RU2527958C1 - Method of well dual operation - Google Patents
Method of well dual operation Download PDFInfo
- Publication number
- RU2527958C1 RU2527958C1 RU2013143487/03A RU2013143487A RU2527958C1 RU 2527958 C1 RU2527958 C1 RU 2527958C1 RU 2013143487/03 A RU2013143487/03 A RU 2013143487/03A RU 2013143487 A RU2013143487 A RU 2013143487A RU 2527958 C1 RU2527958 C1 RU 2527958C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- column
- long
- string
- diameter
- short
- Prior art date
Links
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при одновременно-раздельной эксплуатации скважины.The invention relates to the oil industry and may find application in simultaneous and separate well operation.
Известен способ эксплуатации скважины при одновременно-раздельной закачке рабочего агента. Обеспечивает повышение эффективности способа за счет исключения закручивания колонн относительно друг друга, ослабления резьбы и отворота труб, исключения нарушения герметичности. Сущность изобретения: способ включает сборку на устье и спуск в скважину длинной колонны с пакером и короткой колонны. Предварительно эксплуатационную колонну шаблонируют шаблоном длиной не менее длины пакера, определяют интервал перемычки под пакер длиной не менее 3,5 м с цементом в заколонном пространстве, спускают пакер на колонне насосно-компресорных труб, проводят исследования с определением приемистости разобщаемых пластов, поднимают пакер. При монтаже длинной колонны до монтажа пакера собирают патрубок со стопорным кольцом и высокогерметичными муфтами или муфтами с герметиком на резьбе, имеющими уменьшенный на 2 мм по сравнению со стандартным, наружный диаметр, над пакером монтируют патрубок с муфтами, одну трубу колонны насосно-компрессорных труб с реперным патрубком, затем собирают на высокогерметичных муфтах или муфтах с герметиком на резьбе колонну насосно-компрессорных труб, устанавливают пакер, выполняют натяжение длинной колонны нагрузкой на 2-3 т выше собственного веса колонны, закрепляют длинную колонну в эксцентрике на устье скважины, эксцентрик закрепляют в устьевой арматуре. При монтаже короткой колонны насосно-компрессорные трубы собирают на муфтах с герметиком на резьбе, низ колонны снабжают муфтой, в состав короткой колонны включают дополнительные патрубки, посредством которых муфты одной колонны размещают между муфтами другой колонны, после спуска каждых 4-6 труб короткую колонну поднимают и спускают на длину 1 трубы не менее 2 раз, башмак короткой колонны размещают выше кровли верхнего пласта на 20-30 м. Выше уровня низа короткой колонны скважину заполняют антикоррозионной жидкостью. Для монтажа колонн используют трубы с внутренним антикоррозионным и противообрастающим гладким покрытием. Выполняют шаблонирование колонн шаблоном с полиамидным покрытием (Патент РФ №2481464, кл. E21B 43/14, опубл. 10.05.2013).A known method of operating a well with simultaneous-separate injection of a working agent. Provides an increase in the efficiency of the method by eliminating the twisting of the columns relative to each other, loosening the threads and flap of the pipe, eliminating the violation of tightness. The inventive method includes assembling at the wellhead and lowering into the well a long column with a packer and a short column. The pre-production casing is patterned with a template with a length of at least the length of the packer, the jumper interval for the packer with a length of at least 3.5 m with cement in the annulus is determined, the packer is lowered on the tubing string, studies are carried out to determine the injectivity of the segregated formations, and the packer is raised. When installing a long column before mounting the packer, a nozzle with a retaining ring and high-tight couplings or couplings with sealant on the thread, having an outer diameter reduced by 2 mm compared to the standard diameter, is assembled, a nozzle with couplings is mounted above the packer, one pipe pipe of the tubing string with the reference pipe, then assembled on the tight-sealed couplings or couplings with sealant on the thread of the tubing string, install the packer, tension the long string with a load of 2-3 tons above its own the weight of the column, fix the long column in the eccentric at the wellhead, the eccentric is fixed in the wellhead. When installing a short column, the tubing is assembled on couplings with sealant on the thread, the bottom of the column is provided with a coupling, additional pipes are included in the composition of the short column, through which the couplings of one column are placed between the couplings of the other column, after the descent of each 4-6 pipes, the short column is lifted and lowered to a length of 1 pipe at least 2 times, the shoe of the short column is placed above the roof of the upper layer by 20-30 m. Above the bottom of the short column, the well is filled with anticorrosive fluid. For the installation of columns using pipes with internal anti-corrosion and anti-fouling smooth coating. Columns are modeled using a polyamide-coated template (RF Patent No. 2481464, CL E21B 43/14, publ. 05/10/2013).
Наиболее близким к предложенному изобретению по технической сущности является способ одновременно-раздельной эксплуатации и закачки двух пластов, который включает подъем пластовой жидкости из верхнего пласта с помощью погружного насоса и закачку с поверхности жидкости под давлением в нижний пласт для поддержания пластового давления. При этом поток жидкости, закачиваемой с поверхности в скважину, используют не только как энергоноситель для поддержания давления в нижнем пласте, но и как рабочую жидкость для гидравлического забойного двигателя, приводящего погружной насос для подъема жидкости из верхнего пласта. Устройство состоит из винтового погружного агрегата, включающего в свой состав винтовой насос с приводом от винтового гидравлического двигателя, осевую опору и каналы для прохождения силовой и добываемой жидкостей. При этом на корпусе погружного агрегата размещены два пакера, один из которых расположен выше зоны перфорации верхнего пласта, а второй - выше зоны перфорации нижнего пласта. Все детали роторной группы погружного агрегата имеют сквозной продольный канал, соединяющий внутреннюю полость насосно-компрессорых труб с перфорационными отверстиями нижнего пласта (Патент РФ №2477367, кл. E21B 43/14, опубл. 10.03.2013 - прототип).Closest to the proposed invention in technical essence is a method for simultaneously and separately operating and injecting two formations, which involves raising the reservoir fluid from the upper reservoir using an submersible pump and injecting fluid from the surface of the fluid under pressure into the lower reservoir to maintain reservoir pressure. In this case, the flow of fluid pumped from the surface into the well is used not only as an energy carrier to maintain pressure in the lower reservoir, but also as a working fluid for a hydraulic downhole motor driving a submersible pump to lift fluid from the upper reservoir. The device consists of a screw submersible unit, which includes a screw pump driven by a hydraulic screw motor, axial support and channels for the passage of power and produced fluids. At the same time, two packers are placed on the body of the submersible unit, one of which is located above the perforation zone of the upper layer, and the second is above the perforation zone of the lower layer. All parts of the rotor group of the submersible unit have a through longitudinal channel connecting the internal cavity of the tubing with perforations of the lower layer (RF Patent No. 2477367, class E21B 43/14, publ. 03/10/2013 - prototype).
Общим недостатком известных способов является охлаждение короткой колонны из-за воздействия холодного рабочего агента, прокачиваемого по длинной колонне, и, как следствие, выпадение парафиновых отложений в короткой колонне.A common disadvantage of the known methods is the cooling of a short column due to exposure to a cold working agent pumped along a long column, and, as a consequence, the precipitation of paraffin deposits in a short column.
В предложенном изобретении решается задача предотвращения накопления отложений в короткой колонне.The proposed invention solves the problem of preventing the accumulation of deposits in a short column.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации скважины, включающем закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта, согласно изобретению, длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря, часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза, на конце длинной колонны устанавливают осевой пакер, проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины, короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре.The problem is solved in that in the method of operating the well, which includes injecting the working agent through a long column with a packer into the lower object and selecting reservoir fluid from the short object from the upper object, according to the invention, the long column is located near the wall of the well opposite the short column with orientation to the wellhead and application parallel anchor, part of a long column below the parallel anchor is made of pipes of insulating material with a diameter larger than the diameter of the pipes above the parallel anchor, 1.25-1.52 times, per e longest axial column set packer, carried tension long column to fit it to the borehole wall using a short column with a diameter of 1.25 times larger than the diameter of a long column above the parallel armature and mounted in parallel anchor.
Закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне можно выполнять в периодическом режиме.The injection of the working agent along a long column and the selection of formation fluid along a short column can be performed in a batch mode.
Сущность изобретенияSUMMARY OF THE INVENTION
При одновременно-раздельной эксплуатации скважины, при которой в нижний объект-пласт или группу пластов, закачивают рабочий агент, как правило, представляющий собой холодную пресную или минерализованную воду. В то же время по короткой колонне из верхнего объекта-пласта или группы пластов отбирают пластовую продукцию, как правило, несущую с собой значительное количество парафинов и прочих веществ, склонных к высаждению и накоплению в короткой колонне отложений, уменьшающих сечение и создающих сопротивление подъему жидкости по колонне. Таким образом, в скважине наблюдается два конкурирующих процесса: охлаждение и нагрев. Проблема усугубляется в зимнее время, когда температура закачиваемой воды снижается практически до нуля. Существующие способы не решают эту задачу. В предложенном изобретении решается задача предотвращения накопления отложений в короткой колонне. Задача решается следующим образом.During simultaneous and separate operation of the well, in which a working agent is pumped into the lower reservoir object or group of reservoirs, as a rule, which is cold fresh or mineralized water. At the same time, reservoir products are selected from a top column of a reservoir or group of reservoirs, usually carrying a significant amount of paraffins and other substances, which tend to precipitate and accumulate sediments in a short column, which reduce the cross section and create resistance to liquid upflow column. Thus, two competing processes are observed in the well: cooling and heating. The problem is exacerbated in the winter, when the temperature of the injected water drops to almost zero. Existing methods do not solve this problem. The proposed invention solves the problem of preventing the accumulation of deposits in a short column. The problem is solved as follows.
При одновременно-раздельной эксплуатации скважины проводят закачку рабочего агента по длинной колонне с пакером в нижний объект и отбор пластовой жидкости по короткой колонне из верхнего объекта. Длинную колонну располагают вблизи стенки скважины напротив короткой колонны ориентацией на устье и применением параллельного якоря. Часть длинной колонны ниже параллельного якоря выполняют из труб из теплоизоляционного материала диаметром большим, чем диаметр труб выше параллельного якоря, в 1,25-1,52 раза. На конце длинной колонны устанавливают осевой пакер. Проводят натяжение длинной колонны до ее прилегания к стенке скважины. Короткую колонну используют диаметром в 1,25 раза большим, чем диаметр длинной колонны выше параллельного якоря, и устанавливают в параллельном якоре.During simultaneous and separate operation of the well, the working agent is injected along a long column with a packer into the lower object and formation fluid is taken along the short column from the upper object. A long column is placed near the wall of the well opposite the short column with orientation to the mouth and the use of a parallel armature. Part of a long column below the parallel armature is made of pipes of heat-insulating material with a diameter larger than the diameter of the pipes above the parallel armature, 1.25-1.52 times. An axial packer is installed at the end of a long column. Spend the tension of a long column until it fits against the wall of the well. The short column is used with a diameter 1.25 times larger than the diameter of the long column above the parallel armature, and is mounted in the parallel armature.
Предотвращению накопления отложений способствует также то, что закачку рабочего агента по длинной колонне и отбор пластовой жидкости по короткой колонне выполняют в периодическом режиме.Prevention of accumulation of deposits is also facilitated by the fact that the injection of the working agent along a long column and the selection of formation fluid along a short column is performed in a batch mode.
Изложенные мероприятия получены опытным путем при эксплуатации скважин с различным глубинным оборудованием.The measures described above were obtained experimentally during the operation of wells with various downhole equipment.
В качестве труб из теплоизоляционного материала могут применяться стеклопластиковые трубы, трубы типа термокейс с вакуумной зоной внутри, трубы типа колонны в колонне и т.п.Fiberglass pipes, thermo-case type pipes with a vacuum zone inside, column-type pipes in a column, etc. can be used as pipes from heat-insulating material.
Примеры конкретного выполненияCase Studies
Пример 1. Эксплуатируют скважину с эксплуатационной колонной диаметром 146 мм, толщина стенки эксплуатационной колонны 8.5 мм, забой на глубине 1945 м, верхний объект (добыча нефти) - пласты в интервалах 1811-1817 м; 1826,4-1827,6 м и 1832,4-1834,8 м; нижний объект состоит из двух пластов в интервале 1851,2-1856,2 м и 1860,8-1863,2 м. В качестве короткой колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60 мм на глубину 1300 м со штанговым насосом 20-125-ТНМ-14-4-2-2 и штангами диаметром 19 мм. В качестве длинной колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 48 мм до глубины 1310 м, присоединенные к параллельному якорю. Ниже параллельного якоря до эксплуатационного пакера спущены стеклопластиковые насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60 мм и длиной 531 м. Эксплуатационный пакер установлен на глубине 1841 м. Длинная колонна оставлена в скважине с натяжением 8,6 т. Добыча жидкости по верхнему объекту - 24,3 м3/сут, расход жидкости в нижний объект - 53 м3/сут при 8,7 МПа.Example 1. A well is operated with a production casing with a diameter of 146 mm, the wall thickness of the production casing is 8.5 mm, a bottom at a depth of 1945 m, the upper object (oil production) - formations in the intervals of 1811-1817 m; 1826.4-1827.6 m and 1832.4-1834.8 m; the lower object consists of two layers in the range of 1851.2-1856.2 m and 1860.8-1863.2 m. As a short column, tubing pipes with an outer diameter of 60 mm to a depth of 1300 m with a rod pump 20-125 -THM-14-4-2-2 and rods with a diameter of 19 mm. As a long string, tubing pipes with an outer diameter of 48 mm to a depth of 1310 m, connected to a parallel armature, have been launched. Fiberglass tubing with an outer diameter of 60 mm and a length of 531 m has been lowered below the parallel anchor to the production packer. The production packer is installed at a depth of 1841 m. A long string is left in the borehole with a tension of 8.6 tons. Liquid production over the upper object is 24, 3 m 3 / day, fluid flow into the lower object - 53 m 3 / day at 8.7 MPa.
Пример 2. Эксплуатируют скважину с эксплуатационной колонной диаметром 168 мм, толщина стенки эксплуатационной колонны 7,3 мм, забой на глубине 1860 м, верхний объект (добыча нефти) - пласт в интервале 1824,4-1829,6 м; нижний объект состоит из двух пластов в интервале 1840,8-1843,2 м и 1846,4-1849,2 м. В качестве короткой колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 60 мм на глубину 1200 м со штанговым насосом 20-175-ТНМ-Т-14-4-2-2 и штангами диаметром 19 мм. В качестве длинной колонны спущены насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 48 мм до глубины 1210 м, присоединенные к параллельному якорю, ниже параллельного якоря до эксплуатационного пакера спущены стеклопластиковые насосно-компрессорные трубы с наружным диаметром 73 мм и длиной 624 м. Эксплуатационный пакер установлен на глубине 1834 м. Длинная колонна оставлена в скважине с натяжением 9,1 т. Добыча жидкости по верхнему объекту - 28,7 м3/сут., расход жидкости в нижний объект - 64,8 м3/сут при 14 МПа.Example 2. A well is operated with a production casing with a diameter of 168 mm, a wall thickness of a production casing is 7.3 mm, a bottom at a depth of 1860 m, the upper object (oil production) is a formation in the range of 1824.4-1829.6 m; the lower object consists of two layers in the interval of 1840.8-1843.2 m and 1846.4-1849.2 m. As a short column, tubing pipes with an outer diameter of 60 mm to a depth of 1200 m with a sucker rod pump 20-175 -THM-T-14-4-2-2 and rods with a diameter of 19 mm. As a long string, tubing was launched with an outer diameter of 48 mm to a depth of 1210 m, attached to a parallel armature, fiberglass tubing with an outer diameter of 73 mm and a length of 624 m was lowered to the production packer below the parallel armature. The operating packer is installed on depth of 1834 m. A long string was left in the borehole with a tension of 9.1 tons. Liquid production in the upper object is 28.7 m 3 / day, fluid flow in the lower object is 64.8 m 3 / day at 14 MPa.
Пример 3. Выполняют, как пример 1. Закачку жидкости в длинную колонну выполняют в периодическом режиме: 15 сут - закачка, 15 сут - остановка. При остановке закачки производят добычу жидкости по короткой колонне, при закачке останавливают добычу.Example 3. Perform, as example 1. The injection of fluid into a long column is performed in a batch mode: 15 days - injection, 15 days - stop. When the injection is stopped, liquid is produced in a short column; when the injection is stopped, production is stopped.
В результате скважину эксплуатируют без остановок на очистку от накоплений в короткой колонне более 1 года.As a result, the well is operated without stopping to clear accumulations in a short column for more than 1 year.
Применение предложенного способа позволит решить задачу предотвращения накопления отложений в короткой колонне.The application of the proposed method will solve the problem of preventing the accumulation of deposits in a short column.
Claims (2)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013143487/03A RU2527958C1 (en) | 2013-09-26 | 2013-09-26 | Method of well dual operation |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2013143487/03A RU2527958C1 (en) | 2013-09-26 | 2013-09-26 | Method of well dual operation |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2527958C1 true RU2527958C1 (en) | 2014-09-10 |
Family
ID=51540189
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2013143487/03A RU2527958C1 (en) | 2013-09-26 | 2013-09-26 | Method of well dual operation |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2527958C1 (en) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5862863A (en) * | 1996-08-26 | 1999-01-26 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| US6125937A (en) * | 1997-02-13 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
| RU2349739C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Facility for simultaneous-separate pumping water into two formations |
| RU2475631C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Plant for simultaneous-separate pumping of working agent |
| RU2481464C1 (en) * | 2012-07-05 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well operation at simultaneous separate pumping of working medium |
-
2013
- 2013-09-26 RU RU2013143487/03A patent/RU2527958C1/en active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5862863A (en) * | 1996-08-26 | 1999-01-26 | Swisher; Mark D. | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning |
| US6125937A (en) * | 1997-02-13 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of completing a subterranean well and associated apparatus |
| RU2349739C1 (en) * | 2007-06-15 | 2009-03-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Facility for simultaneous-separate pumping water into two formations |
| RU2475631C1 (en) * | 2012-04-19 | 2013-02-20 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Plant for simultaneous-separate pumping of working agent |
| RU2481464C1 (en) * | 2012-07-05 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Method for well operation at simultaneous separate pumping of working medium |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| МАКСУТОВ Р.А. и др. Одновременная раздельная эксплуатация многопластовых нефтяных месторождений. - М., Недра, 1974, с.53-54, рис.35 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2328590C1 (en) | Separate maintenance process for injection or production well and implementation variants | |
| RU2442883C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil reserves | |
| RU2527051C1 (en) | Method for development of high-viscous oil deposits or bitumens at thermal effect | |
| US11136865B2 (en) | Integrated construction method of fracturing and tertiary oil recovery for low-permeability reservoir | |
| RU2363839C1 (en) | Procedure for development of high viscous oil deposits | |
| RU2478164C1 (en) | Development method of oil deposit located above gas deposit and separated from it with non-permeable interlayer | |
| CA2864646A1 (en) | Toe connector between producer and injector wells | |
| CN105735956A (en) | Hot fluid injection blockage relieving and production increasing process for immovable string | |
| RU2456441C1 (en) | Production method of high-viscous oil by means of simultaneous pumping of steam and extraction of liquid from single horizontal well | |
| RU2433254C1 (en) | Method of oil filed development | |
| RU2527958C1 (en) | Method of well dual operation | |
| RU2382171C1 (en) | Gas and gas condensate wells with leaky casing string repair method | |
| RU2535765C1 (en) | Treatment method of bottomhole zone | |
| RU2499134C2 (en) | Method of development of oil pool located above gas pool and separated therefrom by impermeable parting | |
| RU2749658C1 (en) | Method for developing high-viscosity oil deposits by cyclic steam method | |
| RU2582363C1 (en) | Method for thermal effect on bottomhole formation zone with high-viscosity oil and device therefor | |
| RU2639003C1 (en) | Method for production of high-viscosity oil | |
| RU96167U1 (en) | WELL WASHING DEVICE | |
| US11313214B2 (en) | Creating high conductivity layers in propped formations | |
| US20170321511A1 (en) | Oil well assembly for oil production and fluid injection | |
| RU2199004C2 (en) | Method of oil formation development | |
| RU2483204C1 (en) | Device for development of deposit of high-viscosity oil or bitumen | |
| RU2405929C1 (en) | Method for development of reservoir of high-viscous oil | |
| RU2495231C1 (en) | Flushing method for wells with lost-circulation formation | |
| RU2395675C1 (en) | Method of ultraviscous oil recovery |