RU2425961C1 - Способ эксплуатации скважины - Google Patents

Способ эксплуатации скважины Download PDF

Info

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
injection
string
working agent
Prior art date
Application number
RU2010137771/03A
Other languages
English (en)
Inventor
Раис Салихович Хисамов (RU)
Раис Салихович Хисамов
Александр Михайлович Евдокимов (RU)
Александр Михайлович Евдокимов
Ринат Анварович Габдрахманов (RU)
Ринат Анварович Габдрахманов
Original Assignee
Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина filed Critical Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина
Priority to RU2010137771/03A priority Critical patent/RU2425961C1/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2425961C1 publication Critical patent/RU2425961C1/ru

Links

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)

  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.
RU2010137771/03A 2010-09-13 2010-09-13 Способ эксплуатации скважины RU2425961C1 (ru)

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)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
US10539128B2 (en) Horizontal and vertical well fluid pumping system
US7559373B2 (en) Process for fracturing a subterranean formation
RU2253009C1 (ru) Способ шарифова для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной нагнетательной скважиной
RU2334867C1 (ru) Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации
RU2296213C2 (ru) Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины
US10815761B2 (en) Process for producing hydrocarbons from a subterranean hydrocarbon-bearing reservoir
RU2354810C1 (ru) Способ одновременно-раздельной эксплуатации нагнетательной скважины
RU2598256C1 (ru) Способ гидродинамического исследования пласта добывающей скважины (варианты)
RU2425961C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
US10597993B2 (en) Artificial lift system
RU2515651C1 (ru) Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины
RU2418942C1 (ru) Способ эксплуатации скважины
RU2380526C1 (ru) Способ одновременно-раздельной эксплуатации скважины многопластовых месторождений
RU68588U1 (ru) Трехпакерная установка для одновременно раздельной закачки рабочего агента в три пласта с разъединителем колонны
RU2544204C1 (ru) Способ разработки нефтяного пласта горизонтальными скважинами
CA2517497C (en) Well product recovery process
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
US10570714B2 (en) System and method for enhanced oil recovery
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
RU2681758C1 (ru) Способ разработки участка залежи сверхвязкой нефти

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20170914