RU2047750C1 - Oil pool development method - Google Patents
Oil pool development method Download PDFInfo
- Publication number
- RU2047750C1 RU2047750C1 RU94020061A RU94020061A RU2047750C1 RU 2047750 C1 RU2047750 C1 RU 2047750C1 RU 94020061 A RU94020061 A RU 94020061A RU 94020061 A RU94020061 A RU 94020061A RU 2047750 C1 RU2047750 C1 RU 2047750C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- wells
- zonal
- producing wells
- injection
- months
- Prior art date
Links
Landscapes
- Removal Of Floating Material (AREA)
- Water Treatment By Sorption (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при разработке нефтяной залежи на поздней стадии. The invention relates to the oil industry and may find application in the development of oil deposits at a late stage.
Известен способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку воды через нагнетательные скважины и отбор нефти через добывающие скважины [1] Известный способ не позволяет разрабатывать нефтяную залежь с высоким коэффициентом нефтеотдачи вследствие обводнения добываемой продукции. A known method of developing an oil reservoir, including pumping water through injection wells and taking oil through production wells [1] The known method does not allow the development of an oil reservoir with a high oil recovery coefficient due to flooding of produced products.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ разработки нефтяной залежи, включающий закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбор нефти через добывающие скважины [2] Известный способ позволяет извлекать нефть из застойных зон, однако нефтеотдача залежи остается невысокой вследствие недостаточной степени изменения градиентов потоков рабочего агента в пласте и вытеснения нефти из застойных зон. Closest to the invention in technical essence is a method of developing an oil deposit, including pumping a working agent through injection wells in a cyclic mode and taking oil through production wells [2] The known method allows oil to be extracted from stagnant zones, but the oil recovery of the deposit remains low due to insufficient degree of change gradients of working agent flows in the reservoir and oil displacement from stagnant zones.
Целью изобретения является увеличение нефтеотдачи нефтяной залежи, снижение обводненности добываемой продукции и сокращение эксплуатационных расходов. The aim of the invention is to increase the oil recovery of oil deposits, reducing water cut in extracted products and reducing operating costs.
Достигается это тем, что в способе разработки нефтяной залежи, включающем закачку рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме и отбоp нефти через добывающие скважины, согласно изобретению, из фонда добывающих скважин выделяют три группы, к первой относят добывающие скважины с практически полной обводненностью добываемой продукции, к второй группе добывающие скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут, к третьей группе добывающие скважины с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут, первую группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 2 года остановка скважин, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции, вторую группу скважин разделяют на зональные подгруппы, в соседних зональных подгруппах в противофазе в течение 4-6 мес. добывающие скважины эксплуатируют в циклическом режиме: периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения, затем эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего добывающие скважины всех зональных подгрупп останавливают на 6-8 мес, при этом зональные подгруппы добывающих скважин формируют из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, третью группу добывающих скважин эксплуатируют в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка скважины на 6-8 мес, при остановках добывающих скважин второй группы в зональных подгруппах одновременно уменьшают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличивают объемы закачки рабочего агента до 25% от среднего значения.This is achieved by the fact that in the method of developing an oil reservoir, which includes injecting a working agent through injection wells in a cyclic mode and taking oil through production wells, according to the invention, three groups are distinguished from the production well stock, production wells with almost complete water cut of produced products are classified as the first , to the second group, production wells with a water cut of produced products close to the maximum in economic indicators and with a fluid rate of more than 50 m 3 / day, to the third group up to there are existing wells with a water cut of more than 50% and with a liquid flow rate of less than 10 m 3 / day, the first group of production wells is operated in a cyclic mode: 2 years shutdown of wells, then production until the water cut of produced products is almost completely, the second group of wells is divided into zonal subgroups, in neighboring zonal subgroups in antiphase for 4-6 months. production wells are operated in a cyclic mode: periodic shutdown for the period of decreasing the oil-water ratio, then operation until the oil-water ratio is increased to the maximum water cut, after which the production wells of all zonal subgroups are stopped for 6-8 months, while the zonal subgroups of producing wells are formed from the condition of equivalent selection fluids in each zonal subgroup and the location of production wells of the zonal subgroup in the zone of influence of the group of injection wells supplied from one source of the working agent, the third group of production wells is operated in a cyclic mode: 4-6 months, periodic shutdown for less than a day and operation for less than a day, after which the well is shut down for 6-8 months, when production wells of the second group are stopped zonal subgroups at the same time reduce the volume of injection of the working agent to 25% of the average value through the group of injection wells, in the zone of influence of which there is a zonal subgroup, and when operating production wells, increasing The volume of injection of the working agent is up to 25% of the average value.
Существенными признаками изобретения являются:
1. Закачка рабочего агента через нагнетательные скважины в циклическом режиме.The essential features of the invention are:
1. The injection of the working agent through injection wells in a cyclic mode.
2. Отбор нефти через добывающие скважины. 2. Oil extraction through production wells.
3. Выделение из фонда добывающих скважин трех групп скважин. 3. Allocation of three groups of wells from the fund of producing wells.
4. Отнесение к первой группе добывающих скважин с практически полной обводненностью добываемой продукции. 4. Assignment to the first group of producing wells with almost complete water cut of the produced products.
5. Отнесение к второй группе добывающих скважин с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, т.е. близкой к пределу по рентабельности, и с дебитом по жидкости более 50 м3/сут.5. The assignment to the second group of producing wells with a water cut of produced products close to the maximum in economic indicators, i.e. close to the limit on profitability, and with a fluid flow rate of more than 50 m 3 / day.
6. Отнесение к третьей группе добывающих скважин с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут.6. The assignment to the third group of producing wells with a water cut of more than 50% and with a fluid rate of less than 10 m 3 / day.
7. Эксплуатация первой группы добывающих скважин в циклическом режиме: 2 года остановка, затем эксплуатация до практически полной обводненности добываемой продукции. 7. Operation of the first group of producing wells in a cyclic mode: 2 years shutdown, then exploitation until almost full water cut of the produced products.
8. Разделение второй группы добывающих скважин на зональные подгруппы. 8. The division of the second group of producing wells into zonal subgroups.
9. Формирование зональных подгрупп добывающих скважин из условия эквивалентного отбора жидкости в каждой зональной подгруппе и нахождения добывающих скважин зональной подгруппы в зоне воздействия группы нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента. 9. Formation of zonal subgroups of production wells from the condition of equivalent fluid withdrawal in each zonal subgroup and the location of production wells of a zonal subgroup in the zone of influence of a group of injection wells supplied from a single source of working agent.
10. Эксплуатация добывающих скважин в соседних зональных подгруппах в противофазе и в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время уменьшения водонефтяного отношения и эксплуатация до увеличения водонефтяного отношения до предельной обводненности, после чего остановка добывающих скважин всех зональных подгрупп на 6-8 мес. 10. Operation of production wells in adjacent zonal subgroups in antiphase and in a cyclic mode: 4-6 months; periodic shutdown for the period of reduction of the oil-water ratio and operation until the oil-water ratio increases to the maximum water cut, after which the production wells of all zonal subgroups are stopped for 6-8 months .
11. Эксплуатация третьей группы добывающих скважин в циклическом режиме: 4-6 мес периодическая остановка на время менее суток и эксплуатация в течение времени менее суток, после чего остановка на 6-8 мес. 11. Operation of the third group of production wells in a cyclic mode: 4-6 months; periodic shutdown for less than a day and operation for less than a day, followed by a shutdown for 6-8 months.
12. Одновременное с остановкой добывающих скважин в зональных подгруппах уменьшение объемов закачки рабочего агента до 25% от среднего значения через группы нагнетательных скважин, в зоне воздействия которых находится зональная подгруппа, а при эксплуатации добывающих скважин увеличение объемов закачки рабочего агента до 25% от среднего значения. 12. Simultaneously with the shutdown of production wells in the zonal subgroups, a decrease in the injection volume of the working agent is up to 25% of the average value through groups of injection wells in the zone of influence of which the zonal subgroup is located, and during the operation of the production wells, the increase in the injection volume of the working agent is up to 25% of the average value .
Признаки 1 и 2 являются общими с прототипом, признаки 3-12 являются существенными отличительными признаками изобретения. Signs 1 and 2 are common with the prototype, signs 3-12 are the essential distinguishing features of the invention.
Сущность изобретения. На поздней стадии разработки нефтяной залежи продукция разных добывающих скважин имеет разную обводненность, от практически полной обводненности порядка 99-100% и обводненности, близкой к предельной по экономическим показателям порядка 96-97% до текущей обводненности порядка 50% и выше. Кроме того, разные скважины имеют разный дебит по жидкости. Длительность остановки полностью обводнившихся скважин порядка 2-х лет обусловлена необходимостью создания на данном участке условий, сходных с условиями переформирования залежи. Относительно мало обводнившиеся скважины с малым дебитом порядка 10 м3/сут нет смысла останавливать для переформирования залежи. Здесь более подходит кратковременное, но частое воздействие, в результате которого часто изменяются градиенты потоков флюидов в околоскважинной зоне.SUMMARY OF THE INVENTION At a late stage in the development of an oil reservoir, the production of different producing wells has different water cuts, from almost full water cut of about 99-100% and water cut close to the limit in economic indicators of about 96-97% to the current water cut of about 50% and higher. In addition, different wells have different fluid rates. The duration of the shutdown of completely flooded wells of about 2 years is due to the need to create conditions in this section similar to the conditions for the reformation of the reservoir. Relatively few watered wells with low flow rates of the order of 10 m 3 / day do not make sense to stop for reformation of the reservoir. Here, a short-term but frequent impact is more suitable, as a result of which the gradients of fluid flows in the near-wellbore zone often change.
В то же время при длительной остановке таких скважин на 6-8 мес происходит процесс переформирования залежи, что сказывается на последующем цикле периодической эксплуатации в течение 4-6 мес. At the same time, with a long shutdown of such wells for 6-8 months, the process of reformation of the deposit occurs, which affects the subsequent cycle of periodic operation for 4-6 months.
Скважины с обводненностью добываемой продукции, близкой к предельной по экономическим показателям, т. е. при обводненности порядка 96-97% также эксплуатируют циклически. Также при остановке на 6-8 мес происходят процессы переформирования залежи. Однако при циклической эксплуатации в течение 4-6 мес наблюдается иной процесс. При остановке скважины с обводненностью 97% на время от 5 до 15 сут происходит опадение конусов обводненности, выравнивание давления в околоскважинных зонах и как следствие уменьшение обводненности добываемой продукции. Время уменьшения водонефтяного отношения для разных скважин разное и определяется путем замеров. Как правило, это время равно времени, в течение которого обводненность добываемой продукции снижается с установившейся величины, например 97% до постоянной величины, например 88% которая при более длительной выдержке практически не меняется. После запуска такой скважины в эксплуатацию постоянно, ориентировочно в течение 5-15 сут, обводненность добываемой продукции достигает предельной величины, т.е. повышается от 88 до 97% Затем циклы снова повторяют. Wells with a water cut of produced products close to the maximum in terms of economic indicators, i.e., with a water cut of about 96-97%, they also operate cyclically. Also, when stopping for 6-8 months, processes of reorganization of the deposit occur. However, during cyclic operation for 4-6 months, a different process is observed. When a well with a water cut of 97% is stopped for a period of 5 to 15 days, the water cut cones fall, the pressure equalizes in the near-wellbore zones and, as a result, the water cut of the produced products decreases. The time for the reduction of the oil-water ratio for different wells is different and is determined by measurements. As a rule, this time is equal to the time during which the water cut of the produced products decreases from a steady value, for example, 97% to a constant value, for example 88%, which practically does not change with a longer exposure. After the launch of such a well into operation constantly, approximately within 5-15 days, the water cut of the produced products reaches the maximum value, i.e. rises from 88 to 97% Then the cycles are repeated again.
Распределение добывающих скважин на зональные подгруппы и осуществление работы этих групп в противофазе способствует экономии энергии и рабочего агента и создает изменение градиентов потоков на уровне участков залежи. Работа в противофазе заключается в том, что когда скважины одной зоны остановлены, то на соседней зоне скважины запущены в работу и наоборот. The distribution of production wells into zonal subgroups and the implementation of the work of these groups in antiphase helps to save energy and a working agent and creates a change in flow gradients at the level of the deposits. Work in antiphase consists in the fact that when the wells of one zone are stopped, then in the neighboring zone the wells are put into operation and vice versa.
Отбор жидкости из каждой зональной подгруппы должен быть примерно эквивалентным отбору жидкости из скважины соседней зональной подгруппы. При этом сохраняется баланс жидкостей. The fluid withdrawal from each zonal subgroup should be approximately equivalent to the fluid withdrawal from the well of the adjacent zonal subgroup. At the same time, the balance of liquids is maintained.
Нахождение каждой зональной подгруппы в зоне воздействия нагнетательных скважин, снабжающихся от одного источника рабочего агента, позволяет одновременно использовать на залежи в разных зонах разные рабочие агенты, например, воду, сточную (пластовую) воду, их смеси, и в то же время осуществлять воздействие на зональную подгруппу только одним рабочим агентом не опасаясь смешения разных рабочих агентов на территории одной зоны. Уменьшение и увеличение объемов закачки позволяет экономить рабочий агент и уменьшать расходы на его закачку. The presence of each zonal subgroup in the impact zone of injection wells supplied from the same source of the working agent makes it possible to simultaneously use different working agents on deposits in different zones, for example, water, sewage (formation) water, their mixtures, and at the same time to influence a zonal subgroup with only one working agent without fear of mixing different working agents on the territory of one zone. Reducing and increasing the volume of injection allows you to save a working agent and reduce the cost of its injection.
Таким образом, при предложенной системе разработки имеются следующие типы воздействия на залежь:
1. Импульсное волновое от остановок и запусков скважин с периодичностью менее суток.Thus, with the proposed development system, there are the following types of effects on the reservoir:
1. Pulse wave from stops and starts of wells with a frequency of less than a day.
2. Импульсное волновое от остановок и запусков скважин с периодичностью 5-15 сут. 2. Pulse wave from stops and starts of wells with a frequency of 5-15 days.
3. Импульсное волновое от изменения режимов работы нагнетательных скважин. 3. Impulse wave from changing operating modes of injection wells.
4. Волновое от перепадов давлений между зональными подгруппами скважины. 4. Wave from pressure drops between zonal subgroups of the well.
5. Стационарное в течение 6-8 мес для переформирования залежи. 5. Inpatient for 6-8 months for the reformation of the reservoir.
6. Стационарное в течение 2 лет для переформирования залежи. 6. Inpatient for 2 years to reform the reservoir.
7. Взаимное и совокупное влияние этих 6 типов воздействий. 7. Mutual and cumulative influence of these 6 types of effects.
Предложенная система разработки позволяет снизить обводненность добываемой продукции, повысить нефтеотдачу залежи, экономить ресурсы, рационально использовать пластовую жидкость. The proposed development system allows to reduce the water cut of the produced products, increase the oil recovery of the deposit, save resources, and use formation fluid rationally.
П р и м е р. Разрабатывают нефтяную залежь длиной 14 км и шириной 12 км со следующими характеристиками: средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина 5-12 м, пористость 11-14% проницаемость 78-190 мД, пластовое давление 37 МПа, пластовая температура 76оС, давление насыщения нефти 11,6-15,5 МПа, газосодержания 80-130 м3/т, плотность нефти 0,75 г/см3, динамическая вязкость 1 сПз, содержание парафина 5% содержание смол и асфальтенов 10%
Через 138-мь нагнетательных скважин закачивают пресную воду, сточную воду и их смеси, через 250-ть добывающих скважин отбирают нефть. Средняя обводненность добываемой продукции на 20-й год разработки достигла 90%
На залежи выделяют участок, ограниченный рядами нагнетательных скважин, между которыми размещены добывающие скважины. На участке размещены 40 нагнетательных скважин в два ряда и 75 добывающих скважин. Из 75 добывающих скважин выделяют первую группу скважин с обводненностью добываемой продукции 99-100% в количестве 9-ти. Выделяют вторую группу добывающих скважин с обводненностью добываемой продукции от 96 до 99% в количестве 15. Дебит по жидкости этих скважин составляет более 50 м3/сут. Выделяют третью группу добывающих скважин с обводненностью более 50% и с дебитом по жидкости менее 10 м3/сут в количестве 7-ми. В первой, второй и третьей группах содержится 31 скважина. Остальные 44-е скважины не относят к указанным группам, а эксплуатируют в постоянном нециклическом режиме эксплуатации.PRI me R. Devise oil pool length of 14 km and a width of 12 km, with the following characteristics: average net pay thickness of 5-12 m, a porosity of 11-14% 78-190 md permeability, reservoir pressure 37 MPa, reservoir temperature of 76 C, the saturation pressure of the oil 11, 6-15.5 MPa, gas content 80-130 m 3 / t, oil density 0.75 g / cm 3 , dynamic viscosity 1 cps, paraffin content 5% tar and asphaltene content 10%
Fresh water, waste water and their mixtures are pumped through 138 injection wells, oil is taken through 250 production wells. The average water cut of extracted products for the 20th year of development reached 90%
An area is allocated to the deposits, limited by rows of injection wells, between which production wells are located. The site has 40 injection wells in two rows and 75 production wells. From 75 producing wells, the first group of wells is distinguished with a water cut of produced products of 99-100% in the amount of 9. The second group of producing wells is distinguished with a water cut of produced products from 96 to 99% in the amount of 15. The liquid flow rate of these wells is more than 50 m 3 / day. A third group of producing wells with a water cut of more than 50% and with a fluid rate of less than 10 m 3 / day in an amount of 7 is allocated. The first, second and third groups contain 31 wells. The remaining 44th wells are not assigned to these groups, but are operated in a constant non-cyclic mode of operation.
75-ть добывающих скважин разделяют на две соседние зональные подгруппы. В первой зональной подгруппе размещено 39-ть добывающих скважин, среди которых 5-ть скважин первой группы, 8-мь скважин второй группы, 3-и скважины третьей группы и 23-и скважины, не отнесенные к группам. Отбор жидкости в первой зональной подгруппе составляет 2700 м3/сут. Все 39-ть добывающих скважин находятся в зоне воздействия 22 нагнетательных скважин, снабжающихся пресной водой от первой блочно-кустовой насосной станции. Объем закачки рабочего агента через первую блочно-кустовую насосную станцию составляет 6500 м3/сут. Приемистость нагнетательных скважин составляет от 250 до 500 м3/сут.75 production wells are divided into two adjacent zonal subgroups. The first zone subgroup contains 39 production wells, among which 5 wells of the first group, 8 wells of the second group, 3 wells of the third group and 23 wells not assigned to the groups. The selection of fluid in the first zonal subgroup is 2700 m 3 / day. All 39 production wells are located in the zone of influence of 22 injection wells supplied with fresh water from the first block-cluster pump station. The volume of injection of the working agent through the first block-cluster pumping station is 6500 m 3 / day. The injectivity of injection wells is from 250 to 500 m 3 / day.
Во второй зональной подгруппе размещено 36 добывающих скважин, среди которых 4 скважины первой группы, 7 скважин второй группы, 4 скважины третьей группы и 21 скважина, из числа не отнесенных к группам. Отбор жидкости во второй зональной подгруппе составляет 2650 м3/сут. Все 36 добывающих скважин находятся в зоне воздействия 18 нагнетательных скважин, снабжающихся сточной водой от второй блочно-кустовой насосной станции. Объем закачки рабочего агента через вторую блочно-кустовую насосную станцию составляет 6500 м3/сут. Приемистость нагнетательных скважин составляет от 300 до 500 м3/сут.In the second zone subgroup, 36 production wells are located, among which 4 are wells of the first group, 7 are wells of the second group, 4 are wells of the third group, and 21 are not assigned to the groups. The selection of fluid in the second zonal subgroup is 2650 m 3 / day. All 36 production wells are located in the zone of influence of 18 injection wells supplied with waste water from the second block-cluster pump station. The volume of injection of the working agent through the second block-cluster pumping station is 6500 m 3 / day. The injectivity of injection wells is from 300 to 500 m 3 / day.
В первой и второй зональных подгруппах останавливают 9 скважин первой группы сроком на два года, после двухлетней выдержки скважины эксплуатируют до 99% обводненности и снова останавливают и т.д. In the first and second zonal subgroups, 9 wells of the first group are stopped for a period of two years, after two years of exposure the wells operate up to 99% of the water cut and are stopped again, etc.
В первой зональной подгруппе 8 скважин второй группы останавливают на 7 суток, затем эксплуатируют 7 суток и т.д. и так в течение 4-6 мес (2 скважины в течение 4 месяцев, 2-5 месяцев, 3-6 мес). За 7 суток остановки обводненность добываемой продукции уменьшается с 96-99% по разным скважинам до 70-90% При большей выдержке дальнейшего снижения обводненности практически не наблюдается. При эксплуатации скважин за 7 сут обводненность добываемой продукции увеличивается от 70-90% до 96-99%
Суммарная добыча нефти за 14 суток циклического режима превышает добычу нефти за тот же период в тех же скважинах, работающих в нециклическом режиме, на 10-20%
Циклический режим 8 скважин второй группы осуществляют в течение 4-6 мес, затем скважины останавливают на 6-8-мь мес.In the first zonal subgroup, 8 wells of the second group are stopped for 7 days, then exploited for 7 days, etc. and so for 4-6 months (2 wells for 4 months, 2-5 months, 3-6 months). After a 7 day shutdown, the water cut of the produced products decreases from 96-99% in different wells to 70-90%. With a longer shutter speed, there is practically no further decrease in water cut. When operating wells for 7 days, the water cut of produced products increases from 70-90% to 96-99%
The total oil production for 14 days of a cyclic regime exceeds oil production for the same period in the same wells operating in a non-cyclic mode by 10-20%
The cyclic mode of 8 wells of the second group is carried out for 4-6 months, then the wells are stopped for 6-8 months.
Одновременно во второй зональной подгруппе 7 скважин второй группы останавливают на 7 сут, затем эксплуатируют 7 сут. и т.д. в течение 4-6 мес (3 скважины в течение 4 мес, 3-5 мес, 2-6 мес). При этом остановку скважин второй зональной подгруппы производят в противофазе со скважинами первой зональной подгруппы, т. е. скважины второй зональной группы останавливают в то время, когда скважины первой зональной подгруппы эксплуатируют и наоборот. После проведения циклического режима в течение 4-6 мес скважины второй группы второй зональной подгруппы останавливают на 6-8 мес так же, как и скважины первой зональной подгруппы, затем циклы повторяют и т.д. At the same time, in the second zonal subgroup, 7 wells of the second group are stopped for 7 days, then they are operated for 7 days. etc. for 4-6 months (3 wells for 4 months, 3-5 months, 2-6 months). In this case, the wells of the second zonal subgroup are stopped in antiphase with the wells of the first zonal subgroup, i.e., the wells of the second zonal group are stopped while the wells of the first zonal subgroup are being operated and vice versa. After conducting a cyclic regime for 4-6 months, the wells of the second group of the second zonal subgroup are stopped for 6-8 months in the same way as the wells of the first zonal subgroup, then the cycles are repeated, etc.
Одновременно с остановкой добывающих скважин в первой зональной подгруппе уменьшают объем закачки воды от первой блочно-кустовой насосной станции через 22 нагнетательные скважины с 6500 до 3500 м3/сут. При эксплуатации добывающих скважин возобновляют закачку воды в объеме 6500 м3/сут.Simultaneously with the shutdown of production wells in the first zone subgroup, the volume of water injection from the first block-cluster pumping station through 22 injection wells is reduced from 6500 to 3500 m 3 / day. During the operation of production wells, water injection in the volume of 6500 m 3 / day is resumed.
Одновременно с остановкой добывающих скважин во второй зональной подгруппе уменьшают объем закачки сточной воды от второй блочно-кустовой насосной станции через 19 нагнетательных скважин с 6500 до 3250 м3/сут. При эксплуатации добывающих скважин возобновляют закачку сточной воды в объеме 6500 м3/сут.Simultaneously with the shutdown of production wells in the second zonal subgroup, the volume of wastewater injection from the second block-cluster pumping station through 19 injection wells is reduced from 6,500 to 3,250 m 3 / day. During the operation of production wells, the injection of waste water in the volume of 6500 m 3 / day is resumed.
Среднее значение объемов закачки рабочего агента составляет 4800-4900 м3/сут.The average value of the volume of injection of the working agent is 4800-4900 m 3 / day.
Третью группу добывающих скважин в количестве 7 периодически останавливают на время 6-24 ч и эксплуатируют в течение 6-24 ч в обеих зональных группах одновременно в течение 4-6-ти мес, после чего их останавливают на 6-8-мь мес и т.д. The third group of producing wells in the amount of 7 is periodically stopped for 6-24 hours and operated for 6-24 hours in both zone groups simultaneously for 4-6 months, after which they are stopped for 6-8 months and t .d.
Аналогично на залежи выделяют другие участки разработки и другие зональные подгруппы и разрабатывают залежь на вышеприведенных режимах. Similarly, other development areas and other zonal subgroups are allocated to deposits and deposits are developed in the above modes.
Применение предлагаемого способа позволяет снизить обводненность добываемой продукции, увеличить нефтеотдачу залежи, снизить эксплуатационные расходы и сократить сроки разработки залежи. При этом добыча нефти возрастает не только в скважинах с циклическим режимом работы, но и в скважинах с нециклическим режимом работы. The application of the proposed method allows to reduce the water content of the extracted products, increase the oil recovery of the reservoir, reduce operating costs and reduce the development time of the reservoir. At the same time, oil production increases not only in wells with a cyclic mode of operation, but also in wells with a non-cyclic mode of operation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94020061A RU2047750C1 (en) | 1994-05-30 | 1994-05-30 | Oil pool development method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU94020061A RU2047750C1 (en) | 1994-05-30 | 1994-05-30 | Oil pool development method |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2047750C1 true RU2047750C1 (en) | 1995-11-10 |
| RU94020061A RU94020061A (en) | 1996-05-20 |
Family
ID=20156566
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU94020061A RU2047750C1 (en) | 1994-05-30 | 1994-05-30 | Oil pool development method |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2047750C1 (en) |
Cited By (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459937C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459936C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2481467C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2487233C1 (en) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2652243C1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
| RU2657589C1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-06-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the oil deposit |
| RU2814233C1 (en) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for development of section of multilayer oil deposit |
-
1994
- 1994-05-30 RU RU94020061A patent/RU2047750C1/en active
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| Авторское свидетельство СССР N 1693233, кл. E 21B 43/20, 1989. * |
| Муравьев И.М. и др. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.: Недра, 1970, с.103. * |
Cited By (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2459937C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2459936C1 (en) * | 2011-10-31 | 2012-08-27 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2481467C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2481465C1 (en) * | 2012-07-23 | 2013-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2487233C1 (en) * | 2012-08-24 | 2013-07-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
| RU2652243C1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-04-25 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method of developing oil deposits |
| RU2657589C1 (en) * | 2017-04-26 | 2018-06-14 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Method for developing the oil deposit |
| RU2814233C1 (en) * | 2023-07-24 | 2024-02-28 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д.Шашина | Method for development of section of multilayer oil deposit |
| RU2816602C1 (en) * | 2024-01-11 | 2024-04-02 | Публичное акционерное общество "Татнефть" имени В.Д. Шашина | Oil deposit development method |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU94020061A (en) | 1996-05-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA006833B1 (en) | Method of hydraulic fracture of subterranean formation | |
| RU2047750C1 (en) | Oil pool development method | |
| RU2433250C1 (en) | Method of oil development by using periodic operation of producer wells with operation portions varying with oil well fluid density variation | |
| RU2072033C1 (en) | Method for after-exploitation oil deposit | |
| RU2614834C1 (en) | Operation method of oil pool by using nonstationary waterflood | |
| RU2132939C1 (en) | Method of developing multiple-zone oil deposit | |
| RU2091569C1 (en) | Method of development of nonuniform oil pool | |
| RU2191255C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2189438C1 (en) | Method of oil field development | |
| RU2103488C1 (en) | Method for watering of oil deposit | |
| RU2418155C1 (en) | Method of system cyclic development of oil deposit at late stage | |
| RU2179237C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2817834C1 (en) | Method of increasing oil recovery in areas of non-stationary water flooding | |
| RU2087686C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| Pelger | Ch. F-8 Microbial Enhanced Oil Recovery Treatments and Wellbore Stimulation Using Microorganisms to Control Paraffin, Emulsion, Corrosion, and Scale Formation | |
| RU2105870C1 (en) | Method for development of oil deposit | |
| RU2142556C1 (en) | Method of development of nonuniform-zone oil field | |
| RU2129656C1 (en) | Method of oil pool development | |
| RU2487233C1 (en) | Oil deposit development method | |
| RU2012783C1 (en) | Method for development of high-viscosity oil field | |
| RU2820950C1 (en) | Method of increasing oil recovery of formations | |
| SU1693233A1 (en) | Method of producing non-uniform oil field with viscous oil | |
| RU2208139C1 (en) | Method of development of water-encroached oil pools with zonal nonuniform and different in permeability formations | |
| RU2011805C1 (en) | Process of exploitation of oil field | |
| RU2084618C1 (en) | Method for development of oil pool |