RU2462587C1 - Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины - Google Patents
Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2462587C1 RU2462587C1 RU2011146483/03A RU2011146483A RU2462587C1 RU 2462587 C1 RU2462587 C1 RU 2462587C1 RU 2011146483/03 A RU2011146483/03 A RU 2011146483/03A RU 2011146483 A RU2011146483 A RU 2011146483A RU 2462587 C1 RU2462587 C1 RU 2462587C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- pressure
- well
- line
- oil
- pipe
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при замере забойного давления в скважине. Обеспечивает возможность определения забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине. Сущность изобретения: при эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины на колонне насосно-компрессорных труб закрепляют скважинный трубопровод с расположением конца в интервале замера забойного давления. По скважинному трубопроводу закачивают ингибитор солеотложений. По колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть. На устье скважины скважинный трубопровод снабжают манометром. Прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины. Проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу. При необходимости операции повторяют. 1 пр., 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при замере забойного давления в скважине.
Известен способ непосредственного измерения давления на забое, при котором в скважину спускают на заданную глубину глубинный манометр, а информацию о давлении тем или иным способом передают на поверхность [Эпияшевский И. В. Технология добычи нефти и газа. М.: Недра, 1977, с.107].
Способ отличается низкой производительностью и требует для своей реализации специальное глубинное оборудование.
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ определения забойного давления в скважине путем возбуждения на устье скважины акустического зондирующего импульса и регистрации отраженного импульса. Затем с учетом плотности жидкости и давления затрубного газа вычисляют забойное давление. Одновременно в момент возбуждения акустического зондирующего импульса измеряют амплитуду его волнового давления и по ее величине определяют давление затрубного газа [Патент РФ №2052092, кл. E21B 47/04, опубликовано 10.01.1996 - прототип].
Известный способ высокопроизводителен, однако он применим лишь в условиях низкотемпературных скважин в условиях разработки залежи с низковязкими нефтями.
В предложенном изобретении решается задача определения забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине.
Задача решается способом эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины, заключающимся в том, что на колонне насосно-компрессорных труб закрепляют скважинный трубопровод с расположением конца в интервале замера забойного давления, по скважинному трубопроводу закачивают ингибитор солеотложений, по колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть, на устье скважины скважинный трубопровод снабжают манометром, прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины, проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу, при необходимости операции повторяют.
Сущность изобретения
Замер забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине традиционными способами невыполним вследствие высокой вязкости добываемой нефти, высокой температуры и весьма малых пластовых и забойных давлений. Для определения забойного давления в такой скважине разработан предлагаемый способ. Способ заключается в следующем.
При эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины, посредством которой добывают битумы, возникают две проблемы. Первая связана с образованием солеотложений на рабочих органах насосов. Основным способом борьбы с солеотложениями является подача ингибитора солеотложений на прием насоса с помощью скважинного трубопровода малого диаметра порядка 4 мм в диаметре. При этом по колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть. Скважинный трубопровод прикрепляют на наружной поверхности колонны насосно-компрессорных труб и спускают в скважину вместе с колонной. Схема компоновки представлена на фиг.1, на которой 1 - скважинный трубопровод, 2 - планшайба арматуры, 3 - фланец, 4, 5 - переводники, 6 - игольчатый вентиль, 7 - манометр, 8 - трубопровод, 9 - дозаторная установка ингибитора солеотложений, 10 - ГЗН (гидрозащита), 11 - ПЭД (погружной электродвигатель), 12 - ТМС (термоманометрическая система).
Значение давления на приеме насоса определяют с помощью погружного ТМС, спускаемого вместе с насосом. Для ТМС рабочая температура составляет 150°C. Одним из недостатков ТМС является быстрый выход его из строя в течение 25-30 сут из-за воздействия высокой температуры.
Для определения забойного давления собирают компоновку согласно фиг.1, на которой конец скважинного трубопровода 1 монтируют на уровне подвеса ТМС 12. При этом технология подачи ингибитора солеотложений не меняется. На выходной конец скважинного трубопровода 1 на устье скважины монтируют тройник 13, два игольчатых вентиля 6, манометр 7, штуцер 14, шланг 15 и баллон углекислого газа 17 с газовым редуктором 16. Производят продавку углекислого газа под давлением 0,9-1,1 МПа в трубопровод 1 и вытеснение из него жидкости. Прекращают подачу углекислого газа. Проводят технологическую выдержку для установления давления. По манометру 7 определяют забойное давление. Стравливают давление из скважинного трубопровода 1, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу 1, а при необходимости операции повторяют.
В результате удается определить забойное давление в нефтедобывающей высокотемпературной скважине.
Пример конкретного выполнения
Эксплуатируют нефтедобывающую высокотемпературную скважину со следующими характеристиками: глубина продуктивного пласта 66,8 м, диаметр эксплуатационной колонны 245 мм, температура на забое скважины 107°C, вязкость нефти 4200 сП, вязкость нефти в пластовых условиях 32,7 сП, плотность нефти 958 г/см3. В скважину спущена колонна насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, с электроцентробежным насосом марки УВНН 125-200 на глубине 287 м. На наружной стороне колонны насосно-компрессорных труб закреплен скважинный трубопровод диаметром 4 мм. Схема скважинной компоновки соответствует фиг.1.
По колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нефть с температурой 92°C и дебитом 120 м3/сут. По скважинному трубопроводу прокачивают ингибитор солеотложений марки СНПХ-5312Т с расходом 3 кг/сут. Для определения забойного давления прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением в пределах 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины, проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе в течение 15 мин, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, которое в данном случае составило 0,5 МПа, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу. При необходимости операции повторяют.
Применение предложенного изобретения позволит решить задачу определения забойного давления в нефтедобывающей высокотемпературной скважине.
Claims (1)
- Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины, заключающийся в том, что на колонне насосно-компрессорных труб закрепляют скважинный трубопровод с расположением конца в интервале замера забойного давления, по скважинному трубопроводу закачивают ингибитор солеотложений, по колонне насосно-компрессорных труб отбирают высоковязкую нагретую нефть, на устье скважины скважинный трубопровод снабжают манометром, прекращают закачку ингибитора солеотложений через скважинный трубопровод, продувают скважинный трубопровод углекислым газом под давлением 0,9-1,1 МПа, прекращают подачу углекислого газа, перекрывают скважинный трубопровод на устье скважины, проводят технологическую выдержку до стабилизации давления в скважинном трубопроводе, фиксируют стабилизировавшееся давление как забойное, стравливают давление из скважинного трубопровода, возобновляют закачку ингибитора солеотложений по скважинному трубопроводу, при необходимости операции повторяют.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011146483/03A RU2462587C1 (ru) | 2011-11-17 | 2011-11-17 | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2011146483/03A RU2462587C1 (ru) | 2011-11-17 | 2011-11-17 | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2462587C1 true RU2462587C1 (ru) | 2012-09-27 |
Family
ID=47078533
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2011146483/03A RU2462587C1 (ru) | 2011-11-17 | 2011-11-17 | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2462587C1 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107023287A (zh) * | 2017-04-25 | 2017-08-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 深水油气井圈闭压力的模拟实验装置 |
| RU2725415C1 (ru) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| CN114458243A (zh) * | 2020-11-09 | 2022-05-10 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种阻垢剂加注系统 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1469110A1 (ru) * | 1987-02-13 | 1989-03-30 | Бугульминский Комплексный Отдел Всесоюзного Нефтегазового Научно-Исследовательского Института | Способ определени параметров скважины |
| US5282263A (en) * | 1990-10-01 | 1994-01-25 | Nenniger John E | Method of stumulating oil wells by pumped solvent heated in situ to reduce wax obstructions |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| RU2255907C2 (ru) * | 1999-06-22 | 2005-07-10 | Асимптоут Лимитед | Способ и установка для уменьшения образования отложений минеральных солей |
| CN201041025Y (zh) * | 2007-06-19 | 2008-03-26 | 阜新北鑫星液压有限公司 | 液压驱动加热采油系统 |
| RU2328590C1 (ru) * | 2006-10-20 | 2008-07-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации |
| US20090178803A1 (en) * | 2008-01-16 | 2009-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of heating sub sea esp pumping system |
| RU2365744C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Василий Александрович Леонов | Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его реализации (варианты) |
-
2011
- 2011-11-17 RU RU2011146483/03A patent/RU2462587C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1469110A1 (ru) * | 1987-02-13 | 1989-03-30 | Бугульминский Комплексный Отдел Всесоюзного Нефтегазового Научно-Исследовательского Института | Способ определени параметров скважины |
| US5282263A (en) * | 1990-10-01 | 1994-01-25 | Nenniger John E | Method of stumulating oil wells by pumped solvent heated in situ to reduce wax obstructions |
| RU2255907C2 (ru) * | 1999-06-22 | 2005-07-10 | Асимптоут Лимитед | Способ и установка для уменьшения образования отложений минеральных солей |
| RU2211311C2 (ru) * | 2001-01-15 | 2003-08-27 | ООО Научно-исследовательский институт "СибГеоТех" | Способ одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов и скважинная установка для его реализации |
| RU2328590C1 (ru) * | 2006-10-20 | 2008-07-10 | Махир Зафар оглы Шарифов | Способ раздельной эксплуатации объектов нагнетательной или добывающей скважины и варианты установки для его реализации |
| CN201041025Y (zh) * | 2007-06-19 | 2008-03-26 | 阜新北鑫星液压有限公司 | 液压驱动加热采油系统 |
| RU2365744C1 (ru) * | 2008-01-09 | 2009-08-27 | Василий Александрович Леонов | Способ одновременно-раздельной добычи углеводородов электропогружным насосом и установка для его реализации (варианты) |
| US20090178803A1 (en) * | 2008-01-16 | 2009-07-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of heating sub sea esp pumping system |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107023287A (zh) * | 2017-04-25 | 2017-08-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 深水油气井圈闭压力的模拟实验装置 |
| CN107023287B (zh) * | 2017-04-25 | 2021-01-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 深水油气井圈闭压力的模拟实验装置 |
| RU2725415C1 (ru) * | 2019-10-16 | 2020-07-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти с использованием парных горизонтальных скважин |
| CN114458243A (zh) * | 2020-11-09 | 2022-05-10 | 中国科学院广州能源研究所 | 一种阻垢剂加注系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CA2974099C (en) | Method for minimizing vibration in a multi-pump system | |
| WO2018035400A4 (en) | Method for determining characteristics of a network of hydraulic fractures | |
| US10533386B2 (en) | Discharge coefficient determination of a managed pressure drilling choke/valve | |
| RU2460876C1 (ru) | Способ осуществления импульсного гидроразрыва карбонатного пласта | |
| US20080179063A1 (en) | Chemically enhanced gas-lift for oil and gas wells | |
| RU2462587C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтедобывающей высокотемпературной скважины | |
| RU2011140616A (ru) | Способ рекаверинга рабочего состояния нефтегазодобывающей скважины с горизонтальным и/или субгоризонтальным окончанием в процессе эксплуатации и технологический комплекс для осуществления способа | |
| Drozdov et al. | Prospects of development of jet pump's well operation technology in Russia | |
| WO2015179723A1 (en) | Technique for production enhancement with downhole monitoring of artificially lifted wells | |
| RU2372530C1 (ru) | Скважинная струйная установка для каротажа и освоения горизонтальных скважин с аномально низкими пластовыми давлениями | |
| US11492885B2 (en) | Hydraulic fracturing systems and methods | |
| EA038439B1 (ru) | Способ и установка для откачки жидкости из скважины | |
| RU2342516C1 (ru) | Способ производства ремонтно-изоляционных работ в скважине | |
| RU2551038C2 (ru) | Способ контроля герметичности нагнетательной скважины | |
| RU2680158C1 (ru) | Способ геомеханического воздействия на пласт | |
| NO314419B1 (no) | Anordning og fremgangsmåte for fylling av fluid i en underjordisk formasjon | |
| RU2750500C1 (ru) | Способ подачи растворителя аспо в скважину | |
| RU2820657C1 (ru) | Способ волноводного воздействия на призабойную зону добывающей скважины | |
| US12044096B2 (en) | Method for plugging a wellbore allowing for efficient re-stimulation | |
| RU2803327C1 (ru) | Способ эксплуатации пары скважин, добывающих высоковязкую нефть | |
| RU2357070C1 (ru) | Способ добычи нефти | |
| RU2813414C1 (ru) | Способ глушения горизонтальных газовых скважин | |
| EP3098378A1 (en) | Method for recovery of oil and/or gas | |
| RU2310062C1 (ru) | Способ опрессовки скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб | |
| RU2806972C1 (ru) | Способ эксплуатации парных скважин, добывающих высоковязкую нефть |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181118 |