RU2024738C1 - Method for operation of gas-lift well system - Google Patents
Method for operation of gas-lift well systemInfo
- Publication number
- RU2024738C1 RU2024738C1 SU5049378A RU2024738C1 RU 2024738 C1 RU2024738 C1 RU 2024738C1 SU 5049378 A SU5049378 A SU 5049378A RU 2024738 C1 RU2024738 C1 RU 2024738C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- water
- oil
- reservoir
- withdrawal
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Measuring Volume Flow (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может найти применение при системной эксплуатации газлифтных скважин. The invention relates to the oil and gas industry and may find application in the system operation of gas lift wells.
Известен способ эксплуатации системы газлифтных скважин, основанный на взаимодействии скважин и осуществляющий оптимизацию режимов работы системы газлифтных скважин, включающий замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода газа на каждой скважине, разделение скважин на группы, построение характеристической кривой для каждой группы взаимодействующих скважин, определение оптимального расхода газа, определение дискриминант уравнения темпа роста отбора нефти и воды, ограничение дебита жидкости до значений, соответствующих минимальному удельному расходу газа [1]. Недостатком способа является высокий расход компремированного газа на лифтирование жидкости, невысокий темп разработки залежи, неполнота и неравномерность выработки запасов нефти, невысокая нефтеотдача пласта. A known method of operating a system of gas lift wells, based on the interaction of wells and optimizing the operating modes of a system of gas lift wells, including measuring flow rates of liquid, oil, water and gas flow at each well, dividing the wells into groups, constructing a characteristic curve for each group of interacting wells, determining optimal gas flow, determining the discriminants of the equation for the growth rate of oil and water withdrawal, limiting the flow rate of the fluid to values corresponding to the minimum in specific gas flow [1]. The disadvantage of this method is the high consumption of compressed gas for liquid lifting, the low rate of development of deposits, the incompleteness and unevenness of the development of oil reserves, low oil recovery.
Наиболее близким к предлагаемому способу по технической сущности и достигаемому результату является способ эксплуатации системы скважин, включающий замеры дебитов жидкости, нефти, воды, расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин по дискриминантам, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы, на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление остановки добывающих скважин при условии, что дискриминант для залежи по нефти больше нуля, а дискриминант по воде меньше нуля, обводненность скважин больше критической обводненности, дискриминанты по отбору воды из скважин меньше нуля, осуществление ограничения отбора жидкости по скважинам при условии, что по скважинам обводненность меньше критической, дискриминант по воде мешьше нуля, дискриминант по нефти больше нуля, осуществление форсирования отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической, дискриминант по воде больше нуля, дискриминант по нефти меньше нуля, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление на скважинах действий, обратных действиям первого полупериода, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой [2]. The closest to the proposed method in terms of technical nature and the achieved result is a method of operating a well system, including measuring the flow rates of liquid, oil, water, compressed gas flow rate, accumulated oil production, determining the estimated rank correlation coefficients, increasing the rate of oil and water withdrawal from the reservoir and wells on discriminants, the selection of wells into groups from among the interacting ones, the establishment of a period of self-oscillations of the reservoir system, in the first half-period of self-oscillations of the reservoir system stopping production wells, provided that the discriminant for the oil reservoir is greater than zero, and the discriminant for water is less than zero, the water cut of the wells is greater than the critical water cut, the discriminants for water withdrawal from the wells are less than zero, the restriction of fluid withdrawal from wells, provided that the wells are the water cut is less than critical, the water discriminant is less than zero, the oil discriminant is greater than zero, the implementation of the forced selection of fluid from the wells, provided that the water cut is less critical , the discriminant for water is greater than zero, the discriminant for oil is less than zero, the establishment of a unified mode of operation for groups of interacting wells in accordance with a group characteristic, in the second half-period of self-oscillations of the formation system, the actions in the wells are inverse to the actions of the first half-cycle, the establishment of a unified mode of operation for groups of interacting wells in accordance with the group characteristics [2].
Известный способ позволяет производить равномерную выработку залежи, однако не обеспечивает высокий темп разработки, минимальный расход компремированного газа на лифтирование жидкости. Кроме того, способ приводит к неполной выработке запасов нефти, т.е. к невысокой нефтеотдаче пластов. The known method allows for uniform production of deposits, however, does not provide a high development rate, the minimum consumption of compressed gas for liquid lifting. In addition, the method leads to incomplete development of oil reserves, i.e. to low oil recovery.
Целью изобретения является повышение текущей и конечной нефтеотдачи, увеличение темпа разработки и сокращения расхода компремированного газа за счет более интенсивной и полной выработки залежи. The aim of the invention is to increase the current and final oil recovery, increase the pace of development and reduce the consumption of compressed gas due to a more intensive and complete development of the reservoir.
Достигается это тем, что в способе эксплуатации системы газлифтных скважин, включающем замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти, определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин по дискриминантам, отбор скважин в группы из числа взаимодействующих, установление периода автоколебаний пластовой системы, на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление остановки добывающих газлифтных скважин при условии, что дискриминант для залежи по нефти больше нуля, а дискриминант по воде меньше нуля, обводненность скважин больше критической обводненности скважин, дискриминанты по отбору воды из скважины меньше нуля, осуществление ограничения отбора жидкости по скважинам при условии, что по скважинам обводненность меньше критической, дискриминант по воде меньше нуля, дискриминант по нефти больше нуля, осуществление форсирования отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической, дискриминант по воде больше нуля, дискриминант по нефти меньше нуля, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, а на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление на скважинах действий, обратных действиям первого полупериоа, установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой, согласно изобретения дополнительно производят замеры приемистости нагнетательных скважин, суммарного объема закаченной воды, мощности пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, накопленного отбора воды, времени наработки скважин с начала разработки, рассчитывают приведенный коэффициент дренируемости залежи, строят карту дренируемости залежи, производят остановку нагнетательных скважин при условии, что приведенный коэффициент дренируемости больше единицы, и производят форсирование закачки воды в нагнетательные скважины в зонах, где приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы, при этом приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле
Пi= 
Pi= 
Пo= 
P i =
P i =
N o =
Существенными признаками способа эксплуатации системы газлифтных скважин являются:
замеры дебитов жидкости, нефти, воды и расхода компремированного газа, накопленной добычи нефти;
определение расчетных коэффициентов ранговой корреляции, роста темпов отбора нефти и воды из залежи и скважин по дискриминантам;
отбор скважин в группы из числа взаимодействующих;
установление периода автоколебаний пластовой системы;
на первом полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление остановки добывающих газлифтных скважин при условии, что дискриминант для залежи по нефти больше нуля, а дискриминант по воде меньше нуля, обводненность скважин больше критической обводненности скважин, дискриминанты по отбору воды из скважины меньше нуля, осуществление ограничения отбора жидкости по скважинам при условии, что по скважинам обводненность меньше критической, дискриминант по воде меньше нуля, дискриминант по нефти больше нуля, осуществление форсирования отбора жидкости по скважинам при условии, что обводненность меньше критической, дискриминант по воде больше нуля, дискриминант по нефти меньше нуля;
установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой;
на втором полупериоде автоколебаний пластовой системы осуществление на скважинах действий, обратных действиям первого полупериода;
установление унифицированного режима работы по группам взаимодействующих скважин в соответствии с групповой характеристикой;
дополнительное произведение замеров приемистости нагнетательных скважин, суммарного объема закаченной воды, мощности пласта в нагнетательных и добывающих скважинах, накопленного отбора воды, времени наработки скважин с начала разработки;
расчет приведенного коэффициента дренируемости залежи;
построение карты дренируемости залежи и по ней определение зоны воздействия на залежь;
произведение остановки нагнетательных скважин при условии, что коэффициент дренируемости больше единицы и произведение форсирования закачки воды в нагнетательные скважины в зонах, где приведенный коэффициент дренируемости меньше единицы;
расчет приведенного коэффициента дренируемости по формуле
Пi= 
Pi= 
Пo= 
measurements of flow rates of liquid, oil, water and consumption of compressed gas, accumulated oil production;
determination of estimated rank correlation coefficients, growth rates of oil and water withdrawal from the reservoir and wells based on discriminants;
selection of wells into groups of interacting ones;
establishing a period of self-oscillations of the reservoir system;
during the first half-period of self-oscillations of the reservoir system, stopping production gas-lift wells, provided that the discriminant for the oil reservoir is greater than zero and the discriminant for water is less than zero, the water cut of the wells is greater than the critical water cut of the wells, the discriminants for water withdrawal from the well are less than zero, and the restriction of fluid withdrawal for wells, provided that for wells the water cut is less than critical, the discriminant for water is less than zero, the discriminant for oil is greater than zero, the implementation is forced I fluid production from wells, provided that the water content is less than the critical value, the discriminant of the water is greater than zero, discriminant of oil is less than zero;
establishing a unified mode of operation for groups of interacting wells in accordance with the group characteristics;
on the second half-period of self-oscillations of the reservoir system, the implementation of actions on the wells that are inverse to the actions of the first half-period;
establishing a unified mode of operation for groups of interacting wells in accordance with the group characteristics;
an additional product of measurements of injectivity of injection wells, total volume of injected water, reservoir capacity in injection and production wells, accumulated water withdrawal, well production time from the beginning of development;
calculation of the reduced coefficient of reservoir drainability;
building a drainage map of the reservoir and determining the zone of impact on the reservoir;
the product of stopping injection wells, provided that the drainage coefficient is greater than unity and the product of forcing water injection into injection wells in areas where the reduced drainage coefficient is less than unity;
calculation of the reduced coefficient of drainability by the formula
P i =
P i =
N o =
Способ осуществляется следующим образом. По выбранному участку, блоку или всему пласту создают массив промысловых данных по замерам дебитов жидкости, нефти, воды, обводненности, расходу компремированного газа, приемистости нагнетательных скважин, накопленной жидкости, нефти, воды и объема закаченной воды, эффективная мощность пласта по нагнетательным скважинам, нефтенасыщенная мощность по добывающим скважинам, время наработки нагнетательных и добывающих скважин с начала разработки. The method is as follows. An array of field data is created for the selected section, block, or the entire formation by measuring the flow rates of liquid, oil, water, water cut, compressed gas flow rate, injectivity of injection wells, accumulated liquid, oil, water and the volume of injected water, effective reservoir capacity for injection wells, oil-saturated production well capacity, production and injection well production time from the start of development.
На основе подготовленных исходных данных рассчитывают:
матрицу коэффициентов ранговой корреляции (R), с помощью которого производится отбор скважин в группы по взаимодействию;
дискриминанты модели роста с целью определения темпов нефти и воды по участку (D) и по скважинам (d), эти коэффициенты позволяют провести первичное регулирование режимов работы скважин в зависимости от условий, определенных сочетанием знаков дискриминанта по нефти и по воде;
периоды автоколебаний (Т) пластовой системы с помощью модели Лотки-Вольтерра, по полупериодам назначаются мероприятия по воздействию на пласты;
приведенные коэффициенты дренируемости (П), на основе которых строится карта дренируемости пласта, по которой определяют зоны сильной и слабой выработки залежи, при этом приведенный коэффициент дренируемости рассчитывают по формуле
Пi= 
Пo= 
a matrix of rank correlation coefficients (R), with the help of which wells are selected into interaction groups;
the discriminants of the growth model in order to determine the oil and water rates in the area (D) and in the wells (d), these coefficients allow for the primary regulation of the well operating conditions depending on the conditions determined by the combination of the discriminant signs for oil and water;
periods of auto-oscillations (T) of the reservoir system using the Lotka-Volterra model; measures for stimulating reservoirs are assigned according to half-periods;
reduced drainage coefficients (P), on the basis of which a reservoir drainage map is constructed, which determines the zones of strong and weak reservoir development, while the reduced drainage coefficient is calculated by the formula
P i =
N o =
В полупериоде T1 1/2 при Dв < 0, Dн > 0 по пласту производят:
остановку нагнетательных скважин в зонах, где П > 1, и увеличивают закачку воды через нагнетательные скважины в зонах, где П ≅ 1;
остановку добывающих скважин при условии, что обводненность ( β ) больше критической ( βк ), а дискриминанты по отбору воды из скважин (dв) меньше нуля;
ограничение отбора жидкости по скважинам при β > βк , dв < 0, dн> 0;
форсирование отбора жидкости по тем скважинам, где β > βк , dв < 0, dн > 0, причем для каждой группы взаимодействующих скважин компремированный газ перераспределяют в соответствии с характеристической кривой группы.In the half period T 1 1/2 when D in <0, D n > 0 in the reservoir produce:
stop injection wells in areas where P> 1, and increase water injection through injection wells in areas where P ≅ 1;
stopping production wells, provided that the water cut (β) is more than critical (β k ), and the discriminants for water withdrawal from wells (d c ) are less than zero;
restriction of fluid withdrawal from wells at β> β k , d at <0, d n >0;
forcing fluid sampling in those wells where β> β k , d at <0, d n > 0, and for each group of interacting wells, the compressed gas is redistributed in accordance with the characteristic curve of the group.
На втором полупериоде Т2 1/2 при Dн < 0, Dв > 0 по пласту производят:
запуск остановленных газлифтных скважин в соответствии с характеристиками по группам;
форсирование отбора жидкости по тем скважинам, где dв > 0, dн < 0.In the second half period T 2 1/2 with D n <0, D in > 0 in the reservoir produce:
launch of stopped gas lift wells in accordance with the characteristics of the groups;
forced selection of fluid in those wells where d in > 0, d n <0.
Унифицированный режим определяют с помощью касательной к характеристической кривой по группам взаимодействующих газлифтных скважин. The unified mode is determined using the tangent to the characteristic curve for groups of interacting gas lift wells.
П р и м е р. Способ осуществлен на примере фонда скважин Самотлорского месторождения. Система скважин состоит из 34 нагнетательных и 75 добывающих газлифтных скважин. Средняя обводненность продукции скважин составляет 83-85%. PRI me R. The method is carried out on the example of the well stock Samotlor field. The well system consists of 34 injection and 75 producing gas lift wells. The average water cut of well production is 83-85%.
Способ осуществляют в следующем порядке. На выбранном участке пласта АВ4-5 Самотлорского месторождения на базе замеров формируют файл исходной промысловой информации, содержащий: дебиты жидкости, нефти, воды, обводненности, расхода компремированного газа, приемистости нагнетательных скважин, накопленной жидкости, нефти, воды и объема закаченной воды, эффективную мощность пласта по нагнетательным скважинам, нефтенасыщенную мощность пласта по добывающим скважинам с начала разработки.The method is carried out in the following order. Based on measurements, a source field information file is generated on the basis of measurements in a selected section of reservoir AB 4-5 of the Samotlor field, containing: flow rates of liquid, oil, water, water cut, compressed gas flow rate, injectivity of injection wells, accumulated liquid, oil, water and volume of injected water, effective reservoir power in injection wells, oil-saturated reservoir power in production wells from the beginning of development.
На основе промысловой информации рассчитывают следующие параметры:
по формуле Спирмена рассчитывают коэффициент корреляции. Для скважин 53 и 2575 коэффициент корреляции составил:
R = 1 - 
То же самое рассчитывают по остальным парам скважин. Составляют корреляционную матрицу. По данной матрице определяют взаимодействующие группы скважин, причем при R > Rкр скважины считаются взаимодействующими, Rкр - критический коэффициент корреляции, который рассчитывается по формуле
Rкр= 
при n = 15, α = 0,05; где R - коэффициент корреляции Спирмена, V1, Wi - ранги, n - число замеров, - уровень значимости, Ψ - обратная функция нормального распределения.Based on the fishing information, the following parameters are calculated:
the Spearman formula calculates the correlation coefficient. For
R = 1 -
The same is calculated for the remaining pairs of wells. Compose a correlation matrix. Using this matrix, interacting groups of wells are determined, and for R> R cr, the wells are considered interacting, R cr is the critical correlation coefficient, which is calculated by the formula
R cr =
when n = 15, α = 0.05; where R is the Spearman correlation coefficient, V 1 , W i are the ranks, n is the number of measurements, is the significance level, Ψ is the inverse normal distribution function.
По модели роста рассчитывают дискриминанты роста темпа отбора нефти и воды (Dн и Dв) по участку и по скважинам (dн, dв).The growth model calculates the growth discriminants of the oil and water extraction rate (D n and D c ) over the site and wells (d n , d c ).
Результаты расчетов представлены в таблице. The calculation results are presented in the table.
В качестве исходной информации использованы замеры дебитов нефти и воды за последние 20 месяцев. По скважинам представлены необходимые практические рекомендации по регулированию режима работы скважин. Measurements of oil and water production rates over the past 20 months were used as initial information. The wells provide the necessary practical recommendations for regulating the mode of operation of the wells.
Периоды автоколебаний рассчитывают по модели Лотки-Вольтерра. Расчеты показали, что для исследуемого участка период автоколебаний, рассчитываемый по формуле
T = 
T =
Затем рассчитывается приведенный коэффициент дренируемости для каждой из скважин. Для скважины 2575 коэффициент дренируемости составил по нефти:
P2575= 
P 2575 =
Величина среднего коэффициента дренируемости по всем скважинам участка равна
Пo= 
N o =
Значение приведенного коэффициента дренируемости по нефти для скважины 2575 равно:
П2575= 
по воде П2575 = 0,67.The value of the reduced oil drainage coefficient for well 2575 is equal to:
P 2575 =
by water P 2575 = 0.67.
Таким же образом определяются коэффициенты дренируемости для каждой из скважин. На основе этих расчетов строят карту дренируемости залежи (фиг.1). По этой карте определяют зоны сильной и слабой дренируемости залежи. В зонах сильной дренируемости, т.е. тех, где П > 1, по нагнетательным скважинам планируется ограничение закачки вплоть до остановки скважин по мере необходимости. В зонах слабой дренируемости при П ≅ 1 необходимо увеличить (форсировать) закачку воды в пласт. In the same way, drainage coefficients for each well are determined. Based on these calculations, a drainage map of the reservoir is constructed (FIG. 1). On this map, zones of strong and weak drainage of the reservoir are determined. In areas of strong drainage, i.e. for those where P> 1, injection wells are planned to restrict injection up to stopping wells as necessary. In areas of weak drainage at P ≅ 1, it is necessary to increase (force) the injection of water into the reservoir.
По карте дренируемости видно, что нагнетательные скважины 3062, 2989, 2941 расположены в зоне слабой дренируемости, при этом есть необходимость интенсифицировать работу этих скважин. В этой зоне необходимо разбуривание еще одной нагнетательной скважины, а нагнетательные скважины 1642, 1541, 13046, 2576 расположены в зоне хорошей дренируемости. Следовательно, в этой зоне необходима остановка двух нагнетательных скважин и ограничение закачки по остальным скважинам не менее 200 м3/сут (в зимнее время до 300 м3/сут).The drainage map shows that the
Далее в первом полупериоде Т1 1/2 = 4 месяца производят:
остановку добывающих газлифтных скважин, у которых β > 97%, а дискриминанты dв > 0;
ограничение отбора жидкости по тем скважинам, которые имеют значения параметров βк > 97, dв < 0, dн > 0;
форсирование отбора жидкости по тем скважинам, которые имеют значения параметров βк < 97, dв > 0, dн < 0;
для каждой группы взаимодействующих скважин компремированный газ перераспределяют в соответствии с характеристической кривой группы. На фиг.2 представлен фрагмент процедуры установления унифицированного режима работы групп взаимодействующих газлифтных скважин.Further, in the first half period T 1 1/2 = 4 months produce:
stop production gas-lift wells for which β> 97% and discriminants d в >0;
restriction of fluid selection for those wells that have values of parameters β to > 97, d at <0, d n >0;
forcing fluid sampling for those wells that have parameters β to <97, d to > 0, d n <0;
for each group of interacting wells, the compressed gas is redistributed in accordance with the characteristic curve of the group. Figure 2 presents a fragment of the procedure for establishing a unified mode of operation of groups of interacting gas lift wells.
На втором полупериоде 4 мес при Dн < 0, Dв > 0 по пласту производят: в соответствии с пп. 4 и 5 запуск остановленных газлифтных скважин в соответствии с характеристической кривой по группам; форсирование отбора жидкости по тем скважинам, которые имеют соотношение параметров dв > 0, dн < 0 (таблица);
Унифицированный режим определяют с помощью касательной к характеристической кривой группы взаимодействующих газлифтных скважин.In the
The unified mode is determined using the tangent to the characteristic curve of the group of interacting gas lift wells.
Предлагаемый способ эксплуатации системы газлифтных скважин позволяет предотвратить чрезмерный расход компремированного газа за счет остановок нерентабельных газлифтных скважин, а также за счет ограничения отбора и расхода газа по скважинам, у которых неограниченный рост темпа отбора воды сопровождается ограниченным ростом темпа отбора нефти. Кроме того, в отличие от известного за счет обоснованной остановки и запуска нагнетательных скважин по зонам определенной степени и характера дренируемости обеспечивается дополнительная добыча нефти. По сравнению с известным на примере пласта АВ4-5 на 34 нагнетательных и 75 добывающих газлифтных скважин за счет осуществления способа за период Т = 4 мес. технологический эффект составил: по дополнительной добыча нефти - 35 тыс. тонн; по экономии расхода газа - 33 млн.м3.The proposed method of operating a system of gas lift wells allows to prevent excessive consumption of compressed gas due to shutdowns of unprofitable gas lift wells, as well as by limiting the selection and flow of gas from wells in which an unlimited increase in the rate of water withdrawal is accompanied by a limited increase in the rate of oil withdrawal. In addition, in contrast to the well-known due to a reasonable stop and start of injection wells in zones of a certain degree and nature of drainage, additional oil production is provided. Compared with the well-known example of the AB 4-5 formation, 34 injection and 75 producing gas lift wells due to the implementation of the method for a period of T = 4 months. the technological effect amounted to: for additional oil production - 35 thousand tons; by saving gas consumption - 33 mln.m 3 .
Claims (1)
П1=
где P1 - коэффициент дренируемости, м2/сут.;
Пс - среднее значение коэффициента дренируемости, м2/сут.,
причем коэффициент дренируемости определяют в соответствии с выражением
P1=
где Q - накопленный отбор нефти и/или воды для добывающих скважин или объем закачанной воды для нагнетательных скважин, м3;
Т1 - наработка скважин с начала разработки, сут.;
h1 - мощность залежи, м,
а среднее значение коэффициента дренируемости рассчитывают по формуле
Пc=
где N - число скважин.METHOD OF OPERATION OF A GAS-LIFT WELL SYSTEM, including measurements of liquid, oil, water flow rates and compressed gas flow rate, accumulated oil production, determination of estimated rank correlation coefficients, increase in the rate of oil and water withdrawal from a reservoir and wells over time, selection of wells into groups from the number of interacting ones, the establishment of a period of self-oscillations of the reservoir system and a unified mode of operation for groups of interacting wells in accordance with the group characteristics, in the first half-period of self-oscillations of the reservoir In the new system, production gas-lift wells are stopped, provided that the oil production rate for the reservoir is greater than zero, and the water production rate for the reservoir is less than zero, and the water cut of the wells is greater than their critical water cut, the selection of fluid from the wells is limited, provided that their water cut is less than critical water cut of wells, the rate of water withdrawal is less than zero, and the rate of oil withdrawal is greater than zero, the selection of fluid is forced to the wells, provided that the water cut of the wells is less than critical, water is greater than zero, and the rate of oil withdrawal is less than zero, while in the second half-cycle of self-oscillations of the formation system, actions are performed on the wells corresponding to the establishment of a unified mode of operation for groups of interacting wells in the first half-period of self-oscillations, characterized in that simultaneously with measurements of the flow rates of liquid, oil and water additionally measure injectivity of injection wells, total volume of injected water, reservoir capacity in injection and production wells, determination accumulated water withdrawal and well production time from the start of development, then the reduced reservoir drainage coefficient is calculated, followed by the construction of a reservoir drainability map, then injection wells are stopped provided that the reduced drainage coefficient is greater than unity, and the water is pumped into injection wells in zones where the reduced drainage coefficient is less than unity, while the reduced drainage coefficient P 1 is determined in accordance with the expression
P 1 =
where P 1 - drainage coefficient, m 2 / day .;
P s - the average value of the coefficient of drainability, m 2 / day.,
moreover, the coefficient of drainability is determined in accordance with the expression
P 1 =
where Q is the accumulated selection of oil and / or water for producing wells or the volume of injected water for injection wells, m 3 ;
T 1 - production wells from the beginning of development, days .;
h 1 - reservoir power, m,
and the average value of the coefficient of drainability is calculated by the formula
N c =
where N is the number of wells.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5049378 RU2024738C1 (en) | 1992-06-23 | 1992-06-23 | Method for operation of gas-lift well system |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| SU5049378 RU2024738C1 (en) | 1992-06-23 | 1992-06-23 | Method for operation of gas-lift well system |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2024738C1 true RU2024738C1 (en) | 1994-12-15 |
Family
ID=21607822
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| SU5049378 RU2024738C1 (en) | 1992-06-23 | 1992-06-23 | Method for operation of gas-lift well system |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2024738C1 (en) |
-
1992
- 1992-06-23 RU SU5049378 patent/RU2024738C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Шахвердиев А.Х. и др. Анализ взаимодействия газлифтных скважин Самотлорского месторождения, Сборник научных трудов, ВНИИ, вып.113, - М.: 1990, с.58-63. * |
| Шахвердиев А.Х. и др. Опыт внедрения системного подхода к газлифтной эксплуатации. Сборник научных трудов, ВНИИ, вып.113, - М.: 1990, с.64-70 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Hoefner et al. | CO2 foam: results from four developmental field trials | |
| Stewart et al. | The role of bubble formation in oil recovery by solution gas drives in limestones | |
| US6640896B1 (en) | Mechanical oil recovery method and system with a sucker rod pump | |
| Csallany et al. | Yields of shallow dolomite wells in northern Illinois | |
| CN104832156A (en) | Method for predicting yield of gas well | |
| CN1173581A (en) | Pressure index deciding method for block integral profile control for water packing-off | |
| RU2024738C1 (en) | Method for operation of gas-lift well system | |
| RU2072033C1 (en) | Method for after-exploitation oil deposit | |
| CN110397436A (en) | A kind of stifled feasibility analysis method and system of oil reservoir tune | |
| RU2184216C1 (en) | Process of development of oil field | |
| Cotter | Twenty-three years of gas injection into a highly undersaturated crude reservoir | |
| RU2105136C1 (en) | Method of determining location stagnant and low-drainable zones of oil deposits | |
| RU2014448C1 (en) | Method of optimizing gas-lift well operation duty | |
| RU2132939C1 (en) | Method of developing multiple-zone oil deposit | |
| RU2108460C1 (en) | Device for setting bed pressure in oil deposit | |
| RU2091569C1 (en) | Method of development of nonuniform oil pool | |
| CN112392456A (en) | Well pattern layout rationality judgment method and well pattern layout optimization method | |
| RU2112868C1 (en) | Method for development of oil and gas deposits | |
| RU2086756C1 (en) | Method for development of shallow deposits and separate lenses of multiple-bed oil deposit | |
| CN110410044A (en) | Gas drive CO2、N2Block oil production calculation method under development scheme | |
| RU2208137C1 (en) | Method of oil deposit development | |
| RU2144133C1 (en) | Method controlling development of oil pool | |
| RU2122107C1 (en) | Method for control of development of oil pools with the help of maps of residual oil-saturated strata | |
| RU2044870C1 (en) | Method for development of oil field | |
| RU2087670C1 (en) | Method for liquidation of breakdown damage in oil wells |