RU2461700C1 - Well operation method - Google Patents
Well operation method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2461700C1 RU2461700C1 RU2011146490/03A RU2011146490A RU2461700C1 RU 2461700 C1 RU2461700 C1 RU 2461700C1 RU 2011146490/03 A RU2011146490/03 A RU 2011146490/03A RU 2011146490 A RU2011146490 A RU 2011146490A RU 2461700 C1 RU2461700 C1 RU 2461700C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- piston
- hole
- well
- tubing
- casing string
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при подаче рабочего агента в интервал бокового ствола скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in the supply of a working agent in the interval of the side wellbore.
Известен способ спуска прибора в скважину, оборудованную скважинным штанговым насосом, описанный при работе устройства для спуска. Для исследования скважин их оборудуют эксцентричной планшайбой, служащей для прижатия колонны насосно-компрессорных труб к одной стороне стенки обсадной колонны. К нижнему концу колонны насосно-компрессорных труб ниже насоса устанавливают хвостовик, выполненный в виде посаженного на насосно-компрессорную трубу с возможностью свободного вращения вокруг своей оси патрубка, к которому жестко прикреплено кольцо с наружным диаметром, меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны на величину не более диаметра скважинного прибора [Авторское свидетельство СССР №1346771, опубл. 21.10.1988].A known method of lowering the device into a well equipped with a downhole sucker rod pump, described when the device for descent. To study the wells, they are equipped with an eccentric faceplate, which serves to press the tubing string against one side of the casing wall. A shank is installed to the lower end of the tubing string below the pump, made in the form of a nozzle mounted on the tubing with free rotation around its axis, to which a ring is rigidly attached with an outer diameter smaller than the inner diameter of the casing by no more than the diameter downhole tool [USSR Author's Certificate No. 1346771, publ. 10.21.1988].
При реализации данного способа спуска прибора в скважину из-за наличия наклонов и изгибов в стволе скважины часто наблюдается образование зазора между выступом хвостовика и стенкой обсадной колонны и, как следствие, происходит захлестывание кабеля в этом зазоре. Указанный недостаток может быть вызван или наличием остаточной деформации кабеля в виде спирали пружины, или провисанием кабеля при посадке прибора на забой.When implementing this method of lowering the device into the well due to the presence of slopes and bends in the wellbore, a gap is often formed between the protrusion of the liner and the wall of the casing and, as a result, the cable is overwhelmed in this gap. The indicated drawback can be caused either by the presence of permanent deformation of the cable in the form of a coil of a spring, or by sagging of the cable when the device is planted on the bottom.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ эксплуатации скважины, описанный в устройстве для транспортировки приборов в скважине, содержащем корпус со стопорными элементами, ограничителями хода и приводом с винтом и гайкой с закрепленными на ней опорными элементами, причем устройство снабжено пружиной, кольцом, а гайка привода выполнена разжимной, подпружинена и охвачена кольцом, установленным с возможностью взаимодействия при перемещении с ограничителем хода [Авторское свидетельство СССР № 1465549, опубл. 15.03.1989, прототип].Closest to the proposed invention in technical essence is a method of operating a well described in a device for transporting devices in a well comprising a housing with stop elements, travel stops and a drive with a screw and nut with supporting elements fixed to it, the device being provided with a spring, ring, and the drive nut is expandable, spring-loaded and covered by a ring installed with the possibility of interaction when moving with a stroke limiter [USSR Copyright Certificate 1465549, publ. 03/15/1989, prototype].
К причинам, препятствующим достижению технического результата при использовании известного устройства, относится то, что в известном устройстве не обеспечивается возможность доставки объекта в боковой ствол многоствольной скважины, т.е. с помощью этого устройства можно подать объект в скважину, которая не имеет боковых ответвлений.The reasons that impede the achievement of the technical result when using the known device include the fact that the known device does not provide the ability to deliver the object to the lateral barrel of a multilateral well, i.e. Using this device, you can feed an object into a well that does not have lateral branches.
В предложенном изобретении решается задача обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины.The proposed invention solves the problem of ensuring the delivery of equipment and the supply of process fluid to the side wellbore.
Задача решается способом эксплуатации скважины, заключающимся в том, что спускают в скважину перо с перемычкой, перфорированный патрубок, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса до заданного интервала в боковом стволе, патрубок с боковым отверстием и заглушку, конец скважинного трубопровода пропускают через боковое отверстие патрубка, закрепляют в поршне, имеющем внутренний канал и боковое отверстие и имеющем наружный диаметр, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб для протекания технологической жидкости, при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода и внутреннего канала и бокового отверстия в поршне, по нижней колонне насосно-компрессорных труб прокачивают жидкость, под действием которой перемещают поршень и вместе с ним и скважинный трубопровод до упора в перемычку пера, к заглушке крепят фильтр, глубинный насос и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб, спускают компоновку в скважину с размещением пера, перфорированного патрубка и нижней колонны насосно-компрессорных труб в боковом стволе скважины, при спуске скважинный трубопровод закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб, посредством глубинного насоса через верхнюю колонну насосно-компрессорных труб отбирают нефть, через скважинный трубопровод, внутренний канал поршня, боковое отверстие в поршне, зазор между поршнем и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб и перфорированный патрубок закачивают в заданный интервал бокового ствола технологическую жидкость.The problem is solved by the method of operating the well, which consists in lowering a feather with a jumper, a perforated nozzle, a lower column of tubing of a design length equal to the distance from the location of the downhole pump to a predetermined interval in the lateral shaft, a nozzle with a side opening and a plug, the end of the downhole pipeline is passed through the side opening of the nozzle, fixed in a piston having an internal channel and a lateral hole and having an external diameter providing a gap of 3-4 mm between when connected and form the message of the inner space of the downhole pipeline and the internal channel and the side hole in the piston, fluid is pumped along the lower column of the tubing, under the action of which the piston is moved and together with him and the downhole pipeline all the way into the jumper of the pen, the filter is attached to the plug, the downhole pump and the upper string of tubing, the assembly is lowered into the importance of placing a pen, a perforated nozzle and the lower tubing string in the side wellbore, when lowering, the downhole pipe is fixed to the outer surface of the upper tubing string, oil is taken through the upper tubing string through the upper tubing string, through the borehole tubing , the internal channel of the piston, the side hole in the piston, the gap between the piston and the walls of the lower column of the tubing and the perforated nozzle are pumped into a predetermined sidetrack spacing process fluid.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При эксплуатации скважины с боковым стволом в эксплуатационной колонне могут происходить отложения солей, асфальтенов, парафинов и т.п. Это снижает дебит жидкости и вызывает выход из строя глубинно-насосного оборудования. Для предотвращения отложений возникает необходимость подачи ингибитора отложений к интервалу перфорации. Задача усложняется, если скважина имеет боковой ствол, через который осуществляют добычу нефти. В предложенном способе решается задача обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины. Задача решается следующим образом.During operation of a well with a sidetrack in the production string, deposits of salts, asphaltenes, paraffins, etc. can occur. This reduces the flow rate of the liquid and causes failure of the downhole pumping equipment. To prevent deposits, it becomes necessary to apply a scale inhibitor to the perforation interval. The task is complicated if the well has a sidetrack through which oil is produced. The proposed method solves the problem of ensuring the delivery of equipment and the supply of process fluid to the side wellbore. The problem is solved as follows.
Собирают компоновку, представленную на фиг.1.Assemble the layout shown in figure 1.
В скважину 1 спускают перо 2 с перемычкой 3, перфорированный патрубок 4, нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5, патрубок 6 с боковым отверстием 7 и заглушку 8. Конец скважинного трубопровода 9 пропускают через боковое отверстие 7 патрубка 6, закрепляют в поршне 10, имеющем внутренний канал 11 и центральное отверстие 12 и имеющем наружный диаметр 13, обеспечивающий зазор 3-4 мм между поршнем 10 и внутренней поверхностью нижней колонны насосно-компрессорных труб 5. По нижней колонне насосно-компрессорных труб 5 прокачивают жидкость, например воду, под действием которой перемещают поршень 10 и вместе с ним и скважинный трубопровод 9 до упора в перемычку 3 пера 2. Выше заглушки 7 крепят фильтр 14, глубинный насос 15 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 16. Спускают компоновку в скважину с размещением пера 2, перфорированного патрубка 4 и нижней колонны насосно-компрессорных труб 5 в боковом стволе 17 скважины 1. При спуске скважинный трубопровод 9 закрепляют на наружной поверхности верхней колонны насосно-компрессорных труб 16.A feather 2 with a
Нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5 выбирают расчетной длины, равной расстоянию от местоположения глубинного насоса 15 до заданного интервала перфорации 18 в боковом стволе 17.The lower column of the
Для протекания технологической жидкости при соединении образуют сообщение внутреннего пространства скважинного трубопровода 9 и внутреннего канала 11 и центрального отверстия 12 в поршне 10.For the flow of the process fluid during connection, a message is formed of the inner space of the
Посредством глубинного насоса 15 через фильтр 14 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 16 отбирают нефть, через скважинный трубопровод 9, внутренний канал поршня 11, центральное отверстие 12 в поршне 10, зазор между поршнем 10 и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб 16 и перфорированный патрубок 4 закачивают в заданный интервал бокового ствола 17 технологическую жидкость.Oil is taken through a
Пример конкретного выполненияConcrete example
Эксплуатируют нефтедобывающую скважину с боковым стволом. Эксплуатация скважины осложнена отложениями солей, поступающих, в частности, из бокового ствола вместе с добываемой нефтью. Для эксплуатации скважины собирают компоновку в соответствии с фиг.1 и фиг.2.Operate an oil well with a sidetrack. The operation of the well is complicated by the deposition of salts coming, in particular, from the sidetrack along with the produced oil. For the operation of the wells assemble the arrangement in accordance with figure 1 and figure 2.
Интервал перфорации 18 в боковом стволе 17 находится на глубине от 1338 до 1342 м. Компоновку в скважине 1 размещают так, что перо 2 и перфорированный патрубок 4 находятся на глубине 1337-1338 м. В скважину 1 спускают перо 2 с перемычкой 3. Нижняя колонна насосно-компрессорных труб 5 имеет внутренний диаметр 50 мм, поршень 10 имеет наружный диаметр 13, равный 47 мм. Нижнюю колонну насосно-компрессорных труб 5 выбирают длиной 416 м, т.е. равной расстоянию от местоположения глубинного насоса 15 до интервала перфорации 18 в боковом стволе 17.The
Посредством глубинного насоса 15 через фильтр 14 и верхнюю колонну насосно-компрессорных труб 15 отбирают нефть с дебитом 12 т/сут. Через скважинный трубопровод 9 диаметром 4 мм, внутренний канал поршня 11, центральное отверстие 12 в поршне 10, зазор между поршнем 10 и стенками нижней колонны насосно-компрессорных труб 16 и перфорированный патрубок 4 закачивают в заданный интервал бокового ствола 17 ингибитор солеотложений марки СНПХ 53-12 с расходом 25 г/т.Using a
При эксплуатации скважины в течение 2 лет не отмечено образования солеотложений на стенках скважины и глубинно-насосном оборудовании.When operating the well for 2 years, there was no formation of scaling on the walls of the well and in-pump equipment.
Применение предложенного способа позволит решить задачу обеспечения доставки оборудования и подачи технологической жидкости в боковой ствол скважины.The application of the proposed method will solve the problem of ensuring the delivery of equipment and the supply of process fluid to the side wellbore.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011146490/03A RU2461700C1 (en) | 2011-11-17 | 2011-11-17 | Well operation method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011146490/03A RU2461700C1 (en) | 2011-11-17 | 2011-11-17 | Well operation method |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2461700C1 true RU2461700C1 (en) | 2012-09-20 |
Family
ID=47077493
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011146490/03A RU2461700C1 (en) | 2011-11-17 | 2011-11-17 | Well operation method |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2461700C1 (en) |
Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1465549A1 (en) * | 1987-02-24 | 1989-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Arrangement for conveying instruments in well |
US5626193A (en) * | 1995-04-11 | 1997-05-06 | Elan Energy Inc. | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flooding process |
RU2149247C1 (en) * | 1999-08-04 | 2000-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for construction of multiple-hole well |
US6250390B1 (en) * | 1999-01-04 | 2001-06-26 | Camco International, Inc. | Dual electric submergible pumping systems for producing fluids from separate reservoirs |
RU2179234C1 (en) * | 2000-05-19 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of developing water-flooded oil pool |
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2232263C2 (en) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for extracting of high-viscosity oil |
RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
RU2386795C1 (en) * | 2009-02-03 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil field with water-oil zones |
-
2011
- 2011-11-17 RU RU2011146490/03A patent/RU2461700C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1465549A1 (en) * | 1987-02-24 | 1989-03-15 | Всесоюзный научно-исследовательский институт нефтепромысловой геофизики | Arrangement for conveying instruments in well |
US5626193A (en) * | 1995-04-11 | 1997-05-06 | Elan Energy Inc. | Single horizontal wellbore gravity drainage assisted steam flooding process |
US6250390B1 (en) * | 1999-01-04 | 2001-06-26 | Camco International, Inc. | Dual electric submergible pumping systems for producing fluids from separate reservoirs |
RU2149247C1 (en) * | 1999-08-04 | 2000-05-20 | Общество с ограниченной ответственностью "ИНТЕНСИФИКАЦИЯ" | Method for construction of multiple-hole well |
RU2179234C1 (en) * | 2000-05-19 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Method of developing water-flooded oil pool |
RU2211311C2 (en) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Method of simultaneous-separate development of several productive formations and well unit for method embodiment |
RU2232263C2 (en) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Method for extracting of high-viscosity oil |
RU2363839C1 (en) * | 2008-02-13 | 2009-08-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Procedure for development of high viscous oil deposits |
RU2386795C1 (en) * | 2009-02-03 | 2010-04-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Development method of oil field with water-oil zones |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7934563B2 (en) | Inverted drainholes and the method for producing from inverted drainholes | |
US9506318B1 (en) | Cementing well bores | |
RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
US11255171B2 (en) | Method of pumping fluid from a wellbore by a subsurface pump having an interior flow passage in communication with a fluid chamber via a filter positioned in a side wall of a plunger | |
US8196680B2 (en) | Perforating and jet drilling method and apparatus | |
US20130319668A1 (en) | Pumpable seat assembly and use for well completion | |
US20140110133A1 (en) | Gas Separator Assembly for Generating Artificial Sump Inside Well Casing | |
US9027637B2 (en) | Flow control screen assembly having an adjustable inflow control device | |
RU2004139038A (en) | METHOD FOR BUILDING AND FINISHING EXPRESSIVE WELLS | |
CA2644571A1 (en) | Well jet device and the operating method thereof | |
RU91371U1 (en) | DEVICE FOR DEVELOPMENT AND OPERATION OF WELLS | |
US10597993B2 (en) | Artificial lift system | |
RU2461700C1 (en) | Well operation method | |
CA2668085A1 (en) | Backpressure valve for wireless communication | |
RU131075U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS SEPARATE PRODUCTION AND PUMPING IN ONE WELL | |
EP2964873B1 (en) | Wireline assisted coiled tubing portion and method for operation of such a coiled tubing portion | |
US20170191355A1 (en) | Two-step artificial lift system and method | |
EP3612713B1 (en) | Dual-walled coiled tubing with downhole flow actuated pump | |
RU119041U1 (en) | Borehole PUMP PUMP UNIT FOR OIL PRODUCTION UNDER CONDITIONS COMPLICATED BY SALTATION | |
US8485799B2 (en) | Vertical flow cage and method of use | |
EP3049615B1 (en) | Well apparatus and method for use in gas production | |
RU52917U1 (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE INFLATION OF A WORKING AGENT IN THREE PRODUCTIVE LAYERS | |
RU2513961C1 (en) | Procedure for survey of multi-hole horizontal well | |
RU2013127628A (en) | INSTALLATION FOR SIMULTANEOUS PRODUCTION AND MAINTENANCE WITH MECHANICAL PUMPING ON A FLEXIBLE PIPE FOR REMOVING FLUIDS | |
US7971647B2 (en) | Apparatus and method for raising a fluid in a well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181118 |