RU2515643C1 - Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины - Google Patents
Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2515643C1 RU2515643C1 RU2013104770/03A RU2013104770A RU2515643C1 RU 2515643 C1 RU2515643 C1 RU 2515643C1 RU 2013104770/03 A RU2013104770/03 A RU 2013104770/03A RU 2013104770 A RU2013104770 A RU 2013104770A RU 2515643 C1 RU2515643 C1 RU 2515643C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- level
- main
- flooded
- oil
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и, в частности, к способу добычи нефти из обводненных скважин. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет более эффективной сепарации газа, охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором. Сущность изобретения: способ включает предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного ствола, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти. Для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине. При этом дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью. 1 пр., 2 ил.
Description
Предлагаемое изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам добычи нефти из обводненных скважин.
Известен способ добычи нефти, включающий бурение с поверхности земли наклонно направленной скважины с горизонтальным стволом, спуск глубинного насоса и отбор из скважины нефти, причем из наклонной части ствола бурят дополнительный ствол, при этом точку засечки дополнительного ствола располагают ниже статического уровня жидкости в скважине, а глубинный насос размещают на забое дополнительного ствола (Патент РФ №2046930, Е21В 43/00, 1995 г.).
Недостатком данного способа является размещение глубинно-насосного оборудования в боковом стволе, что накладывает ограничения на величину зенитного угла бокового ствола, увеличивает коэффициент трения между насосно-компрессорными трубами и колонной штанг.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению по технической сущности является способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий предварительное определение уровня жидкости в скважине, установку цементного моста, бурение бокового ствола, размещение глубиннонасосного оборудования (Патент РФ №2190086, Е21В 43/00, 2002 г.)
Недостаточная эффективность данного способа обусловлена, в частности, бурением бокового ствола ниже динамического уровня, что не позволяет производить разрыв струи, притекающей из пласта к приему насоса газожидкостной смеси, тем самым ограничивается эффективность сепарации газа и охлаждение пластовой жидкости. Кроме того, цементирование основного забоя после бурения бокового ствола приводит к засорению бокового ствола цементным раствором.
Решаемой задачей и ожидаемым техническим результатом предлагаемого изобретения является повышение эффективности способа эксплуатации обводненной нефтяной скважины за счет обеспечения разрыва струи газожидкостной смеси для более эффективной сепарации газа, за счет охлаждения пластовой жидкости, притекающей к приему насоса, а также за счет исключения засорения бокового ствола цементным раствором.
Поставленная задача решается тем, что в способе эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающем предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.
Предлагаемое изобретение в сравнении с прототипом показало наличие новой последовательности операций и новых действий: бурение бокового ствола выше динамического уровня, снабжение насосного оборудования четырехлопастными центраторами бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью. Это обеспечивает «новизну» изобретения.
Поиск по отличительным признаком показал отсутствие таковых в доступных источниках информации, что свидетельствует о соответствии изобретения критерию «изобретательский уровень».
На фиг.1 представлена схема подготовки скважины к эксплуатации, где 1 - основной ствол скважины, 2 - динамический уровень, 3 - зацементированный забой основного ствола, 4 - продуктивный пласт, 5 - временный цементный мост, 6 - боковой ствол.
На фиг.2 проиллюстрирован способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины при динамическом уровне ниже места зарезки бокового ствола с зацементированным забоем основного ствола, где 1 - основной ствол скважины, 2 - динамический уровень, 3 - зацементированный забой основного ствола, 4 - продуктивный пласт, 6 - боковой ствол, 7 - глубинно-насосное оборудование, 8 - четырехлопастной центратор бочкообразной формы (поперечный разрез А-А), 9 - отсепарированный газ, 10 - клапан для перепуска газа.
Заявляемая технология состоит в следующей последовательности операций.
Сначала производится подбор обводненной скважины, определяется динамический уровень жидкости в основном стволе и точка зарезки бокового ствола над этим уровнем. Затем забой основного ствола скважины заливается цементным раствором, поскольку скважина была полностью обводнена по основному стволу.
Затем в основном стволе устанавливают временный цементный мост, бурят боковой ствол из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.
Пример конкретного осуществления способа.
В основном стволе скважины 1 глубиной 2820 м после полного обводнения определили динамический уровень 2, который составил 2260 м, зацементировали забой 3 основного ствола, определили точку зарезки бокового ствола 6 и установили временный мост 5 на глубине 2200 м. Затем на глубине 2200 м пробурили боковой ствол 6. После бурения разрушили цементный мост 5.
Затем спустили глубинно-насосное оборудование 7, снабженное четырехлопастным центратором бочкообразной формы, на забой основного ствола 1 на глубину 2820 м и начали отбор нефти.
Известно, что геотермический уровень по глубине скважины изменяется в среднем на 4°С на 100 м. По прототипу точка зарезки бокового ствола находилась как минимум на глубине 2360 м; таким образом, при использовании предлагаемого способа температура жидкости, омывающей глубинно-насосное оборудование, понижается на 4°С, тем самым повышается эффективность охлаждения оборудования и его работоспособность.
С другой стороны, известно, что выделение газа из жидкости определяется в основном скоростью движения газожидкостной смеси и режимом ее течения. Тангенциальный поворот смеси, который происходит во время разрыва струи, увеличивает сепарацию газа до 35%, соответственно содержание газа на приеме насоса снижается, увеличивая КПД установки в целом до 30%.
Заявляемая последовательности действий исключает засорение бокового ствола цементным раствором.
Claims (1)
- Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины, включающий предварительное определение уровня жидкости в скважине, бурение бокового ствола из основного, установку в основном стволе временного цементного моста ниже точки зарезки бокового ствола, цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта и размещение глубинно-насосного оборудования на забое с последующим отбором нефти, отличающийся тем, что для обеспечения разрыва струи и повышения эффективности сепарации газа после определения уровня жидкости в скважине последовательно осуществляют цементирование обводненного забоя основного ствола на уровне продуктивного пласта, установку в основном стволе временного цементного моста, бурение бокового ствола из точки основного выше динамического уровня жидкости в скважине, причем дополнительно снижают передачу тепла со стенок скважины к глубинно-насосному оборудованию выполнением его четырехлопастных центраторов бочкообразной формы из материала с низкой теплопроводностью.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013104770/03A RU2515643C1 (ru) | 2013-02-04 | 2013-02-04 | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013104770/03A RU2515643C1 (ru) | 2013-02-04 | 2013-02-04 | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2515643C1 true RU2515643C1 (ru) | 2014-05-20 |
Family
ID=50778705
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013104770/03A RU2515643C1 (ru) | 2013-02-04 | 2013-02-04 | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2515643C1 (ru) |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5311936A (en) * | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
RU2179234C1 (ru) * | 2000-05-19 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
RU2190086C1 (ru) * | 2001-04-06 | 2002-09-27 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины |
RU2232263C2 (ru) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ добычи высоковязкой нефти |
RU2336414C1 (ru) * | 2007-01-12 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы |
RU2394981C1 (ru) * | 2009-09-11 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2446280C1 (ru) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |
-
2013
- 2013-02-04 RU RU2013104770/03A patent/RU2515643C1/ru not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5311936A (en) * | 1992-08-07 | 1994-05-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for isolating one horizontal production zone in a multilateral well |
RU2179234C1 (ru) * | 2000-05-19 | 2002-02-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" Татарский научно-исследовательский и проектный институт нефти "ТатНИПИнефть" | Способ разработки обводненной нефтяной залежи |
RU2190086C1 (ru) * | 2001-04-06 | 2002-09-27 | Дочернее общество с ограниченной ответственностью "Башкирский научно-исследовательский институт нефти" открытого акционерного общества "Акционерная нефтяная компания "Башнефть" | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины |
RU2232263C2 (ru) * | 2002-05-27 | 2004-07-10 | ООО "ЛУКОЙЛ-Коми" | Способ добычи высоковязкой нефти |
RU2336414C1 (ru) * | 2007-01-12 | 2008-10-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки изолированной литологически экранированной нефтенасыщенной линзы |
RU2394981C1 (ru) * | 2009-09-11 | 2010-07-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ разработки нефтяной залежи |
RU2446280C1 (ru) * | 2010-10-12 | 2012-03-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Способ разработки залежи высоковязкой нефти и битума |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN105298463A (zh) | 天然气水合物大井眼多分支径向水平井完井方法 | |
CN106978993A (zh) | 一种中深部砂岩地热水平井开采方法及结构 | |
RU2460875C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва карбонатного пласта | |
GB2445072A (en) | Method for running casing while drilling system | |
RU2407879C1 (ru) | Способ строительства скважины малого диаметра | |
CN110886594B (zh) | 开采煤层气的方法 | |
Xiumin et al. | Research and application of gas-lift reverse circulation drilling technology to geothermal well construction in Dalian Jiaoliu Island | |
CN110593846A (zh) | 一种气井气液分采完井管柱 | |
RU2451165C1 (ru) | Способ ограничения притока пластовых вод в добывающую скважину | |
RU2456441C1 (ru) | Способ добычи высоковязкой нефти методом одновременной закачки пара и отбора жидкости из одиночной горизонтальной скважины | |
CN207348839U (zh) | 一种中深部砂岩地热水平井开采结构 | |
CN109322618A (zh) | 非均质页岩气井储层段完钻方法 | |
CN109209299A (zh) | 一种井眼周边饱和充填可胶结砂砾制造人工井壁的方法 | |
RU2515643C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины | |
RU2418162C1 (ru) | Способ повышения проницаемости пласта при добыче высоковязкой нефти | |
RU2504646C1 (ru) | Способ разработки залежей нефти с применением заводнения | |
CN102268963B (zh) | 基岩裂隙地层混合钻进成井工艺 | |
RU2542070C1 (ru) | Способ эксплуатации двухзабойной скважины | |
RU2190086C1 (ru) | Способ эксплуатации обводненной нефтяной скважины | |
RU2728178C1 (ru) | Способ строительства бокового ствола скважины | |
RU2355873C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
RU2524089C1 (ru) | Способ строительства нефтедобывающей скважины | |
RU2225938C1 (ru) | Способ эксплуатации нефтяной добывающей скважины | |
CN201582226U (zh) | 扶正式井下环空抽吸涡轮泵 | |
RU2444611C1 (ru) | Способ изоляции продуктивного пласта от притока подошвенной воды |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20180205 |