by a thrust packer. The packer is set 10 m above the Upinsky horizon.
При таком способе свабирования в момент начала движения сваба происходит разрыв сплошности столба жидкости (вакуумирование ниже башмака сваба).With this swab method, at the moment the swab starts to move, the continuity of the liquid column breaks (evacuation below the swab shoe).
Процессы, происходящие в этом случае, аналогичны гидравлическому удару, явлению резкого изменения давления в жидкости, вызванному быстрым (мгновенным) изменением скорости ее течения в напорном трубопроводе (например, при быстром перекрытии трубопровода запорным устройством). Т.е. в нашем случае вслед за быстрым движением сваба возникает ударная волна (область разрежения) вдоль насосно-компрессорных труб к перфорированному пласту. Такими импульсами давления удается очистить прискважинную зону пласта от кольматантов.The processes occurring in this case are similar to hydraulic shock, the phenomenon of a sharp change in pressure in a liquid caused by a rapid (instantaneous) change in its flow rate in a pressure pipe (for example, when the pipeline is quickly blocked by a shut-off device). Those. in our case, following the rapid movement of the swab, a shock wave (rarefaction region) occurs along the tubing to the perforated formation. Such pressure impulses manage to clear the borehole zone of the formation of muds.
Итак, для увеличения дебита нефтедобывающую скважину свабируют с установкой пакера.So, in order to increase the production rate, an oil well is swabbed with the installation of a packer.
В скважину спускают колонну насосно-компрессорных труб с пакером до кровли Упинского горизонта, т.е. до глубины 1167,6 м. Производят через колонну насосно-компрессорных труб замену скважинной жидкости на товарную нефть. Выше кровли Упинского горизонта на 10 м на глубине 1157,6 м устанавливают пакер и разобщают межтрубное пространство скважины.A string of tubing with a packer is lowered into the well to the roof of the Upinsky horizon, i.e. to a depth of 1167.6 m. A well is replaced through a tubing string to produce salable oil. Above the roof of the Upinsky horizon, at 10 m at a depth of 1157.6 m, a packer is installed and the annulus of the well is divided.
Определяют величину критического перепада давления при свабировании на цементное кольцо на участке непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный. С учетом того что 1 погонный метр герметичного цементного кольца способен выдержать перепад давления 2 МПа без появления перетоков, герметичный интервал участка непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт и водоносный, способен выдержать перепад давлений до 4,8 МПа. Таким образом, при свабировании допускать больший перепад не рекомендуется.The critical pressure difference is determined during swabbing on the cement ring in the area of impermeable rocks separating the reservoir and the aquifer. Considering that 1 running meter of a sealed cement ring is able to withstand a pressure drop of 2 MPa without the appearance of flows, the tight interval of a section of impermeable rocks separating the reservoir and the aquifer is able to withstand a pressure drop of up to 4.8 MPa. Thus, when swabbing, a larger difference is not recommended.
Величину максимально допустимой депрессии на пласт определяют по формуле:The value of the maximum allowable depression per layer is determined by the formula:
ΔP=Pпл-2Δhv-Pплв=9,6+2·2,4-10,6=3,8 МПа.ΔP = P pl -2Δh v -P plv = 9.6 + 2 · 2.4-10.6 = 3.8 MPa.
где ΔP - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;where ΔP is the value of the maximum allowable depression on the reservoir, MPa;
Δhv - высота цементного крепления между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;Δh v - the height of the cement fastening between the mastered and unopened perforation by an aquifer or flooded layer, defined as the sum of the intervals only with satisfactory adhesion to the rock and column, m;
2 - перепад давления в МПа на 1 м непроницаемых пород, разделяющих продуктивный пласт от водоносного;2 - pressure drop in MPa per 1 m of impermeable rocks separating the reservoir from the aquifer;
Рплв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа.R plv - pressure in an undisclosed perforation of an aquifer or watered formation closest to the well being developed, MPa.
Рассчитывают глубину погружения сваба под уровень жидкости в скважине. Максимально допустимая депрессия составляет:Calculate the swab immersion depth under the fluid level in the well. The maximum allowable depression is:
ΔP=Pпл-2Δhv-Pплв=9,6+2·2,4-10,6=3,8 МПа.ΔP = P pl -2Δh v -P plv = 9.6 + 2 · 2.4-10.6 = 3.8 MPa.
Допустимое забойное давление составляет Рпл-ΔР=9,6-3,8=5,8 МПа.The permissible bottomhole pressure is P pl -ΔP = 9.6-3.8 = 5.8 MPa.
Для пластовой нефти плотностью 0,902 г/см3 забойное давление в 5,8 МПа достигается при высоте столба нефти в скважине: Н=643 м или 1167,6-643=524.6 м от устья. Величина заглубления сваба под уровень жидкости должна быть такой, чтобы перепад давления был менее 4,8 МПа. Рассчитывают эту глубину: Н=4,8×100:0,902=532 м.For reservoir oil with a density of 0.902 g / cm 3, bottomhole pressure of 5.8 MPa is achieved when the height of the oil column in the well: N = 643 m or 1167.6-643 = 524.6 m from the wellhead. The depth of the swab under the liquid level should be such that the pressure drop is less than 4.8 MPa. This depth is calculated: H = 4.8 × 100: 0.902 = 532 m.
То есть глубина заглубления сваба под уровень должна быть менее 532 м при плотности жидкости в скважине 0,902 г/см3.That is, the depth of penetration of the swab under the level should be less than 532 m with a fluid density in the well of 0.902 g / cm 3 .
Свабируют скважину до увеличения дебита нефти до 12 м3/сут, при этом не допускают снижения уровня жидкости ниже 524,6 м от устья скважины. В результате получают приток безводной нефти с дебитом 12 м3/сут. Свабирование аналогичной скважины по прототипу приводит к достижению проектного дебита, но с обводненностью добываемой продукции порядка 25-30%.Swab the well until the oil production rate increases to 12 m 3 / day, while not allowing the liquid level to drop below 524.6 m from the wellhead. The result is an influx of anhydrous oil with a flow rate of 12 m 3 / day. Swabbing a similar well according to the prototype leads to the achievement of the design flow rate, but with a water cut of produced products of about 25-30%.
Применение предложенного способа позволит добиться исключения водопроявления при свабировании скважины.The application of the proposed method will allow the elimination of water occurrence during swabbing of the well.
Claims (1)
ΔР=Рпл-2Δhv-Рплв,
где ΔР - величина максимально допустимой депрессии на пласт, МПа;
Рпл - давление в продуктивном пласте, МПа;
Δhv - высота цементного крепления между осваиваемым и невскрытым перфорацией водоносным или обводнившимся пластом, определяемая как сумма интервалов только с удовлетворительным сцеплением с породой и колонной, м;
Рплв - давление в невскрытом перфорацией водоносном или обводнившемся пласте, ближайшем к осваиваемому, МПа. A method of swabbing a well, including uncoupling of the annulus above the reservoir and reciprocating swab movement in the tubing string with selection of the borehole fluid at the wellhead, characterized in that the separation of the annulus is 5-20 m above the reservoir, along the column tubing pipes lower the swab and place it below the liquid level by an amount determined by the value of the critical pressure drop when swabing to the cement ring to heel impermeable rocks separating the producing formation and aquifer, and the value of the maximum allowable drawdown is determined by the formula:
ΔP = P pl -2Δh v -P plv ,
where ΔР - the value of the maximum allowable depression on the reservoir, MPa;
P PL - pressure in the reservoir, MPa;
Δh v - the height of the cement fastening between the mastered and unopened perforation by an aquifer or flooded layer, defined as the sum of the intervals only with satisfactory adhesion to the rock and column, m;
R plv - pressure in an undisclosed perforation of an aquifer or watered formation closest to the well being developed, MPa.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010113600/03A RU2410532C1 (en) | 2010-04-08 | 2010-04-08 | Well swabbing method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010113600/03A RU2410532C1 (en) | 2010-04-08 | 2010-04-08 | Well swabbing method |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2410532C1 true RU2410532C1 (en) | 2011-01-27 |
Family
ID=46308474
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010113600/03A RU2410532C1 (en) | 2010-04-08 | 2010-04-08 | Well swabbing method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2410532C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698354C1 (en) * | 2018-07-13 | 2019-08-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well development method after treatment of bottomhole formation zone |
-
2010
- 2010-04-08 RU RU2010113600/03A patent/RU2410532C1/en active
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2698354C1 (en) * | 2018-07-13 | 2019-08-26 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Well development method after treatment of bottomhole formation zone |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
| RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
| CA2696015A1 (en) | Well construction using small laterals | |
| CN103643931A (en) | Completion and fracture integrated pipe column of offshore openhole horizontal well and construction method of pipe column | |
| RU2570157C1 (en) | Method for enhanced oil recovery for deposit penetrated by horizontal well | |
| RU2447265C1 (en) | Method for horizontal well operation | |
| RU2451165C1 (en) | Method for restriction of brine water inflow to production well | |
| CN104047556A (en) | Method for preventing Chang7 oil shale from collapsing | |
| RU2539486C1 (en) | Method for oil development with horizontal wells | |
| RU2418162C1 (en) | Method for improving permeability of bed during extraction of high-viscosity oil | |
| CA2825797C (en) | Methods of maintaining sufficient hydrostatic pressure in multiple intervals of a wellbore in a soft formation | |
| RU2410532C1 (en) | Well swabbing method | |
| US20140262256A1 (en) | Method and apparatus for stimulating a geothermal well | |
| RU2570156C1 (en) | Development of flooded oil deposit | |
| RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
| CN201003397Y (en) | Controllable throttling controller | |
| RU2524800C1 (en) | Development of inhomogeneous deposit by inclined and horizontal wells | |
| RU2438008C1 (en) | Procedure for simultaneous operation of several objects in producer and device for its implementation | |
| RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
| RU2355873C1 (en) | Well operating procedure | |
| RU2560763C1 (en) | Method to open and develop multipay field with low poroperm reservoirs | |
| RU2191886C2 (en) | Method of isolation of beds with water flows | |
| RU2520033C1 (en) | Method of horizontal oil well construction | |
| RU2242594C1 (en) | Method for extraction of sedimentologically screened oil-saturated lens by one well | |
| RU2592931C1 (en) | Method for development of carbonate reservoir by periodic acid treatment |