RU2713270C1 - Способ эксплуатации горизонтальной скважины - Google Patents
Способ эксплуатации горизонтальной скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2713270C1 RU2713270C1 RU2019106138A RU2019106138A RU2713270C1 RU 2713270 C1 RU2713270 C1 RU 2713270C1 RU 2019106138 A RU2019106138 A RU 2019106138A RU 2019106138 A RU2019106138 A RU 2019106138A RU 2713270 C1 RU2713270 C1 RU 2713270C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- horizontal
- well
- heel
- tubing
- cable
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 24
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 5
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Обеспечивает повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Cпособ включает бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины. Согласно изобретению в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую собой трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накапливаемой в аккумуляторе от потока жидкости. 1 ил.
Description
Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины.
Известна горизонтально-вертикальная насосная система для извлечения скважинной текучей среды. В известном способе предложены варианты насосной системы и способ добычи текучих сред из пласта с использованием скважины. Система содержит вертикальную секцию с обсадной колонной, определяющей затрубное пространство, переходную секцию и горизонтальную секцию, и эксплуатационную колонну, имеющую вертикальную секцию и горизонтальную секцию. Причем указанная система содержит: эксплуатационное оборудование с изолирующим устройством в затрубном пространстве рядом с нижней частью вертикальной секции, сепаратор газа/ жидкости для приема добываемых жидкостей от горизонтальной секции и вертикальный всасывающий насос; непрерывный путь потока от конца эксплуатационной колонны до вертикальной секции; множество горизонтальных насосов, расположенных в горизонтальной секции, причем каждый из них имеет вход, открытый в пласт, и выход, открытый в непрерывный путь потока. Горизонтальный участок эксплуатационной колонны закрыт для пласта по всей длине, за исключением как сквозь горизонтальные насосы. Технический результат заключается в добыче текучих сред через горизонтальные скважины (патент РФ №2650983, кл. Е21В 43/12, кл. Е21В 43/32, кл. Е21В 43/113, опубл. 20.04.2018).
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому способу является устройство регулирования потока текучей среды в скважине, включающее скважину с горизонтальным участком, проходящим по пласту с различными зонами проницаемости, колонну труб с кабелем, электрические клапаны, измерительные датчики давления и температуры, один или несколько пакеров, перекрывающих внутрискважинное пространство, герметично отсекая зоны с различной проницаемостью, причем датчики связаны с узлом измерения на устье скважины, а клапаны связаны кабелем с блоком управления, при этом выше клапанов размещен насос для поднятия продукции на поверхность по внутритрубному пространству, выходы клапанов сообщены с внутритрубным пространством, а входы, кроме ближнего к забою клапана, - с внутрискважинным пространством, причем каждый клапан выполнен в виде размещенных в корпусе электродвигателя с редуктором, вращающий вал которого соединен посредством соединения «винт-гайка» с толкателем, пространство которого и корпус толкателя заполнены смазочной жидкостью, и шарового клапана, выполненного с возможностью герметичного взаимодействия с седлом, ниже которого размещен стакан с входными каналами. Вход ближнего к устью клапана сообщен с внутрискважинным пространством, шар каждого клапана соединен при помощи корзины с толкателем с возможностью совместного перемещения, клапаны установлены напротив соответствующей зоны скважины для сообщения входными каналами с этой зоной, причем входные каналы каждого клапана оборудованы соответствующими датчиками давления и температуры, при этом стаканы клапанов герметично и жестко соединены с корпусом соответствующего клапана и снабжены, кроме ближнего к забою клапана, продольными переточными каналами, корпус каждого клапана, кроме ближнего к забою, снизу оборудован переходной втулкой, вставленной с возможностью вращения и фиксации в транспортном положении, причем полость внутри толкателя, снабженная плавающим поршнем, сообщена подпоршневым пространством технологическими каналами с внутритрубным пространством, а полость над поршнем каналами, выполненными в корпусе толкателя, сообщена с пространством выше толкателя (патент РФ №2547190, кл. Е21В 43/12, кл. Е21В 34/06, опубл. 10.04.2015 - прототип).
Общим недостатком известных способов является сложность конструкции, что приводит к частым поломкам и, соответственно, снижению межремонтного периода работы скважин. Кроме того, регулирование потока жидкости, при использовании указанных способов, характеризуется невысокой эффективностью, т.к. не используется естественная энергия пласта.
В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.
Задача решается тем, что в способе эксплуатации горизонтальной скважины, включающем бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины, согласно изобретению, в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе от потока жидкости.
Сущность изобретения.
Современное развитие технологий позволяет повысить эффективность эксплуатации горизонтальных скважин. Однако, для данных целей в основном применяют сложные конструкции, что приводит частой поломке данных конструкций и, в свою очередь, к снижению межремонтного периода. Существующие технические решения не в полной мере позволяют максимально эффективно эксплуатировать горизонтальные скважины. В предложенном изобретении решается задача повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин. Задача решается следующим образом.
На фиг. 1 представлено схематическое изображение горизонтального ствола добывающей скважины с оборудованием в горизонтальном стволе. Обозначения: 1 - горизонтальная скважина, 2 - эксплуатационная колонна, 3 - перфорационные отверстия, 4 - крепление насосно-компрессорной трубы к системе А, 5 - электроцентробежный насос, расположенные перпендикулярно оси трубы, 6 - привод электродвигателя, 7 - аккумулятор, 8 - ротор-генератор электроэнергии, 9 - пакер, 10 - кабель, 11 - штанговый глубинный насос.
Способ реализуют следующим образом.
На участке залежи нефти бурят добывающую горизонтальную скважину 1, спускают эксплуатационную колонну 2, цементируют эксплуатационную колонну 2 и вторично вскрывают пласт, получают перфорационные отверстия 3. Далее в горизонтальный ствол скважины 1 на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены следующие элементы:
- крепление 4 насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения за счет управления с поверхности,
- электроцентробежный насос 5,
- привод электродвигателя 6,
- аккумулятор 7,
- ротор-генератор 8 электроэнергии.
Между системой А и эксплуатационной колонной 2 у пятки горизонтального ствола скважины 1 устанавливают пакер 9 таким образом, чтобы поток жидкости проходил через систему А. Перфорационные отверстия 3 не выполняют в части горизонтального ствола скважины 1, находящегося за пакером 9 в направлении пятки ствола.
Внутри насосно-компрессорной трубы, на которой спускают систему А, размещают кабель 10, соединенный с системой А. После установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель 10 оставляют.
Затем в вертикальную часть скважины 1 спускают штанговый глубинный насос 11 и ведут отбор продукции из добывающей скважины 1. Регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель 10 посредствам изменения режимов работы электродвигателя 6, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе 7 от потока жидкости.
Система А позволяет повысить эффективность эксплуатации горизонтальной скважины как за счет регулирования притока, так и за счет использования движения потока жидкости через ротор-генератор 8, вырабатывающий электроэнергию. В свою очередь данную электроэнергию возможно использовать для работы электроцентробежного насоса 5 через электродвигатель 6 и аккумулятор 7.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, дренируемого скважиной 1. Аналогичные операции выполняют на прочих горизонтальных скважинах залежи.
Результатом внедрения данного способа является повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.
Пример конкретного выполнения способа.
На участке залежи нефти бурят добывающую горизонтальную скважину 1 длиной горизонтального ствола 300 м. Скважину обсаживают эксплуатационной колонной 2, цементируют и вторично вскрывают пласт. Получают перфорационные отверстия 3. Далее в горизонтальный ствол скважины 1 на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую из себя трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены следующие элементы:
- крепление 4 насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности,
- электроцентробежный насос 5,
- привод электродвигателя 6,
- аккумулятор 7,
- ротор-генератор 8 электроэнергии.
Между системой А и эксплуатационной колонной 2 у пятки горизонтального ствола скважины 1 устанавливают пакер 9 таким образом, чтобы поток жидкости проходил через систему А. Перфорационные отверстия 3 не выполняют в части горизонтального ствола скважины 1, находящегося за пакером 9 в направлении пятки ствола.
Внутри насосно-компрессорной трубы, на которой спускают систему А, размещают кабель 10, соединенный с системой А. После установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель 10 оставляют.
Затем в вертикальную часть скважины 1 спускают штанговый глубинный насос 11 и ведут отбор продукции из добывающей скважины 1. Регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель 10 посредствам изменения режимов работы электродвигателя 6, который питается электроэнергией, накопляемой в аккумуляторе 7 от потока жидкости.
Разработку ведут до полной экономически рентабельной выработки участка залежи, дренируемого скважиной 1. Аналогичные операции выполняют на прочих горизонтальных скважинах залежи.
В результате эксплуатации скважины, которое ограничили достижением обводненности залежи до 98%, было добыто 24 тыс.т нефти, скважина проработала 18 лет. По прототипу при прочих равных условиях аналогичная скважина добыла 19 тыс.т нефти и проработала 14 лет. Прирост добычи нефти по предлагаемому способу - 5 тыс.т и увеличение срока эксплуатации на 4 года.
Предлагаемый способ позволяет повысить эффективности эксплуатации горизонтальных скважин, увеличить добычу нефти и снизить межремонтный период за счет использования энергии, вырабатываемой от потока жидкости в скважине и регулирования режима работы скважины.
Применение предложенного способа позволит решить задачу повышения эффективности эксплуатации горизонтальных скважин.
Claims (1)
- Способ эксплуатации горизонтальной скважины, включающий бурение добывающей горизонтальной скважины, спуск эксплуатационной колонны, цементирование горизонтального ствола и вторичное вскрытие пласта, спуск насоса в скважину, отбор продукции из добывающей скважины, отличающийся тем, что в горизонтальный ствол скважины на насосно-компрессорных трубах спускают систему А, представляющую собой трубу, в которой от пятки ствола последовательно соединены крепление насосно-компрессорной трубы к системе А с возможностью их отсоединения управлением с поверхности, электроцентробежный насос, привод электродвигателя, аккумулятор и ротор-генератор электроэнергии, причем между системой А и эксплуатационной колонной у пятки горизонтального ствола устанавливают пакер таким образом, что поток жидкости проходит через систему А, перфорационные отверстия не выполняют в части горизонтального ствола, находящегося за пакером в направлении пятки ствола, внутри насосно-компрессорной трубы размещают кабель, соединенный с системой А, после установки системы А насосно-компрессорные трубы отсоединяют и поднимают, при этом кабель оставляют, регулирование притока осуществляют с поверхности через кабель посредствам изменения режимов работы электродвигателя, который питается электроэнергией, накапливаемой в аккумуляторе от потока жидкости.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019106138A RU2713270C1 (ru) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Способ эксплуатации горизонтальной скважины |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2019106138A RU2713270C1 (ru) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Способ эксплуатации горизонтальной скважины |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2713270C1 true RU2713270C1 (ru) | 2020-02-04 |
Family
ID=69625568
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2019106138A RU2713270C1 (ru) | 2019-03-05 | 2019-03-05 | Способ эксплуатации горизонтальной скважины |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2713270C1 (ru) |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6325153B1 (en) * | 1999-01-05 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-valve fluid flow control system and method |
RU2330939C1 (ru) * | 2004-04-30 | 2008-08-10 | Кэмерон Интенэшнл Копэрейшн | Система энергоснабжения (варианты) |
EA016497B1 (ru) * | 2007-10-19 | 2012-05-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Устройство регулирования водопритока с использованием электромагнетизма |
EA019728B1 (ru) * | 2009-07-03 | 2014-05-30 | Синвент Ас | Устройство, вырабатывающее электроэнергию, с кольцевой турбиной |
RU2547190C1 (ru) * | 2014-04-02 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство регулирования потока текучей среды в скважине |
RU2644971C2 (ru) * | 2013-11-05 | 2018-02-15 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Схема зарядки конденсатора большой емкости для устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии |
-
2019
- 2019-03-05 RU RU2019106138A patent/RU2713270C1/ru active
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6325153B1 (en) * | 1999-01-05 | 2001-12-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multi-valve fluid flow control system and method |
RU2330939C1 (ru) * | 2004-04-30 | 2008-08-10 | Кэмерон Интенэшнл Копэрейшн | Система энергоснабжения (варианты) |
EA016497B1 (ru) * | 2007-10-19 | 2012-05-30 | Бейкер Хьюз Инкорпорейтед | Устройство регулирования водопритока с использованием электромагнетизма |
EA019728B1 (ru) * | 2009-07-03 | 2014-05-30 | Синвент Ас | Устройство, вырабатывающее электроэнергию, с кольцевой турбиной |
RU2644971C2 (ru) * | 2013-11-05 | 2018-02-15 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Схема зарядки конденсатора большой емкости для устройства гидроимпульсной скважинной телеметрии |
RU2547190C1 (ru) * | 2014-04-02 | 2015-04-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Устройство регулирования потока текучей среды в скважине |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2380522C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельного исследования и эксплуатации электропогружным насосом многопластовой скважины (варианты) | |
US5730871A (en) | Downhole fluid separation system | |
US6082452A (en) | Oil separation and pumping systems | |
RU2344274C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной добычи нефти из пластов одной скважины с погружной насосной установкой (варианты) | |
US6179056B1 (en) | Artificial lift, concentric tubing production system for wells and method of using same | |
CN101025080B (zh) | 多杯等流型井下油水分离器实现高含水井同井注采的方法 | |
US6092599A (en) | Downhole oil and water separation system and method | |
RU2262586C2 (ru) | Скважинная установка для одновременно-раздельной и поочередной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной | |
CN108756847A (zh) | 一种泵前油水分离单机组双泵注采系统 | |
RU2296213C2 (ru) | Насосная пакерная установка для эксплуатации пластов скважины | |
US20120211240A1 (en) | Apparatus and methods for well completion design to avoid erosion and high friction loss for power cable deployed electric submersible pump systems | |
EA030727B1 (ru) | Способ раздельно-периодической эксплуатации низкопроницаемых пластов и устройство для его осуществления | |
US10508514B1 (en) | Artificial lift method and apparatus for horizontal well | |
RU109792U1 (ru) | Оборудование для одновременно-раздельной добычи нефти из двух пластов | |
RU2513896C1 (ru) | Установка одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной | |
RU2552555C1 (ru) | Способ одновременно-раздельной или поочередной добычи пластового флюида из скважин многопластовых месторождений с предварительной установкой пакеров | |
RU2713270C1 (ru) | Способ эксплуатации горизонтальной скважины | |
RU2549946C1 (ru) | Насосная пакерная система для многопластовой скважины | |
RU95741U1 (ru) | Насосная установка гарипова для одновременно-раздельной эксплуатации скважин (варианты) | |
CN114856495B (zh) | 煤层气合采井气水产出剖面测试井下装置 | |
RU109209U1 (ru) | Насосная установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух пластов в скважине | |
CN204041041U (zh) | 油井增液装置 | |
RU2569526C1 (ru) | Установка для одновременно-раздельной эксплуатации скважин | |
RU2300668C2 (ru) | Насосная установка шарифова для эксплуатации скважины (варианты) | |
CN205477549U (zh) | 一种近井距井组单管无杆液压试采装置 |