RU2018638C1 - Способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек - Google Patents
Способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек Download PDFInfo
- Publication number
- RU2018638C1 RU2018638C1 SU4911401A RU2018638C1 RU 2018638 C1 RU2018638 C1 RU 2018638C1 SU 4911401 A SU4911401 A SU 4911401A RU 2018638 C1 RU2018638 C1 RU 2018638C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- oil
- reservoir
- depth
- opening
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Сущность изобретения: одновременно отбирают газ из газовой зоны и нефть из нефтяной зоны. Поддерживают перепад давления между интервалами вскрытия большим гидростатического и соответствующим приведенному условию. 1 з.п.ф-лы, 2 ил.
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к эксплуатации добывающих скважин, пробуренных на нефтяную залежь с газовой шапкой или нефтяную оторочку газоконденсатонефтяного месторождения.
Целью изобретения является повышение эффективности добычи нефти за счет предотвращения образования газового конуса в призабойной зоне скважины.
На фиг. 1 и 2 представлены схемы разреза пласта с расположением газонефтяного контакта и газовым конусом, образовавшемся в результате одновременного дренирования газа и жидкости (нефти) в скважину.
На газонефтяную залежь 1 (горная порода), которая состоит из нефтенасыщенной зоны 2 и газовой шапки 3, пробурена скважина 4, в которой интервалом 5 перфорации вскрыта нефтенасыщенная зона 2 и интервалом 6 перфорации вскрыта газовая шапка 3. Нефтенасыщенная зона 2 и газовая шапка 3 разграничены газонефтяным контактом 7 (фиг. 1).
В скважину 4 спущено внутрискважинное оборудование, включающее нефтяную колонну насосно-компрессорных труб 8 и пакер 9 (фиг. 2).
Участок 10 пониженной проницаемости газовой шапки 3 (фиг. 2) в призабойной зоне скважины 4 расположен над газонефтяным контактом 7 на всю высоту интервала 6 вскрытия шапки 3.
П р и м е р. Разбуривают залежь 1 скважинами 4. Вскрывают интервалом 6 перфорации газовую шапку 3 над газонефтяным контактом 7. Затем вскрывают интервалом 5 перфорации нефтенасыщенную зону 2 пласта. Спускают колонну насосно-компрессорных труб 8 и устанавливают пакер 9 на глубине, равной или выше глубины расположения газонефтяного контакта 7. Осваивают скважину 4 и осуществляют подъем нефти по насосно-компрессорным трубам 8, одновременно отбирая газ из газовой шапки по затрубному пространству насосно-компрессорных труб 8.
Посредством регулирования темпа отбора газа на устье скважины 4 поддерживают давление газа в интервале 6 вскрытия, соответствующее условию
Рнив - Ргив > 9,81 ˙ 10-6˙ρж [2 ˙ Lнив -
- Lгнк - Lгив], где Рнив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части разреза пласта, МПа;
Ргив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, МПа;
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
Lнив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части разреза пласта, м;
Lгив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, м;
Lгнк - глубина расположения газонефтяного контакта, м.
Рнив - Ргив > 9,81 ˙ 10-6˙ρж [2 ˙ Lнив -
- Lгнк - Lгив], где Рнив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части разреза пласта, МПа;
Ргив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, МПа;
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
Lнив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части разреза пласта, м;
Lгив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, м;
Lгнк - глубина расположения газонефтяного контакта, м.
Контроль за выполнением указанного условия осуществляют либо посредством приборных замеров давлений в скважине, либо замерами соотношений дебитов газа и жидкости на устье скважины и т.д.
При перемещении газонефтяного контакта 7, вызванного выработкой или истощением нефтяной зоны залежи 1, увеличивают разницу давлений между интервалами 5 и 6 вскрытия, в результате чего образуют обратный конус нефти. Степень различий давлений зависит от выработки нефтяной зоны, расстояния между интервалами вскрытия, типа, состояния и нефтенасыщенности коллектора в призабойной зоне скважины, темпа отбора нефти. Снижение разницы давлений осуществляют при уменьшении глубины расположения газонефтяного контакта 7 или увеличении нефтенасыщенности газовой шапки 3 в интервале 6 вскрытия.
С целью еще большего снижения дебита газа из газовой шапки производят снижение проницаемости коллектора газовой шапки 3 на всю высоту интервала 6 вскрытия в призабойной зоне посредством закачки в пласт тампонирующего материала. Радиус наружной границы низкопроницаемого участка 10 не превышает 2 - 3 м и зависит от параметров коллектора пласта, свойства дренируемого газа, нефтенасыщенности и режима эксплуатации скважин 4.
Для предотвращения дренирования газа газовой шапки в скважину 4 в обход низкопроницаемого участка 10 его верхняя и нижняя границы должны примыкать к обсадной колонне скважины 4 выше и ниже крайних отверстий интервала 6 вскрытия на расстоянии 0,1 - 10 высот интервала 6. Степень снижения проницаемости участка 10 зависит от требуемых темпов отбора газа из газовой шапки 3, свойств и типа коллектора и свойств тампонажного материала.
Образование газового конуса в призабойной зоне скважины вызвано перераспределением потенциальной и кинетической энергии потоков флюидов и различием упругих свойств газа и жидкости, действующих в поле гравитационных сил. Возникает разбаланс давлений по обе стороны газонефтяного контакта.
Восстановление баланса давлений осуществляется посредством регулирования отбора газа газовой шапки и поддержания давления в интервале ее вскрытия более низким, чем оно самопроизвольно устанавливается из условий совместного дренирования с нефтью. При этом перепад давлений между интервалами вскрытия газовой шапки и нефтенасыщенной части пласта превышает гидростатический перепад, который возникает из-за различий глубин расположения интервалов вскрытия на величину, большую, чем давление столба жидкости с высотой, равной высоте газового конуса к моменту прорыва газа газовой шапки в скважину через интервал вскрытия нефтенасыщенной части пласта.
Claims (2)
1. СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ПОДГАЗОВЫХ НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И ОТОРОЧЕК, включающий одновременно раздельный отбор жидкости из нефтенасыщенной части пласта и газа из газовой шапки, отличающийся тем, что, с целью повышения эффективности добычи нефти путем предотвращения образования газового конуса в призабойной зоне скважины, разобщают пакером интервалы вскрытия газовой шапки и нефтенасыщенной части пласта и посредством отбора газа из газовой шапки поддерживают перепад давления между интервалами вскрытия большим гидростатического и соответствующим условию
Pнив - Pгив > 9,81˙10-6ρж ×
× [2Lнив-Lгнк-Lгив ] ,
где Pнив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, МПа;
Pгив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, МПа;
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
Lнив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, м;
Lгив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, м;
Lгнк - глубина расположения газонефтяного контакта, м.
Pнив - Pгив > 9,81˙10-6ρж ×
× [2Lнив-Lгнк-Lгив ] ,
где Pнив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, МПа;
Pгив - давление на глубине верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, МПа;
ρж - плотность жидкости, кг/м3;
Lнив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия нефтенасыщенной части пласта, м;
Lгив - глубина расположения верхнего края интервала вскрытия газовой шапки, м;
Lгнк - глубина расположения газонефтяного контакта, м.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что до начала отбора флюидов из добывающей скважины снижают проницаемость коллектора в газовой шапке на всю высоту интервала его вскрытия над газонефтяным контактом на величину
μн / μг ,
где μн - динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, П;
μг - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, П.
μн / μг ,
где μн - динамическая вязкость нефти в пластовых условиях, П;
μг - динамическая вязкость газа в пластовых условиях, П.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4911401 RU2018638C1 (ru) | 1991-02-13 | 1991-02-13 | Способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU4911401 RU2018638C1 (ru) | 1991-02-13 | 1991-02-13 | Способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2018638C1 true RU2018638C1 (ru) | 1994-08-30 |
Family
ID=21560595
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU4911401 RU2018638C1 (ru) | 1991-02-13 | 1991-02-13 | Способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2018638C1 (ru) |
-
1991
- 1991-02-13 RU SU4911401 patent/RU2018638C1/ru active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 108945, кл. E 21B 43/18, 1957. * |
| Афанасьева А.В. и Зиновьева Л.А. Анализ разработки нефтегазовых залежей. М: Недра, 1954, с.68. * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP0963505B1 (en) | Apparatus for downhole fluid separation and control of water production | |
| CN103189596B (zh) | 用于减少气井内积液的向上的排放孔 | |
| CA2310043C (en) | Method and apparatus for increasing fluid recovery from a subterranean formation | |
| US4533182A (en) | Process for production of oil and gas through horizontal drainholes from underground workings | |
| US20040134656A1 (en) | Sand control screen assembly having an internal seal element and treatment method using the same | |
| US5862863A (en) | Dual completion method for oil/gas wells to minimize water coning | |
| US3850246A (en) | Gravel packing method and apparatus | |
| GB2292574A (en) | Method for improving productivity of a well | |
| US4260334A (en) | Ground dewatering system | |
| US20060076143A1 (en) | Oil anchor | |
| RU2334867C1 (ru) | Способ одновременно раздельной эксплуатации нескольких продуктивных горизонтов и скважинная установка для его реализации | |
| CA2373152A1 (en) | In-tubing wellbore sidetracking operations | |
| US2434239A (en) | Method of producing oil | |
| US3638731A (en) | Multiple producing intervals to suppress coning | |
| RU2547530C1 (ru) | Способ разработки газонефтяных залежей | |
| US3357492A (en) | Well completion apparatus | |
| US4359092A (en) | Method and apparatus for natural gas and thermal energy production from aquifers | |
| Quintero et al. | Dynamics of Multiphase Flow Regimes in Toe-Up and Toe-Down Horizontal Wells | |
| US4279307A (en) | Natural gas production from geopressured aquifers | |
| RU2018638C1 (ru) | Способ эксплуатации скважин подгазовых нефтяных залежей и оторочек | |
| US3134438A (en) | Method of producing oil | |
| RU2001109157A (ru) | Способ добычи нефти из обводняющихся скважин и устройство для его осуществления | |
| US2855047A (en) | Producing petroleum from underground formations | |
| RU2279539C2 (ru) | Способ разработки нефтегазовых месторождений | |
| CA2043414A1 (en) | Method of recovering oil using continuous steam flood from a single vertical wellbore |