RU2425961C1 - Способ эксплуатации скважины - Google Patents
Способ эксплуатации скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2425961C1 RU2425961C1 RU2010137771/03A RU2010137771A RU2425961C1 RU 2425961 C1 RU2425961 C1 RU 2425961C1 RU 2010137771/03 A RU2010137771/03 A RU 2010137771/03A RU 2010137771 A RU2010137771 A RU 2010137771A RU 2425961 C1 RU2425961 C1 RU 2425961C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- packer
- string
- injection
- working agent
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 35
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 35
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 33
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 23
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 5
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 claims abstract description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 12
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 10
- 230000000875 corresponding Effects 0.000 description 5
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000218657 Picea Species 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002788 crimping Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины. Обеспечивает возможность поддержания приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва. Сущность изобретения: по способу проводят оборудование скважины двумя колоннами насосно-компрессорных труб, оборудование первой колонны обратным клапаном и управляемым с устья скважины пакером и использование первой колонны для закачки в пласт рабочего агента. Снабжают вторую колонну глубинным насосом. Размещают ее конец выше пакера и используют вторую колонну для отбора жидкости из пласта. Осуществляют установку разобщающего устройства, закачку рабочего агента, остановку закачки и отбор жидкости из скважины. Закачку рабочего агента ведут через первую колонну до снижения приемистости скважины ниже 50 м3/сут. После остановки закачки проводят технологическую выдержку до выравнивания давления между пластом и призабойной зоной пласта. Открывают пакер и отбирают жидкость глубинным насосом через вторую колонну до снижения забойного давления не ниже давления насыщения нефти газом. Прекращают отбор жидкости, перекрывают верхнее пространство ствола скважины выше интервала перфорации пакером, закачивают оторочку раствора поверхностно-активного вещества и возобновляют закачку рабочего агента. Циклы отбора и закачки повторяют.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации скважины.
Известен способ одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной, включающий спуск в основную или дополнительную эксплуатационную колонну скважины, по крайней мере, одной колонны труб с постоянным или переменным диаметром без или с заглушенным концом, по меньшей мере, с одним спущенным ниже верхнего пласта пакером гидравлического и/или механического действия без или с разъединителем колонны, ниже которого спущен, по крайней мере, один посадочный узел в виде скважинной камеры или ниппеля со съемным клапаном для подачи через него рабочего агента в нижний пласт, посадку пакера и опрессовку его снизу и/или сверху, определение при этом минимального давления поглощения и/или приемистости каждого пласта, выбор характеристик и/или параметров съемных клапанов, их установку в соответствующие посадочные узлы, закачку и замер расхода рабочего агента. Спускают выше пакера, по меньшей мере, один посадочный узел со съемным клапаном для закачки в верхний пласт рабочего агента, последний подают с устья в полость колонны труб при заданном давлении, направляя его в верхний и/или нижний пласт через соответствующие съемные клапаны в посадочных узлах, измеряют на поверхности общий расход рабочего агента, устьевое давление и/или температуру в полости колонны труб и затрубном пространстве скважины, определяют забойное давление верхнего пласта, давление в колонне труб и затрубном пространстве на глубине съемного клапана в посадочном узле выше пакера, находят расход рабочего агента, закачиваемого в верхний пласт через съемный клапан, вычитывают его из общего и определяют расход рабочего агента, закачиваемого в нижний пласт, сопоставляют фактические расходы рабочего агента для пластов с проектными их значениями, причем при их отличии изменяют устьевое давление и/или извлекают для одного или обоих пластов съемные клапаны из посадочных узлов с помощью канатной техники, определяют и изменяют их характеристики и/или параметры, после чего повторно устанавливают каждый съемный клапан в соответствующий посадочный узел с помощью канатной техники и продолжают закачку рабочего агента через них в соответствующие пласты. В способе определяют и разделяют пакером нефтенасыщенный участок от водонасыщенного участка пласта нагнетательной скважины, при этом рабочий агент закачивают в водонасыщенный участок, отбирая нефть непрерывно или периодически из нефтенасыщенного участка пласта. В способе одновременно при закачке рабочего агента в один или несколько пластов нагнетательной скважины осваивают и/или временно добывают флюиды из другого или других ее пластов с временным подключением к нефтегазосбору. В способе перед закачкой рабочего агента в верхний или нижний нефтенасыщенный пласт его осваивают, добывая пластовые флюиды по кольцевому пространству или колонне труб, при этом одновременно, непрерывно или периодически закачивают рабочий агент в нижний или нижние разобщенные пласты через колонну труб или в верхний пласт через кольцевое пространство (Патент РФ №2253009, опублик. 2005.05.27).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов, включающий их разведку, бурение, исследование, выделение, перфорацию, спуск на колонне труб скважинной установки, состоящей из нескольких секций, разделенных пакером, освоение и эксплуатацию. Для каждого из выделенного эксплуатационного объекта изменяют и/или определяют его характеристики, подбирают технические параметры соответствующей ему секции, после установки пакера проверяют герметичность последнего, исследуют и регулируют режимы работы скважины и эксплуатационного объекта путем изменения его характеристик и/или технических параметров соответствующих ему или другим эксплуатационным объектам секций, и/или технико-технологических параметров всей скважинной установки; повторяют этот процесс до достижения оптимальных режимов каждого из эксплуатационных объектов и/или оптимального режима скважины в целом. В способе скважинную установку непрерывно или периодически используют для добычи углеводородов из эксплуатационного объекта и/или нагнетания агента, воздействующего на эксплуатационный объект. В способе выделяют эксплуатационный объект, принимая за последний несколько пластов с близкими характеристиками или/и один пласт, или/и отдельные интервалы пласта, или/и отдельные участки пласта. В способе спускают дополнительную колонну труб и соединяют ее с верхней секцией установки или она находится в свободном состоянии (Заявка на изобретение №2001101297, опублик. 2003.01.10 - прототип).
Известные способы не обеспечивают поддержания приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва.
В предложенном изобретении решается задача поддержания приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем оборудование скважины двумя колоннами насосно-компрессорных труб, оборудование первой колонны обратным клапаном и управляемым с устья скважины пакером и использование первой колонны для закачки в пласт рабочего агента, снабжение второй колонны глубинным насосом, размещение ее конца выше пакера и использование второй колонны для отбора жидкости из пласта, установку пакера, закачку рабочего агента, остановку закачки и отбор жидкости из скважины, согласно изобретению закачку рабочего агента ведут через первую колонну до снижения приемистости скважины ниже 50 м3/сут после остановки закачки проводят технологическую выдержку до выравнивания давления между пластом и призабойной зоной пласта, открывают пакер и отбирают жидкость глубинным насосом через вторую колонну до снижения забойного давления не ниже давления насыщения нефти газом, прекращают отбор жидкости, перекрывают верхнее пространство, ствола скважины выше интервала перфорации пакером, закачивают оторочку раствора поверхностно-активного вещества и возобновляют закачку рабочего агента, циклы отбора и закачки повторяют.
Сущность изобретения
При эксплуатации нагнетательной скважины снижается приемистость скважины, что неизбежно приводит к снижению пластового давления в продуктивном пласте и снижению нефтеотдачи залежи. Известные способы не обеспечивают поддержания приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва. В предложенном изобретении решается задача поддержания приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва. Задача решается следующим образом.
Проводят оборудование скважины двумя колоннами насосно-компрессорных труб. Первую колонну оборудуют обратным клапаном и управляемым с устья скважины пакером. Пакер размещают над интервалом перфорации продуктивного пласта. Первую колонну используют для закачки в пласт рабочего агента. Вторую колонну снабжают глубинным насосом, размещают ее конец выше пакера. Вторую колонну используют для отбора жидкости из пласта. Устанавливают пакер. Проводят закачку рабочего агента до снижения приемистости скважины ниже 50 м3/сут. Останавливают закачку. Проводят технологическую выдержку до выравнивания давления между пластом и призабойной зоной пласта. Открывают пакер и отбирают жидкость глубинным насосом через вторую колонну до снижения забойного давления не ниже давления насыщения нефти газом. Прекращают отбор жидкости. Перекрывают верхнее пространство ствола скважины выше интервала перфорации пакером. Закачивают оторочку раствора поверхностно-активного вещества и возобновляют закачку рабочего агента. Циклы отбора и закачки повторяют. В результате приемистость нагнетательной скважины увеличивается.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нагнетательную скважину с интервалом перфорации на глубине 1650-1656 м, обсаженную эксплуатационной колонной диаметром 6 дюймов. Начальное пластовое давление продуктивного пласта составляет 17 МПа.
Оборудуют скважину двумя параллельными колоннами насосно-компрессорных труб. Первую колонну диаметром 1,5 дюйма оборудуют обратным клапаном и управляемым с устья скважин пакером. Пакер устанавливают над интервалом перфорации на глубине 1600 м. Первую колонну используют для закачки в пласт рабочего агента. Вторую колонну диаметром 2 дюйма снабжают глубинным насосом типа 20-125-RHBC 12-4-2-2, размещают ее конец выше разобщающего устройства на глубине 1300 м и используют вторую колонну для отбора жидкости из пласта.
При эксплуатации скважины устанавливают пакер и закачивают рабочий агент -пластовую воду в интервал перфорации через первую колонну. Начальная приемистость скважины составляет - 130 м3/сут. Закачку рабочего агента ведут до снижения приемистости скважины до 25 м3/сут. При этом забойное давление достигает 31 МПа. Останавливают закачку. Проводят технологическую выдержку до выравнивания давления в пласте и между пластом и призабойной зоной пласта в течение 15 суток. При забойном давлении 17 МПа открывают пакер. Производят отбор жидкости из скважины глубинным насосом через вторую колонну с дебитом скважины по жидкости 7 м3/сут. В качестве жидкости отбирается нефть с обводненностью от 50 (в начале) до 99% (в конце). Отбор жидкости ведут до снижения забойного давления не ниже давления насыщения нефти газом, т.е. до 8 МПа. Суммарный объем дополнительно добытой нефти составляет 90 м3. Прекращают отбор жидкости, перекрывают верхнее пространство ствола скважины выше интервала перфорации управляемым с устья пакером, закачивают оторочку 1%-ного раствора поверхностно-активного вещества МЛ-81Б в объеме 6 м3 и возобновляют закачку рабочего агента. Скважина принимает рабочий агент с приемистостью 150 м3/сут. На установившемся режиме с достигнутой приемистостью эксплуатируют скважину в течение полугода, после чего циклы отбора и закачки повторяют.
В результате решается задача поддержания пластового давления, приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва. Кроме того, удается дополнительно добыть объем нефти.
Применение предложенного способа позволит решить задачу поддержания пластового давления, приемистости нагнетательной скважины при ее эксплуатации и восстановления приемистости после технологического перерыва.
Claims (1)
- Способ эксплуатации скважины, включающий оборудование скважины двумя колоннами насосно-компрессорных труб, оборудование первой колонны обратным клапаном и управляемым с устья скважины пакером и использование первой колонны для закачки в пласт рабочего агента, снабжение второй колонны глубинным насосом, размещение ее конца выше пакера и использование второй колонны для отбора жидкости из пласта, установку пакера, закачку рабочего агента, остановку закачки и отбор жидкости из скважины, отличающийся тем, что закачку рабочего агента ведут через первую колонну до снижения приемистости скважины ниже 50 м3/сут, после остановки закачки проводят технологическую выдержку до выравнивания давления между пластом и призабойной зоной пласта, открывают пакер и отбирают жидкость глубинным насосом через вторую колонну до снижения забойного давления не ниже давления насыщения нефти газом, прекращают отбор жидкости, перекрывают верхнее пространство ствола скважины выше интервала перфорации пакером, закачивают оторочку раствора поверхностно-активного вещества и возобновляют закачку рабочего агента, циклы отбора и закачки повторяют.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010137771/03A RU2425961C1 (ru) | 2010-09-13 | 2010-09-13 | Способ эксплуатации скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010137771/03A RU2425961C1 (ru) | 2010-09-13 | 2010-09-13 | Способ эксплуатации скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2425961C1 true RU2425961C1 (ru) | 2011-08-10 |
Family
ID=44754603
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010137771/03A RU2425961C1 (ru) | 2010-09-13 | 2010-09-13 | Способ эксплуатации скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2425961C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504641C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зоны поглощения в скважине |
| RU2751026C1 (ru) * | 2020-10-21 | 2021-07-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса |
-
2010
- 2010-09-13 RU RU2010137771/03A patent/RU2425961C1/ru not_active IP Right Cessation
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2504641C1 (ru) * | 2012-07-27 | 2014-01-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ изоляции зоны поглощения в скважине |
| RU2751026C1 (ru) * | 2020-10-21 | 2021-07-07 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Колонна лифтовых труб для скважинного электроцентробежного насоса |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US20200208626A1 (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
| US7559373B2 (en) | Process for fracturing a subterranean formation | |
| US10815761B2 (en) | Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir | |
| RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
| RU2253009C1 (ru) | Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной | |
| RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
| RU2354810C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины | |
| US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
| RU2598256C1 (ru) | Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты) | |
| RU2425961C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU68588U1 (ru) | Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны | |
| RU2515651C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
| CA2517497C (en) | Well product recovery process | |
| RU2418942C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
| RU2380526C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений | |
| RU2544204C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами | |
| US10570714B2 (en) | System and method for enhanced oil recovery | |
| WO2021029786A1 (ru) | Способ поинтервального воздействия на горизонтальные скважины | |
| RU2640844C1 (ru) | Способ спуска обсадной колонны в горизонтальном стволе большой протяженности | |
| RU2465442C1 (ru) | Способ подъема жидкости из скважин | |
| RU2544207C1 (ru) | Способ разработки нефтяного пласта многозабойными горизонтальными скважинами | |
| RU2726664C1 (ru) | Способ разработки нефтяной многопластовой залежи | |
| RU2769027C1 (ru) | Способ интенсификации добычи продукции пласта с подошвенной водой (варианты) | |
| RU2724715C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненного нефтяного пласта | |
| RU60615U1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной закачки рабочего агента в три продуктивных пласта |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170914 |